渤海超高溫碳酸鹽巖儲層酸化技術

崔 波，馮浦涌，榮新明，張 強，陳 軍，潘定成

（中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300450）

渤海古生界潛山碳酸鹽巖油氣藏分布廣泛，勘探開發(fā)潛力巨大。目前渤中21-22構造已開鉆數(shù)口探井，在馬家溝組發(fā)現(xiàn)潛山超高溫裂縫型碳酸鹽巖氣藏，儲量達10×108m3[1]。在渤海潛山超高溫碳酸鹽巖油氣藏勘探開發(fā)的過程中，由于鉆井液濾失及固相顆粒的堵塞，導致儲層受到傷害，測試產(chǎn)量降低。需要采用酸化措施來解除儲層傷害，改善地層滲流通道，溝通地層原始縫洞孔道，達到認識和評價儲層的目的[2-3]。該區(qū)塊探井具有超高溫（＞180 ℃）、埋藏深（＞5 000 m）、物性差（低孔低滲）、非均質性強（滲透率極差＞100）、測試層段長（＞ 300 m）、含硫化氫（硫化氫濃度＞20 mg/L）等特點。儲層的改造難度大，常規(guī)措施無法滿足測試需要。亟待開展針對性研究，提出針對渤海潛山超高溫碳酸鹽巖的儲層改造措施。

1 油藏基本地質特征

渤中21-22構造區(qū)位于渤中凹陷南部，整體具有凹中隆的構造背景。構造區(qū)基底潛山整體發(fā)育太古界、古生界和中生界。古生界奧陶系馬家溝組是一套淺海臺地相碳酸鹽巖沉積，儲層發(fā)育于長期不整合面之下，與古風化殼之間有非滲透性地層相隔，具有埋深大的特點[4]。

渤中21-22構造鉆探潛山古生界碳酸鹽巖的巖性主要為白云巖、灰?guī)r、云灰?guī)r、灰云巖和泥巖等，其中白云巖的儲集物性普遍好于灰?guī)r；儲集空間類型主要為孔隙、溶洞和裂縫3種；儲層類型整體以溶洞型儲層為主，縱向上大致分為3段；其中，古生界上段和下段主要發(fā)育溶洞型儲層，中段以溶洞-裂縫型儲層為主，且儲層發(fā)育程度主要受沉積相類型、巖溶作用和構造破裂作用控制。

探井A目的層巖性以泥晶灰?guī)r、泥晶白云巖為主，碳酸鹽巖含量77.6%～96.4%，各井段礦物成分含量見圖1。

圖1 不同井段儲層礦物成分含量Fig. 1 Mineral composition of reservoirs in different well sections

探井A碳酸鹽巖儲層儲集空間類型以孔隙、裂縫為主，微裂縫發(fā)育，巖心微觀結構見圖2?？紫督Y構：（2～10）×10-3μm2孔隙不均勻分布。孔隙度0.1%～9.7%，平均孔隙度2.8%；滲透率 （0.1～10）×10-3μm2，平均滲透率1.5×10-3μm2，屬低孔-低滲儲層，各井段孔隙度滲透率分布見圖3。

圖2 探井A潛山碳酸鹽巖儲集空間Fig. 2 Carbonate reservoir space in Buried hill of Well A

圖3 探井A潛山碳酸鹽巖孔隙度滲透率分布Fig. 3 Porosity and permeability distribution in Buried hill carbonate reservoirs of Well A

2 渤海超高溫碳酸鹽巖儲層酸化難點及對策

2.1 渤海超高溫碳酸鹽巖儲層酸化難點

渤中21-22探井具有超高溫、埋藏深、物性差、非均質性強、測試層段長、含硫化氫等特點。這些儲層改造的難點對常規(guī)酸化技術提出了挑戰(zhàn)。

（1）超高溫：目的層溫度＞180 ℃，超高溫對酸液體系提出了很高的緩速緩蝕要求，需要考慮處理液體系耐高溫及緩速緩蝕性能。

（2）埋藏深：埋深＞5 000 m，施工管柱長，摩阻大。

（3）儲層物性差：低孔低滲，致密氣藏易發(fā)生水鎖傷害。

（4）非均質性強：滲透率級差＞100，裸眼測試層段長＞300 m，無法確保儲層均勻改造。

（5）儲層含硫化氫：鄰井測試返排含硫化氫（ 26～29 mg/L），需要考慮防硫化氫。

2.2 渤海超高溫碳酸鹽巖儲層酸化對策

針對渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲層酸化難題，通過基礎理論研究和技術研發(fā)，創(chuàng)新性地提出了 “非酸螯合+高溫緩速緩蝕”相結合的方式，形成了針對渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲層酸化技術。渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲層改造酸化難點及對策見表1。

表1 潛山超高溫碳酸鹽巖儲層酸化難點及對策Table 1 Difficulty and countermeasure for acidification of Buried hill carbonate reservoirs with super-high temperature

3 液體體系選擇及儲層改造工藝優(yōu)化

由于超高溫對酸液的耐溫緩速性能要求高，同時為了降低酸液對施工管柱的腐蝕，首先采用非酸螯合體系降溫緩速，深部溶蝕；然后采用高溫緩速緩蝕體系激活天然裂縫，增大改造范圍。采用“非酸螯合+高溫緩速緩蝕體系”增產(chǎn)工藝不僅可以解除鉆井過程中的近井地帶污染，又可以實現(xiàn)儲層深部改造。

3.1 酸液體系選擇

3.1.1 非酸螯合體系

非酸螯合體系與鈣鎂離子形成穩(wěn)定的五元環(huán)螯合物，可有效地對碳酸鹽巖儲層進行深部溶蝕，兼具有腐蝕速率低、抑制黏土膨脹等特點。相比與傳統(tǒng)酸液體系，非酸螯合體系有著良好的緩速和緩蝕性能。在碳酸鹽巖儲層改造中，不僅可以避免管柱受腐蝕的影響，又可以溝通遠井溶洞孔隙和微裂縫，實現(xiàn)深部解堵。

非酸螯合體系配方：50%螯合劑+0.6%潤濕反轉劑+淡水

非酸螯合體系特點如下:

1）溶垢效率高：180 ℃條件下，4 h對碳酸鹽巖溶解率＞99%；

2）反應溫和：180 ℃條件下，與碳酸鹽巖反應速率為鹽酸反應速率的0.4%；

3）低腐蝕性：180 ℃條件下，腐蝕速率＜2.1 g/（m2·h）；

4）綠色環(huán)保：產(chǎn)品pH值為7～8，對人和設備不會造成損害。

3.1.2 高溫緩速緩蝕體系

高溫緩速緩蝕體系具有耐高溫腐蝕及低摩阻性能。通過體系增黏，降低酸巖反應速度和液體濾失速度，實現(xiàn)儲層的深部處理。

高溫緩速緩蝕酸體系配方：15%HCl+8%黏彈性表面活性劑+4%高溫緩蝕劑+2%鐵穩(wěn)劑+1%破乳劑+0.6%潤濕反轉劑+0.1%降阻劑

黏彈性表面活性劑：酸液注入進地層時，優(yōu)先進入高滲透層，隨酸液的消耗，pH值升高，同時酸巖反應產(chǎn)生游離的二價金屬陽離子(Ca2+、Mg2+)。在pH值和金屬陽離子的共同作用下，黏彈性表面活性劑的結構發(fā)生變化，使體系黏度劇增，酸液在高滲透層的阻力增大，迫使后續(xù)酸液進入低滲透層，從而實現(xiàn)對酸液的分流轉向作用和儲層的均勻處理[5-11]。

高溫緩蝕劑：以甲醛，苯乙酮，N-甲基苯胺為原料，經(jīng)縮合反應生成曼尼希堿，向生成的曼尼希堿中加入氯乙酸進行季銨化反應，最終得到具有優(yōu)良的酸溶性的曼尼希堿季銨鹽。曼尼希堿季銨鹽通過降低指前因子及增加腐蝕反應的活化能抑制腐蝕速率。將曼尼希堿季銨鹽與丙炔醇復配后，可適用于180 ℃儲層的酸化施工。

高溫緩速緩蝕酸體系特點如下：

1）低腐蝕性：180 ℃條件下，腐蝕速率＜70.48 g/（m2·h）；

2）低摩阻：約為清水的30%～35%；

3）低表界面張力：25 ℃條件下，表面張力＜24 mN/m，界面張力＜1 mN/m ；

4）低反應速率：緩速率大于90%。

3.2 處理液規(guī)模優(yōu)化

儲層流體徑向流入井內時，80%～90%的壓力損耗發(fā)生在井筒周圍10 m的范圍內。酸化可使天然裂縫重新打開，并在井筒附近產(chǎn)生高滲流通道的酸蝕孔洞，碳酸鹽巖酸化常使表皮系數(shù)變?yōu)樨撝?，在相同的生產(chǎn)壓差下可大幅度增加單井產(chǎn)量[6]。根據(jù)徑向流達西滲流公式：

式中：p為地層壓力，MPa；pwf為井底流動壓力，MPa；q為產(chǎn)量，m3/d；μ為原油黏度，mPa·s；B為原油體積系數(shù)；K為儲層滲透率，10-3μm2；h為儲層厚度，m；r為泄油半徑，m；rw為井筒半徑，m；S為表皮系數(shù)。

假設處理區(qū)域內的滲透率為無限大，則有：

式中：K為儲層滲透率，10-3μm2；Ks為酸化后儲層滲透率，10-3μm2；rs為酸化半徑，m；rw為井筒半徑，m。

通過式（2）可知處理半徑越大對應的表皮系數(shù)越低。由于海上鉆井平臺空間受限，總處理液量設計為150 m3（50 m3非酸螯合體系+100 m3高溫緩速緩蝕體系）。

3.3 施工排量優(yōu)化

注入排量是井筒溫度降低的主導因素之一，隨著注入排量的增大，井筒溫度降低得越快（圖4）。這是因為排量越大，對流換熱作用越強烈，對井筒冷卻作用更加迅速。

圖4 井筒溫度隨排量的變化（注入時間30min）Fig. 4 Variation of wellbore temperature with displacement rate (injection time 30min)

采用碳酸鹽巖儲層酸化酸壓數(shù)值模擬軟件模擬計算（模擬地層溫度180 ℃，地層壓力53 MPa，注酸強度1 m3/m），可得到不同注入速度下的二維徑向溶解孔隙度（圖5）。模擬結果可知注入速度對溶解形態(tài)影響很大。當注入速度較大時 （圖5(d)），形成均一溶蝕，雖然大部分區(qū)域都被溶蝕，但是無法得到足夠大的滲透率；當注入速度較小時（圖5(a)），形成面溶蝕，溶蝕所需酸量大；當注入速度適當時（圖5(b)、 圖5(c)），形成蚓孔結果與Frick等所得實驗結果相吻合。蚓孔突破標志著注入酸穿透了污染區(qū)域，使井筒與未污染的地層相連，蚓孔成為高滲透通道，當蚓孔穿透傷害帶時，認為地層傷害完全得到解除。因此，對于酸化層位，存在一個最優(yōu)的注酸排量，使得在最小的用酸量條件下達到酸液深部穿透的目的，從而解除傷害帶污染，恢復產(chǎn)能。根據(jù)模擬結果優(yōu)選注酸排量1～2 m3/min。

圖5 不同注入排量下酸蝕溶解孔隙度Fig. 5 Acid dissolution porosity at different injection rates

3.4 殘酸返排

探井目的儲層為古生界潛山碳酸鹽巖，儲層壓力系數(shù)約為1.06，由于殘酸密度大（1.075 g/cm3），且低孔低滲氣層易水鎖。為了保護油氣層，并提高作業(yè)效率，采用0.86 g/cm3柴油作為頂替液，酸化作業(yè)結束后采用連續(xù)油管+膜制氮設備進行殘酸返排，盡快將殘酸返排干凈，避免儲層二次傷害。

4 現(xiàn)場施工效果分析

采用50 m3非酸螯合體系+100 m3高溫緩速緩蝕體系+16 m3柴油頂替液對探井A碳酸鹽巖儲層實施酸化，現(xiàn)場施工曲線見圖6。

圖6 探井A儲層改造施工曲線Fig. 6 Reservoir acidizing curve of Well A

從現(xiàn)場曲線可以看出：當排量提升至1.3 m3/min后，井底壓力出現(xiàn)了兩次較大幅度的降低（從63.7 MPa降低至61.4 MPa）和（從62.6 MPa降低至56.1 MPa），兩次壓力下降中間有一個明顯的壓力增加（從61.4 MPa增加至62.6 MPa）。井底壓力變化表明：隨著酸液的推進，酸液首先溝通了井筒附近的天然縫洞，使流體滲流阻力降低，井底壓力下降。隨著酸巖反應的持續(xù)，黏彈性表面活性劑黏度增加，酸液在高滲透層的阻力增大，迫使后續(xù)酸液進入低滲透層，從而實現(xiàn)對酸液的轉向作用和儲層的均勻處理。隨后井底壓力大幅降低，表明酸液體系溝通了遠處的縫洞系統(tǒng)，極大改善了地層的滲流通道。

根據(jù)施工后井下溫度數(shù)據(jù)回放可知，處理液進入地層后，井底溫度從180 ℃降至90 ℃。冷卻效果與施工前數(shù)模結果接近，表明非酸螯合體系起到了良好的降溫緩蝕緩速效果。

探井A措施前產(chǎn)氣量較少，且不穩(wěn)定。采用 “非酸螯合+高溫緩速緩蝕”技術進行施工后，產(chǎn)氣量增加55倍，增產(chǎn)效果顯著。

5 結論

（1）通過非酸螯合體系降溫緩速、深部溶蝕，結合高溫緩速緩蝕酸液激活天然裂縫、增大改造范圍，適應渤海潛山超高溫碳酸鹽巖儲層酸化改造。

（2）探井A井采用“非酸螯合+高溫緩速緩蝕”技術進行施工后產(chǎn)氣量增加55倍，增產(chǎn)效果顯著。該井的成功實施可為后續(xù)類似高溫深層碳酸鹽巖儲層改造施工提供借鑒，同時也可拓展應用到海上深層其他巖性的儲層改造，如太古界變質巖等。