海上特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化增效技術(shù)研究與應(yīng)用*

劉成林 任 楊 孫 林 劉偉新 徐 斌

(1.中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 3.卡爾加里大學(xué)土木工程系 4. OGI地質(zhì)力學(xué)公司)

0 引 言

受海上平臺(tái)空間面積、作業(yè)費(fèi)用和水源等條件限制，目前適應(yīng)性較廣的酸化技術(shù)是中國(guó)海上油田最主要的增產(chǎn)措施，年施工規(guī)模約600井次，取得了顯著的增產(chǎn)效果。但隨著海上油田勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了一批特低滲(5～10 mD)、低滲(10～50 mD)[1]砂巖儲(chǔ)層，例如南海東部油田古近系儲(chǔ)層探明儲(chǔ)量超過(guò)5×107m3，其中特低滲、低滲砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)量占到。這些儲(chǔ)層進(jìn)行酸化施工時(shí)通常表現(xiàn)為泵注壓力高、排量低、施工壓力擴(kuò)散緩慢[2]，同時(shí)酸化作業(yè)后增產(chǎn)幅度有限。特別是在特低滲砂巖儲(chǔ)層，上述特征更加明顯，常規(guī)酸化施工遇到較大技術(shù)瓶頸。

目前國(guó)內(nèi)研究特低滲、低滲儲(chǔ)層酸化主要集中在長(zhǎng)慶、延長(zhǎng)、吐哈、新疆和塔里木等油田，長(zhǎng)慶環(huán)江油田延長(zhǎng)組平均滲透率0.43 mD[3]，采用多元緩速螯合酸，酸化后降壓4.2 MPa，吸水指數(shù)增加2倍；長(zhǎng)慶姬源油田長(zhǎng)4+5油藏[4]平均滲透率0.83 mD，23井次油井酸化，日增油大于5 t；長(zhǎng)慶姬塬油田長(zhǎng)8超低滲油藏[5-6]滲透率0.1～2.3 mD，采用復(fù)合酸和緩速酸等體系，39井次水井酸化，有效率88.2%，平均降壓2.1 MPa，單井日增注13 m3；中原文東油田東13特低滲油藏[7]，滲透率小于5 mD，采用無(wú)機(jī)酸、氟化物、有機(jī)酸及有機(jī)酸鹽復(fù)合的緩速酸，應(yīng)用16口井，100%有效，累計(jì)增注54 726 m3，累計(jì)增油1 395.4 t。上述情況表明，酸化在此類(lèi)儲(chǔ)層條件下可行，采用復(fù)合、緩速的酸液體系是技術(shù)共識(shí)。

但海上油田低滲砂巖儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)方式與陸地大不相同，其具有儲(chǔ)層跨度大、多層合采以及產(chǎn)量需求高等特點(diǎn)，因此酸化增產(chǎn)效果的需求也有別于陸地。以南海東部43口油井酸化效果統(tǒng)計(jì)，累計(jì)增產(chǎn)達(dá)83.25×104m3，單井增產(chǎn)倍比為2.5，平均單井增油達(dá)1.936×104m3，遠(yuǎn)高于陸地油田。但目前海上油田在特低滲儲(chǔ)層實(shí)施酸化施工基本以失敗告終。針對(duì)以上問(wèn)題，筆者結(jié)合海上油田特低滲儲(chǔ)層情況進(jìn)行低效原因分析，找出影響因素，并從酸液體系和酸化工藝兩方面進(jìn)行改進(jìn)，最后進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，從而提高海上油田特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化效果。

1 特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化典型特征

目前，海上油田特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化時(shí)具有以下3個(gè)典型特征。

(1)施工時(shí)，泵注壓力高、排量低，酸液難以擠注[8-9]。表1為海上油田特低滲、低滲砂巖儲(chǔ)層典型井酸化數(shù)據(jù)。隨著滲透率的降低，海上特低滲砂巖儲(chǔ)層典型井酸化泵注壓力達(dá)15.2～25.0 MPa，泵注排量普遍僅為0.2～0.5 m3/min；而海上油田常規(guī)低～高滲儲(chǔ)層酸化泵注壓力一般小于12 MPa，注入排量可達(dá)0.5～1.5 m3/min。

(2)施工后，壓力擴(kuò)散緩慢，難以得到明顯降壓增注曲線(xiàn)。海上油田常規(guī)低～高滲儲(chǔ)層酸化通常有5～11 MPa的壓降效果，酸化作業(yè)曲線(xiàn)比較明顯；而特低滲砂巖儲(chǔ)層通常壓力下降小，并隨著頂替液的注入，壓力上漲快，遲遲無(wú)法有效降壓。例如表1所示的A10S1井和24H2井等多井酸化以后，壓力持續(xù)上漲。

表1 海上油田特低滲、低滲砂巖儲(chǔ)層典型井酸化數(shù)據(jù)Table 1 Acidizing data of typical wells in ultra-low permeability and low permeability sandstone reservoirs of offshore oilfield

(3)增產(chǎn)幅度有限。海上油田特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化一般效果較差，難以達(dá)到常規(guī)酸化增產(chǎn)效果。

2 酸化低效原因分析

首先對(duì)酸化機(jī)理進(jìn)行分析。徑向滲流達(dá)西公式為[10]：

(1)

式中：Q為注入排量，cm3/s；K為儲(chǔ)層平均滲透率，mD；h為儲(chǔ)層厚度，m；Δp為井下注入壓差，MPa；μ為注入流體黏度，mPa·s；re為供給邊緣半徑，m；rw為井眼半徑，m；S為表皮系數(shù)，無(wú)因次。

假設(shè)表皮系數(shù)S全部來(lái)源于儲(chǔ)層污染，酸化后降為0。由于海上油田酸化泵注排量一般只有0.1～1.5 m3/min，管柱摩阻遠(yuǎn)小于注入壓力，所以忽略管柱摩阻的影響；并采用海上油田?215.9 mm井眼、供給邊緣半徑為100 m的參數(shù)，由式(1)可以得到：

(2)

式中：Qa為酸后注入排量，cm3/s；Q0為酸前注入排量，cm3/s；Ka為酸后儲(chǔ)層平均滲透率，mD；K0為酸前儲(chǔ)層平均滲透率，mD；pa為酸后注入壓差，MPa；p0為酸前注入壓差，MPa。

將式(2)整理可得：

(3)

式中：η為增產(chǎn)倍比，無(wú)因次；Ja為酸后注入能力，cm3/(s·MPa)；J0為酸前注入能力，cm3/(s·MPa)。

增產(chǎn)倍比η與酸后滲透率增大倍數(shù)Ka/K0、表皮系數(shù)S均成正比關(guān)系。由于滲透率越高的儲(chǔ)層，越易產(chǎn)生鉆完修過(guò)程的液體侵入污染，其表皮系數(shù)一般較高；而滲透率越低的儲(chǔ)層，越不容易發(fā)生污染，其表皮系數(shù)一般較低。

此外，滲透率越低的儲(chǔ)層，酸后滲透率增大倍數(shù)Ka/K0一般越低。例如采用F1井(井深3 230 m，孔隙度13.49%)、F2井(井深3 726 m，孔隙度10.44%)和F3井(井深3 729 m，孔隙度9.61%)3塊天然巖心(分別為高滲、低滲、特低滲儲(chǔ)層)，先正向水驅(qū)，待穩(wěn)定之后，再反向驅(qū)酸1 h，關(guān)停2 h后，再正向水驅(qū)。試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

表2 體系動(dòng)態(tài)驅(qū)替評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Results of system dynamic displacement evaluation test

因此，特低滲砂巖儲(chǔ)層更多依靠酸后滲透率增大倍數(shù)來(lái)提高增產(chǎn)倍比，但通常增產(chǎn)倍比隨酸化儲(chǔ)層滲透率的降低而降低。例如F3井巖心酸前滲透率為8.7 mD，酸后滲透率增大倍數(shù)僅為0.3，若表皮系數(shù)為0～1，增產(chǎn)倍比則為1.2～1.6。而對(duì)于滲透率越高的儲(chǔ)層，酸后滲透率增大倍數(shù)和表皮系數(shù)相應(yīng)增加，由于酸化的增產(chǎn)倍比相應(yīng)更大。例如F1井巖心酸前滲透率為149.0 mD，酸后滲透率增大倍數(shù)僅為1.2，若表皮系數(shù)為4～10，增產(chǎn)倍比可達(dá)3.2～7.4。

污染井平均滲透率計(jì)算公式為[10]:

(4)

式中：K1為污染帶滲透率，mD；rs為污染半徑，m；K2為未污染帶滲透率，mD。

考慮酸化后情況，可以得到：

(5)

式中：Ka1為酸化后污染帶滲透率，mD；Ka2為酸化后未污染帶滲透率，mD。

對(duì)于特低滲砂巖儲(chǔ)層油井，污染半徑足夠小，為此可以假設(shè)rs=rw，那么將式(5)整理化簡(jiǎn)之后可得：

(6)

由式(6)可知，特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化后平均滲透率的增大Ka/K0，主要由未污染帶滲透率的增大Ka2/K2決定。

而對(duì)于低～高滲儲(chǔ)層，污染半徑假設(shè)取2 m，同時(shí)假定儲(chǔ)層為均質(zhì)儲(chǔ)層，酸化后可使2 m內(nèi)滲透率恢復(fù)至原值，且有Ka1=Ka2=K2，因此，公式(5)整理后可得：

(7)

由式(7)可知，低～高滲儲(chǔ)層酸化后平均滲透率的增大Ka/K0，主要由污染帶滲透率K2/K1的增大決定。

由此可見(jiàn)，低～高滲儲(chǔ)層更多是由于傷害導(dǎo)致近井筒滲透率下降，污染因素是主因，而酸化主要是解除近井筒表皮傷害，并且增產(chǎn)倍比比特低滲砂巖儲(chǔ)層大。而特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化主要依靠酸溶蝕增加滲透率，物性因素是主因，但目前特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化半徑有限，且酸后滲透率增加幅度相對(duì)低～高滲儲(chǔ)層更低。

根據(jù)表1和式(6)，特低滲砂巖儲(chǔ)層需要在供給邊緣半徑范圍內(nèi)提高平均滲透率2倍以上，才能發(fā)揮較為理想的增產(chǎn)效果。因此，強(qiáng)化酸液溶蝕效果和增強(qiáng)酸化受效半徑是進(jìn)一步提高特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化效果的方法。

3 特低滲砂巖儲(chǔ)層強(qiáng)溶酸液體系

針對(duì)特低滲～低滲砂巖儲(chǔ)層酸化，國(guó)內(nèi)技術(shù)人員相繼研發(fā)了微乳酸、復(fù)合酸、活性酸、緩速酸、HV 酸和硝酸系列[11-15]等酸液體系。這些體系主要從改善潤(rùn)濕性、單體系自身緩速、雙體系再生緩速及增強(qiáng)溶蝕等方面來(lái)提高酸化效果。

同時(shí)由于砂巖成分相對(duì)固定，一般由石英、長(zhǎng)石、黏土和碳酸鹽巖等礦物組成；酸液根據(jù)砂巖各種礦物組成，主要溶蝕長(zhǎng)石、黏土和碳酸鹽巖；而對(duì)石英溶蝕率相對(duì)偏低，其可溶物含量決定了酸液溶蝕率的大小。

砂巖酸化中，成本低且具有強(qiáng)溶蝕效果的是以鹽酸、氫氟酸復(fù)配的土酸體系，所以采用該基礎(chǔ)配方。此外，為了發(fā)揮體系的緩速性，在其中添加一定量氟硼酸。按鹽酸6%、9%和12%，氟硼酸4%、6%和8%，氫氟酸1%、2%和3%質(zhì)量分?jǐn)?shù)進(jìn)行組合復(fù)配，采用正交法并選用F4井(3 963～3 978 m)、F5井(3 421～3 433 m)和F8井(3 725～3 735 m)3口特低滲探井巖屑進(jìn)行酸化溶蝕試驗(yàn)，結(jié)果如圖1、圖2和表3所示。

圖1 試驗(yàn)用特低滲儲(chǔ)層巖屑Fig.1 Cuttings of ultra-low permeability reservoir for test

圖2 酸、巖混合后溶蝕反應(yīng)Fig.2 Corrosion reaction after mixing of acid and rock

通過(guò)巖屑靜態(tài)溶蝕試驗(yàn)，優(yōu)選鹽酸、氟硼酸和氫氟酸3種酸液合適的配方與溶蝕率最大的藥劑配方組作為合適的酸化配方。由表3可知，3口特低滲探井巖屑溶蝕率最大分別44.42%、26.03%和30.05%，其藥劑配方均為12%HCl+4%HBF4+3%HF主體酸配方，數(shù)據(jù)具有平行一致性，因此選用該主體酸配方，從而進(jìn)一步發(fā)揮酸溶效果。

表3 F4、F5和F8井巖屑酸化溶蝕試驗(yàn)結(jié)果 %Table 3 Results of acidizing corrosion tests of cuttings from Wells F4,F5 and F8 %

4 特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化工藝

常規(guī)酸化半徑極其有限，通常為1～2 m，難以達(dá)到供給邊緣半徑的規(guī)模，因此，需要具有改造力度的工藝措施，增強(qiáng)酸化效果。縱觀國(guó)內(nèi)外相關(guān)增產(chǎn)措施技術(shù)，僅巖石力學(xué)擴(kuò)容和水力壓裂具備此規(guī)模條件。

巖石擴(kuò)容[16-19]是一項(xiàng)低成本的儲(chǔ)層改造新技術(shù)，它是通過(guò)控制地面泵注壓力，使井底壓力介于儲(chǔ)層巖石最小主應(yīng)力和地層破裂壓力之間，并通過(guò)不斷的壓力脈沖(按高壓、停泵的交替順序)，使巖石發(fā)生塑性疲勞變形，從而使巖石產(chǎn)生垂向高滲透率和孔隙度的擴(kuò)容帶。該項(xiàng)技術(shù)改造力度可達(dá)十幾米到上百米，不需要加入支撐劑，可不使用壓裂液等化學(xué)藥劑，該技術(shù)在海上平臺(tái)空間受限、作業(yè)成本偏高的中國(guó)海上油田具有一定技術(shù)優(yōu)勢(shì)。

酸化工藝的技術(shù)思路是通過(guò)巖石擴(kuò)容技術(shù)進(jìn)一步提高酸化改造半徑，再通過(guò)酸液溶蝕擴(kuò)縫，從而增強(qiáng)特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化效果，提高特低滲油田開(kāi)發(fā)效益。

巖石擴(kuò)容的施工需要通過(guò)數(shù)模和物模結(jié)合以獲得參考數(shù)據(jù)。根據(jù)前期的巖石力學(xué)試驗(yàn)，計(jì)算最小主應(yīng)力及破裂壓力值，擴(kuò)容壓力介于兩值之間。以A2S1井為例，根據(jù)該井以往巖石力學(xué)參數(shù)，最小主應(yīng)力梯度為0.015 MPa/m，地層破裂壓力梯度為0.019 MPa/m，再考慮對(duì)應(yīng)深度的液柱壓力和管柱摩阻，因此合適的巖石擴(kuò)容壓力應(yīng)在16～31 MPa之間。此外，模擬需要擴(kuò)容的液量和合適的時(shí)間，該參數(shù)下孔隙壓力波及至一定范圍，隨后增長(zhǎng)緩慢，同時(shí)儲(chǔ)層巖石的體積應(yīng)變大于0.5%的區(qū)域即為擴(kuò)容帶。研究表明，在該數(shù)值情況下，巖石孔隙度和滲透率將有明顯改善。

A2S1井?dāng)U容壓力模擬結(jié)果如表4所示。

表4 A2S1井?dāng)U容壓力模擬結(jié)果Table 4 Results of flash pressure simulation of Well A2S1

采用耦合巖石力學(xué)有限元模型模擬了擴(kuò)容區(qū)的發(fā)展過(guò)程。數(shù)值模擬采用儲(chǔ)層或類(lèi)似儲(chǔ)層巖石力學(xué)參數(shù)和地應(yīng)力參數(shù)，并考慮了非線(xiàn)性巖石力學(xué)本構(gòu)關(guān)系模型和滲透率模型，擴(kuò)容需要的輸入?yún)?shù)及其物理意義如下。

(1)非線(xiàn)性彈性模量，數(shù)據(jù)來(lái)源于通過(guò)巖石力學(xué)三軸試驗(yàn)數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換，物理意義為預(yù)測(cè)砂巖的彈性剛度隨著有效地應(yīng)力的變化而變化。

(2)考慮擴(kuò)容的巖石力學(xué)彈塑性本構(gòu)關(guān)系，數(shù)據(jù)來(lái)源于通過(guò)巖石力學(xué)三軸試驗(yàn)數(shù)據(jù)曲線(xiàn)標(biāo)定，物理意義為預(yù)測(cè)擴(kuò)容區(qū)的擴(kuò)展和擴(kuò)容區(qū)內(nèi)孔隙度的變化。

(3)儲(chǔ)層孔隙度，數(shù)據(jù)來(lái)源于地質(zhì)報(bào)告或者地質(zhì)模型，物理意義為地層的基礎(chǔ)輸入。

(4)非線(xiàn)性滲透率變化，數(shù)據(jù)來(lái)源于通過(guò)試驗(yàn)數(shù)據(jù)標(biāo)定，物理意義為預(yù)測(cè)擴(kuò)容區(qū)內(nèi)的滲透率變化和擴(kuò)展。

通過(guò)擴(kuò)容模擬，可預(yù)測(cè)井周擴(kuò)容區(qū)和應(yīng)力分布情況，以及合適的擴(kuò)容帶范圍，以便確定擴(kuò)容參數(shù)，如合適的擴(kuò)容時(shí)間和擴(kuò)容液量。

5 應(yīng)用案例

A2S1井為F油田一口典型海上油田特低滲砂巖儲(chǔ)層，其物性參數(shù)如表5所示。

表5 A2S1井物性參數(shù)情況Table 5 Physical parameters of Well A2S1

該井儲(chǔ)層深度3256.2～3433.0 m，分別開(kāi)發(fā)EP1、EP2和EP3共3層，儲(chǔ)層跨度達(dá)176.8m，合計(jì)射孔55.5 m，滲透率2.2～21.6 mD，平均滲透率8.0 mD。

該井產(chǎn)量低，3層合采日產(chǎn)液量為67.4 m3，具有海上低滲砂巖儲(chǔ)層大段合采典型的生產(chǎn)特點(diǎn)。由于該井物性較差，液量偏低，所以計(jì)劃進(jìn)行酸化增產(chǎn)。

5.1 籠統(tǒng)酸化

A2S1井先進(jìn)行了常規(guī)籠統(tǒng)酸化，效果較差，因此進(jìn)行巖石擴(kuò)容酸化作業(yè)。該井具有特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化的典型特征，酸化時(shí)泵注壓力最高達(dá)26.3 MPa。前置液進(jìn)入地層后，泵注壓力由24.5 MPa降至23.0 MPa；主體酸進(jìn)入地層后，泵注壓力由25.5 MPa降至24.0 MPa，酸化有明顯的壓降效果。但特低滲砂巖儲(chǔ)層近井筒壓力擴(kuò)散慢，停泵后進(jìn)行壓降測(cè)試，20 min后壓力才有效降落，證明物性不好。本次酸化增產(chǎn)倍比不到1.1。

5.2 巖石擴(kuò)容酸化

巖石擴(kuò)容時(shí)，先擠入140 m3生產(chǎn)水，再擠入酸液58 m3，最后擠入頂替液及擴(kuò)容生產(chǎn)水54 m3。

擴(kuò)容階段施工曲線(xiàn)如圖3所示。施工時(shí)，以最高31 MPa的高壓，0.5 m3/min的排量反復(fù)沖擊儲(chǔ)層，多達(dá)20余周期，共擠入140 m3生產(chǎn)水。擴(kuò)容模擬軟件顯示該層的擴(kuò)容孔隙度增量為0.8%，擴(kuò)容半徑為11.5 m。

圖3 A2S1井?dāng)U容階段施工曲線(xiàn)Fig.3 Operation curve of Well A2S1 in dilation stage

A2S1井酸化擴(kuò)容階段施工曲線(xiàn)如圖4所示。施工時(shí)排量穩(wěn)定在0.15～0.20 m3/min，泵注壓力從20.69 MPa下降至8.97 MPa并穩(wěn)定，呈現(xiàn)明顯的降壓效果；與試擠注測(cè)試數(shù)據(jù)對(duì)比，固井泵試擠注在19.31 MPa壓力下排量為0.159 m3/min，最后階段鉆井泵擠注在8.97 MPa壓力下排量為0.15 m3/min，地層吸液能力明顯增強(qiáng)。

圖4 A2S1井酸化擴(kuò)容階段施工曲線(xiàn)Fig.4 Operation curve of Well A2S1 in acidizing dilation stage

根據(jù)式(3)，EP2、EP3層增產(chǎn)倍比為2.03，同時(shí)酸化后地層平均滲透率也提高為原儲(chǔ)層的2.03倍左右。對(duì)比常規(guī)籠統(tǒng)酸化，酸化效果較為顯著。該井施工后穩(wěn)定產(chǎn)液達(dá)125 m3/d，增產(chǎn)結(jié)果和模擬結(jié)果基本一致。

6 結(jié) 論

(1)特低滲砂巖儲(chǔ)層具有泵注壓力高、泵注排量低、壓力擴(kuò)散慢的作業(yè)特征，常規(guī)酸化作業(yè)效果較差，低效主因是物性因素，而非低滲～高滲的污染因素。

(2)強(qiáng)化酸液溶蝕效果和增強(qiáng)酸化受效半徑是進(jìn)一步提高特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化效果的方法。采用以鹽酸、氟硼酸和氫氟酸為主的低成本酸液，并用正交法優(yōu)選合適酸液及其質(zhì)量分?jǐn)?shù)，優(yōu)選出12%HCl+4%HBF4+ 3%HF主體酸配方組成。

(3)采用的巖石擴(kuò)容新工藝的改造力度可達(dá)十幾米到上百米，再通過(guò)酸液溶蝕擴(kuò)縫，從而增強(qiáng)特低滲砂巖儲(chǔ)層酸化效果。

(4)中國(guó)海上油田在一口特低滲油井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，常規(guī)酸化時(shí)泵注壓力高達(dá)26.3 MPa，酸化后僅有1.7 MPa壓降，壓力擴(kuò)散達(dá)20 min。而采用巖石擴(kuò)容酸化工藝，泵注壓力從20.69 MPa下降至8.97 MPa，增產(chǎn)倍比為2.03，效果顯著。