酸化技術在碳酸鹽巖N油田的應用

◇中國石化石油勘探開發(fā)研究院 高敏 李金龍

碳酸鹽巖油藏一般具有儲層物性差、埋藏深、高溫、高壓和高含硫化氫等特點。在對碳酸鹽巖儲層改造的過程中，目前國內(nèi)外采用的技術基本相似，主要有酸化、酸壓和加砂壓裂技術等[1-3]。雖然壓裂工藝可能更適用于復雜碳酸鹽巖的儲層改造，但是受資源國各種條件制約，酸化工藝在碳酸鹽巖儲層改造中應用更廣。

1 N油田地質特征

N油藏位于中亞地區(qū)濱里海盆地，上覆鹽層，地層厚度大，巖性以石灰?guī)r為主，受構造應力及斷層影響，裂縫較發(fā)育，儲層埋深2900-3500m，原始地層壓力31.6-38.7MPa，地層溫度61-74℃，主力開發(fā)層系平均孔隙度5%，平均滲透率3.63mD，屬于低孔低滲油藏?？紫妒怯蜌庵饕膬臻g，裂縫是油氣主要的滲流通道。

N油藏以顆?；?guī)r為主，占碳酸鹽巖的90%以上。從巖心及薄片分析結果來看，該油藏形成于高能灘、低能灘和灘間洼地，其中以低能灘為主。主要沉積物為生物碎屑、內(nèi)碎屑、鮞粒等，其中泥質含量較多的薄片顯示粒間孔不發(fā)育。

圖1 N油田巖心薄片照片

2 酸化工藝技術優(yōu)選

2.1 酸液體系實驗室研究

酸液體系選擇的基本依據(jù)是—適應儲層特點，對儲層傷害小。根據(jù)N油田地質狀況和物性條件，選用適用該油藏的酸液體系。

通過對比幾家公司的化學試劑，篩選出最好的耐腐蝕劑為安東石油的化學試劑。使用安東石油試劑配置的24%HCI，用飽和水的巖心進行實驗，恒定酸排量0.5ml/min，注酸保持時間2小時。該酸液體系減緩巖石溶解的效果最好，30分鐘后溶解度為6.7%，隨后在4小時后增加至24.5%。注酸后水測滲透率從0.16md上升到3684md，滲透率增加了23000倍。因為有溝通通道、孔洞等存在，致使?jié)B透率大幅升高。

圖2 2號巖芯樣品注酸前后變化

該酸體系為：24% HCL+5% CH3COOH 1% PSM+Andong Oil。

表1 安東石油公司酸成分

2.2 添加劑篩選

圖3 ZYJ-113膠凝劑在20%鹽酸中的溶解速度及其流變性能

實驗結果證明，ZYJ-113膠凝劑具有較好的酸溶性能，無分層、沉淀，且粘度較高、降解性能較好、溫度適應性較好，能夠滿足現(xiàn)場配制和施工需要。

表2 飽和H2S的20%HCl溶液的腐蝕試驗的對比結果（90℃）

通過對比不同類型緩蝕劑的H2S緩速效果，在飽和H2S之后，酮醛胺縮合物效果最好。緩蝕劑選用CDH-01，是由酮醛胺縮合物、氧縮合物、表面活性劑、助劑等復配而成。

表3 鐵離子穩(wěn)定劑性能評價

從實驗數(shù)據(jù)可以看出，鐵離子穩(wěn)定劑CDW-02的性能較好，可以滿足該儲層酸化的要求。

CDW-04復合型粘土穩(wěn)定劑，主要有效成分為有機陽離子，易溶于水，溶液呈中性。可有效抑制泥頁巖膨脹分散，防止地層傷害。用量為0.5%～2.0%。

表4 CDW-04 型復合型粘土穩(wěn)定劑性能指標

圖4 添加KazGeoTech LLP的組合物殘留物

圖5 添加KazGeoTech LLP+PSM的組合物殘留物

根據(jù)樣品的溶解度研究結果，研究了不添加表面活性劑和添加表面活性劑的各種酸組合物的溶解度。使用24%HCl可使樣品的溶解度提高兩倍以上。表面活性劑對樣品在初始時刻（30分鐘后）的溶解速率的影響顯示出它們在減慢反應速度方面的有效性。表面活性劑的添加減少了不溶殘基的數(shù)量。

2.3 酸化施工

酸化工藝加酸強度較低，平均為1.86m3/m，工藝排量多為1～2.5m3/min，峰值可達到4.5m3/min，部分單井施工壓力超過60MPa。

表5 N油田酸化參數(shù)表

3 酸化措施效果分析

表6 N油田酸化措施效果表

對12口實施酸化措施的井進行分析，其中7口井措施增油，5口井酸化無效，措施有效率58%，酸化效果差。加酸強度偏低、籠統(tǒng)酸化改造非均質儲層是酸化工藝效果差的主要原因。另外，隨著開發(fā)時間的增加，地層能量逐漸降低，相同工藝、相同規(guī)模的改造效果也會逐漸變差；酸化的改造范圍限于近井地帶，同井多次的酸化施工并未擴大作用范圍、未溝通儲層深部的剩余油。

對五口酸化無效的井進行分析，五口酸化井均為卡封護套籠統(tǒng)酸化，施工厚度均在80m以上，施工液體在100m3以上，施工排量3.3-5.0m3/min，酸壓液體主要以15%-24%的鹽酸為主，頂替液為表面活性劑和減阻劑。

對N016井使用15%鹽酸作為主要處理液，并使用脫氣油作為推進劑進行處理。將總量為142.0m3的15%鹽酸和17.1m3的脫氣油以一定的間隔泵入井中，并且在注入井中的過程中平均分4次共擠入800個堵塞球。最大壓力：710atm，平均流速為5.0m3/min。N016井施工厚度94.5m，井段跨度285m，施工酸液用量偏小。從施工壓力曲線分析，分四次投入、每次投入的200個堵塞球并未起到很好的堵塞作用，且酸液進入低壓高滲條帶，作用面積減小。

圖6 N016井酸處理參數(shù)曲線圖

分析認為，主要導致K油田5口井酸化措施效果不理想的原因為：施工有效厚度大（有效厚度80m以上），施工酸液用量少，施工排量低，導致酸液有效作用距離短，酸化目的層針對性差。且如果酸液返排不徹底容易造成殘酸二次污染。

4 結論及建議

（1）碳酸鹽巖N油田酸化效果差的主要原因是加酸強度偏低、籠統(tǒng)酸化，酸化的改造范圍限于近井地帶，同井多次酸化施工并未擴大作用范圍、未溝通儲層深部的剩余油。

（2）針對儲層厚度大的情況，需采取分層改造的工藝，實現(xiàn)裂縫對儲層核部的有效溝通。

（3）建議提高加酸強度，加酸強度不低于8m3/m（以總厚度為標準計算），排量不低于8m3/min。

（4）N油田地質條件復雜，儲層改造僅靠酸化難以提高產(chǎn)量，建議在有條件的情況下開展大規(guī)模酸壓工藝改造，利于溝通儲層的斷裂帶，對斷裂的溝通、動用有利于提高產(chǎn)能，提高儲層改造效果。