低渗碳酸盐岩储层新型清洁酸液体系开发研究

吕 杨，代东每，李凤瑞，侯 瑞，徐 军，常 森，唐 婧，文晓辉

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710021；2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安 710021）

根据世界油气和生产资料统计，油气储量和产量高达50 %来自碳酸盐岩储层；碳酸盐岩油气田是各大油田勘探研究的重点和焦点[1]。苏里格气田下古生界蕴藏较丰富的碳酸盐岩资源，是长庆油田稳产5 000 万吨的重点开发对象之一。面对致密的碳酸盐岩资源开发比例增加，亟需寻找提升致密碳酸盐岩储层改造效果的新技术。本文通过自主研发一套新型酸液体系，结合致密碳酸盐岩储层的地质特征，采用大排量沟通天然裂缝的改造工艺，开展了现场试验研究。

1 储层发育裂缝特征

苏里格气田东区广泛发育致密碳酸盐岩储层。该类气藏埋藏较深，一般为3 100～3 500 m，岩石主要以白云岩和灰岩为主，储层表现低压（0.87～0.94 MPa/100m）、低孔（2 %～6 %）、低渗（0.01～10 mD）、非均质性强等特征[4,5]。单纯基质渗透改善增产效果有限，更高的增产依靠天然裂缝的发育。该区岩心实验结果（见图1和图2），碳酸盐岩储层发育天然缝、溶孔、溶缝等，为下古储层提供天然的气流通道。

图1 白云岩储层溶孔及溶缝（3 265.3 m，马五13，Z**）

图2 微晶白云岩储层裂缝（SD**-62C1）

2 新型清洁酸液体系开发

新型清洁酸是在酸液中直接加入强酸基表面活性剂稠化剂形成。由于酸液中强质子介质使强酸基表面活性剂分子相互缠织在一起的蠕虫状胶束，在酸液中产生粘度形成清洁酸液体系。

2.1 强酸基稠化剂产品及评价测试

室内按照20 %HCl 和10 %HF（无机酸）和10 %乙酸（有机酸）与不同比例强酸基稠化剂进行混合，测量其稠化剂增粘和延迟交联时间，结果（见图3、图4）。

由实验结果可知，强酸基稠化剂在不同酸液中均有较好的溶解增粘性能，随酸液浓度增加稠化剂溶解时间略微增长；但酸液速溶稠化剂在20 %以内浓度的酸液（无机酸和有机酸）中溶解增粘时间小于2 min；3%～5 %的强酸基压裂液稠化剂在不同酸液中初始粘度达到70～80 mPa·s，能满足酸化、酸压及加砂压裂要求。

图3 强酸基稠化剂增粘性能

图4 强酸基稠化剂延长时间性能

2.2 强酸基清洁酸液体系性能

2.2.1 体系耐温剪切性能 强酸基清洁酸液体系的流变曲线（见图5）。清洁酸在50 ℃下粘度较低，具有良好的可泵性和降阻性能；在50～80 ℃条件下酸液粘度迅速升至200 mPa·s，在120 ℃条件下剪切60 min 粘度仍能保持在20 mPa·s 以上。因此，对致密裂缝发育的储层进行改造时，可利用其优良的降滤失和缓速性能，实现酸液深穿透的目的，达到有效增加酸蚀缝长的目的。

图5 强酸基清洁压裂液耐温耐剪切测试

2.2.2 体系缓速性能 室内采用马家沟下古天然岩心对体系进行了静态酸盐反应试验，试验条件：常压，面容比：1：4，温度：90 ℃。实验结果（见图6）。

图6 强酸基清洁压裂液体系缓速性能测试

由实验结果可知，强酸基清洁压裂液体系残酸中的盐酸浓度达到5 %以下时，所需的时间为普通盐酸的6～8 倍，具有良好的缓速特征。

2.2.3 体系缓蚀性能 室内依据石油天然气行业标准SY/T 5405-1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》，在90 ℃条件下用N80 钢片对强酸基压裂液体系做静态缓蚀实验，其腐蚀速率为5.16 g/m2·h，满足二级行业标准。

2.2.4 体系破胶 室内测试体系在70～110 ℃恒温静置3～7h，无须加破胶剂，体系可自动破胶。

2.2.5 体系表界面张力 室内测试该体系破胶液残酸表面张力小于25 mN/m，界面张力低于1 mN/m，说明强酸基稠化剂的加入在完成酸压（酸化）后能提高入井液残酸的返排能力。

2.2.6 体系残渣 室内测试体系在90 ℃、4 h 破胶后的破胶液残渣含量为4.7 mg/L。强酸基压裂液体系破胶后的残渣几乎为零，由于稠化剂主要是由小分子表面活性剂组成，表面活性剂在胶束解离后能完全溶解于酸液中，不存在任何水不溶物。

3 新型酸压工艺方案及技术优势

3.1 新型清洁酸酸压工艺

围绕如何充分利用苏里格致密碳酸盐岩储层天然缝开展酸压工艺研究。提出以“增加酸蚀有效距离、延伸作用体积、沟通天然缝和提高酸蚀裂缝导流能力”实现深度改造的主体工艺技术思路。

3.1.1 不加砂酸压工艺 （1）适用条件：物性相对较好的储层；（2）工艺目标：沟通更多的天然缝，增大酸蚀作用体积；（3）工艺方式：初期高粘清洁酸造缝，之后低粘清洁酸大排量体积酸压；（4）排液技术：液氮全程伴注，伴注比例3 %～5 %。

3.1.2 加砂酸压工艺 （1）适用条件：高充填致密储层；（2）工艺目标：增大支撑缝长，增强裂缝导流能力；（3）工艺方式：前置液高粘清洁酸造缝，采用大排量多级加砂进行充填；（4）排液技术：液氮全程伴注，伴注比例4 %～6 %。

3.2 技术优势

（1）“一液两用”双重功能，强酸基清洁压裂液技术兼有稠化酸酸压和交联酸加砂压裂技术两者的功能。

（2）“连续混配”施工模式，稠化酸和交联酸需要现场提前配液，过程复杂、劳动强度较高。而强酸基清洁酸液采用“连续混配”的施工模式，整个作业过程具有稠化剂比例可控、施工程序简单、安全风险低等特点。

（3）“深度改造”效果优势，强酸基清洁酸液具有良好的缓速、高粘低滤失、较低的管路摩阻等特点，为实现深度改造碳酸盐岩储层提供技术支持。

（4）“清洁低伤害”储层保护，强酸基清洁酸液属于清洁液体，具有良好的储层保护作用。

4 现场试验及效果分析

4.1 酸压试验及效果

针对一口物性相对较好的下古井进行酸压试验，同一井场的邻井同层位采用稠化酸酸压工艺。两口井储层厚度相当，邻井气层物性略好。两口井酸压后效果：邻井测试日产16 915 m3、计算无阻流量34 247 m3/d强酸基压裂液酸压的试验井测试日产23 254 m3、计算无阻流量50 247 m3/d。对比邻井稠化酸酸压效果表明：强酸基压裂液酸压试验获得单井产能增加46.7 %的效果优势。

4.2 加砂酸压试验及效果

针对另一口物性相对较差的下古储层井进行加砂酸压试验。该井前期采用交联酸加砂酸压，由于胍胶残渣对人工裂缝伤害大。压裂液粘度高，抑制了酸液在人工裂缝内与地层反应速度，残液酸浓度高，酸化效果有限。采用清洁酸加砂酸压的重复压裂施工方案：大前置液量（50 %）、低砂比（10 %）、大排量（3～4 m3/min）、小粒径支撑剂（40/60 目）。初次交联酸加砂压裂后试气无阻流量为3 400 m3/d，强酸基清洁酸加砂重复改造后无阻流量为48 100 m3/d。对比表明：清洁酸加砂酸压后单井产量提高14.15 倍，增产效果显著。

5 结论与认识

（1）酸压改造是低渗碳酸盐岩油气藏开发的有效途径，裂缝发育是致密碳酸盐岩储层获取产能的重要因素。

（2）开发的强酸基清洁压裂液具有在地层内粘度较高、缓速性能良好、摩阻较低、可酸压也可加砂酸压作业、连续混配施工等优点。

（3）现场2 井次试验表明：强酸基清洁压裂液酸压和加砂压裂酸化联作改造增产效果显著，为低渗碳酸盐岩储层改造提供有利的技术支持。

［1］ 江怀友. 世界海相碳酸盐岩油气勘探开发现状与展望［R］.中国石油经济技术研究院，2008.

［2］ 王成俊，等.碳酸盐岩储层酸压工艺技术的概况和发展方向［J］.西安石油大学学报，2007，22（s1）：86-88.

［3］ 王海涛，伊向艺，卢渊，等.交联酸携砂酸压在白云岩气藏改造中的应用［J］.油气井试，2012，19（5）：58-62.

［4］ 李浮萍，卢涛，等. 苏里格气田东区下古生界马五14储层综合评价［J］.石油天然气学报，2012，34（7）：32-36.

［5］ 黎菁，赵峰，等. 苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定［J］.地质勘探，2012，32（6）：31-34.