李雪杉于春濤

（1.中國石油吉林油田公司乾安采油廠　2.中國石油吉林油田公司油氣工程研究院）

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伊通盆地異常難壓儲層酸化技術

李雪杉1于春濤2

（1.中國石油吉林油田公司乾安采油廠2.中國石油吉林油田公司油氣工程研究院）

摘要伊通盆地岔路河儲層有效孔隙度8.4%～14.7%，滲透率0.3～8.9 mD，屬于低孔低滲儲層，壓裂過程中易出現(xiàn)異?，F(xiàn)象。分析認為儲層存在砂泥交互特征，堅硬、致密及鉆井過程中泥漿濾失等原因造成儲層傷害，導致壓裂出現(xiàn)異常壓力高、壓不開、加砂困難等問題。針對儲層巖性及污染特征，優(yōu)選高強度復合酸液體系及添加劑，酸液體系對儲層巖樣溶蝕率大于40%，鉆井泥漿溶蝕率大于28%，通過酸化改造可以使砂巖微觀孔隙結構發(fā)生改變，增加儲層的滲透性，有效降低儲層壓裂壓力?，F(xiàn)場優(yōu)選1口井開展先導性試驗，酸化處理后壓裂施工壓力下降20%，順利完成壓裂施工，為后續(xù)區(qū)塊開發(fā)提供技術保障。圖3表4參10

關鍵詞壓裂異常破裂壓力酸化現(xiàn)場應用

伊通盆地岔路河斷陷西北緣走滑擠壓構造帶，是吉林探區(qū)唯一的斷陷盆地，以碎屑沉積巖為主，灰褐色、灰白色粉細砂巖與灰、灰黑色泥巖互層。物性條件復雜、敏感性強，儲層巖性致密以及鉆井過程中泥漿濾失等原因造成儲層傷害，給壓裂改造帶來了極大的困難。壓裂是油田增產改造的關鍵技術，而壓不開、施工壓力過高、低砂比砂堵成為制約壓裂改造的技術難題［1-3］。因此，有必要對異常難壓儲層成因進行分析，借鑒國內部分油田異常難壓儲層施工經驗，找出相應的處理控制措施，為實現(xiàn)高效勘探開發(fā)提供技術支撐。本文針對昌51井在壓裂過程中出現(xiàn)異常情況導致壓裂無法順利進行，提出合理的技術對策，并進行現(xiàn)場試驗，為后續(xù)壓裂順利繼續(xù)進行，提供技術保障[4]。

1　壓裂異常情況分析

1.1儲層巖心分析

X射線衍射分析和薄片分析數(shù)據(jù)表明，伊通盆地儲層黏土含量中等，平均7.3%，黏土類型為伊利石、高嶺石和伊蒙混層為主，泥質含量大于20%，儲層存在砂泥交互特征，堅硬、致密，導致壓裂異常高壓。

1.2鉆井泥漿漏失嚴重

在鉆井過程中出現(xiàn)嚴重的鉆井液漏失現(xiàn)象，統(tǒng)計5口井，鉆井液漏失平均180 m3/井，導致儲層污染程度增加，致使后續(xù)壓裂過程中出現(xiàn)異常高壓現(xiàn)象。

1.3壓裂注入壓力高

通過前期壓裂實施結果看，井底瞬時停泵壓力72 MPa，梯度0.0258 MPa/m。井底閉合壓力65.3 MPa，梯度0.0238 MPa/m，擬合有效滲透率0.08 mD，儲層致密，楊氏模量50000 MPa，泊松比0.25，儲層堅硬，儲層屬異常高應力儲層特征，排量小于3 m3/min，施工壓力大于64 MPa，加砂困難，無法實施壓裂施工。

表1　伊通盆地儲層巖心分析報告

圖1　伊通盆地部分鉆井液漏失統(tǒng)計

2　酸液技術

酸化改造技術主要通過向致密儲層注入高強度酸液體系，通過酸液反應原理，溝通、擴大地層原有孔隙或裂縫，解除油水井井底附近的污染，清除孔隙或裂縫中的堵塞物質，提高儲層滲透率，降低儲層壓裂破裂壓力，有效保障后續(xù)壓裂順利進行[5-8]。

2.1配方體系優(yōu)選

（1）巖石溶蝕實驗

針對現(xiàn)場選取巖屑以及巖心，選擇高強度復合酸（HF與HCl混合酸）、有機酸以及氨基磺酸三種酸液體系，模擬油藏溫度進行室內溶蝕實驗（實驗溫度90℃，反應時間4 h），實驗結果顯示，高強度復合酸對巖心/巖屑的溶蝕率在40%以上，滿足現(xiàn)場改造需求。

圖2　不同酸液對儲層巖樣溶蝕率

（2）鉆井泥漿溶蝕實驗

將鉆井泥漿樣品烘干，使用不同酸液體系對泥漿進行溶蝕實驗（實驗溫度90℃，反應時間4 h），實驗結果見圖3。

圖3　不同酸液類型對鉆井泥漿的溶蝕率

2.2酸液濃度確定

確定酸液體系后，根據(jù)實驗優(yōu)選酸液的最佳使用濃度，常規(guī)15% HCl溶蝕速率20.4%～24.3%，高濃度HCl與HF組合，巖心溶蝕率39%～63%（表2），考慮到高濃度酸液會產生沉淀，造成二次污染，減少沉淀污染，同時減少破壞近井帶地位膠結強度，實驗選擇前置酸12% HCl，主體酸選擇12%HCl+3%HF。

根據(jù)泥漿基本組份分析，通過酸化措施能夠溶解部分污染物，優(yōu)選高強度復合酸液體系，高強度復合酸對黏土的溶蝕率為28%，同時可以降解聚丙烯酸鉀、羧甲基纖維素、聚陰離子纖維素等聚合物成分。

根據(jù)以上實驗結果，確定使用高強度復合酸體系。

表2　酸液體系對巖心溶蝕速率實驗（實驗溫度90℃，時間4h）

2.3高溫緩蝕劑的篩選

選擇兩種高溫緩蝕劑1#、2#，P11O試片、N80試片，模擬油藏溫度，進行緩蝕劑篩選試驗，通過實驗結論，1#緩蝕劑對試片的腐蝕速率小于2.7 g/(m2h)，符合緩蝕要求。

表3　緩蝕劑篩選結果表（12%HCl+3%HF）

2　酸化改造工藝

2.1酸液用量

儲層天然裂縫發(fā)育碎屑巖儲層，酸液進入裂縫產生漏失，酸液作用距離有限，需要提高酸液用量，使主體酸液進入地層深部，根據(jù)經驗處理半徑為3～5 m，采用公式計算[10]：

式中：

V液—所需液量，m3；

R—需要處理的酸化半徑，m；

r—鉆頭半徑，m；

h—待酸化油層的有效厚度，m；

Φ—油層有效孔隙度，%。

2.2多段酸液體系

前置液：12%鹽酸作為前置酸，改善近井地帶流體通道的界面性質；

主體酸：12%HCl+3%HF，對儲層巖性及污染物溶蝕，連通油層深部孔隙，提高油層滲透率；

后置液：12%HCl及清水，頂替主體酸，為防止腐蝕油套管柱，將工作液和井筒酸液頂替至地層深部，并改善近井地帶的儲層滲透性。

2.3變排量注入

酸液體系注入采用變排量注入（0.3～0.5 m3/ min），促使酸液能夠充分與儲層鈣質發(fā)生反應，防止二次沉淀，增加酸液穿透能力，充分溶蝕基質巖心及溝通天然裂縫[5-8]。

3　現(xiàn)場試驗

昌51井（64-66）號小層前期壓裂實施結果，施工壓力大于64 MPa，排量小于3 m3/min，加砂困難，無法實施壓裂施工。為確保壓裂順利進行，開展酸化改造試驗，儲層厚度14 m，處理深度3～5 m，優(yōu)化設計前置酸25 m3，主體酸液體系50 m3，后置酸10 m3。采取變排量注入，排量0.3～0.5 m3/min,注入壓力10～50 MPa，悶井4～5 h后開展壓裂施工，施工壓力對比初次壓裂壓力67～53 MPa，下降了20%，排量由3～5 m3/min，加砂60 m3，施工順利完成。

表4　酸化改造施工壓力統(tǒng)計表

4　結論與認識

（1）伊通盆地低孔低滲儲層壓裂出現(xiàn)異常壓力高、壓不開、加砂困難的問題，主要是儲層存在砂泥交互特征，堅硬、致密等原因造成的儲層傷害所致。

（2）12%HCl+3%HF高強度酸液體系能夠對儲層巖心以及鉆井泥漿等具有較好的溶蝕作用，溶蝕率大于24%，滿足酸化改造儲層要求。

（3）壓前酸化處理儲層，可以達到溝通、擴大地層原有孔隙或裂縫的目的，提高儲層導流能力，保障后續(xù)壓裂順利進行，技術經濟可行，為伊通盆地壓裂開發(fā)提供技術保障。

參考文獻

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（修改回稿日期2015-12-07編輯景岷雪）

作者簡介李雪杉，男，1975年出生，1996年畢業(yè)于承德石油高等專科學校，工程師，自畢業(yè)以來，一直從事采油及油田化學相關技術研究工作。地址：（131400）吉林省松原市乾安縣乾安采油廠工藝所.電話：13756726567。E-mail:lixueshan@petrochina.com.cn