夏海幫，包 凱，王 睿，熊 煒

（中國石化華東油氣分公司，江蘇南京210011）

近半個(gè)世紀(jì)以來，四川盆地二疊系茅口組海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層的油氣勘探開發(fā)陸續(xù)取得重大突破。從60年代川西地區(qū)自流井構(gòu)造自1 井始獲工業(yè)氣流，先后發(fā)現(xiàn)了川南納溪?dú)馓?、廟高寺氣田、川北何灣場(chǎng)氣田、九龍山構(gòu)造等眾多天然氣氣田，表明茅口組具有較大的天然氣勘探開發(fā)潛力[1-2]。南川區(qū)塊構(gòu)造主體位于四川盆地東南部，區(qū)塊內(nèi)廣泛發(fā)育二疊系的茅口組泥灰?guī)r，多口頁巖氣井在鉆遇茅口組時(shí)見明顯氣測(cè)顯示。

南川區(qū)塊平橋南與平橋南斜坡共有10口井出現(xiàn)茅口組氣測(cè)異常，顯示出該區(qū)茅口組具有較好勘探潛力。由于儲(chǔ)層巖性致密，非均質(zhì)特性明顯，為有效溝通裂縫，需要通過酸化壓裂等相關(guān)儲(chǔ)層改造手段增大泄氣面積，提高單井產(chǎn)能。若使用普通酸壓體系存在酸巖反應(yīng)迅速、溶蝕距離有限等問題。調(diào)研發(fā)現(xiàn)，以膠凝酸為基礎(chǔ)的酸壓技術(shù)在四川盆地具有較為廣泛的應(yīng)用。膠凝酸自上世紀(jì)70年代開始使用以來，其主要作用為增加酸液黏度，減少酸液向地層的濾失[3-5]。90年代，由西南油氣田研制的CT系列膠凝劑在碳酸鹽巖儲(chǔ)層酸化改造中獲得成功應(yīng)用，之后在四川盆地酸化施工中逐漸推廣[6]。隨著儲(chǔ)層改造規(guī)模需求的增加，水平井酸化、閉合酸化、多級(jí)交替注入酸壓、轉(zhuǎn)向酸壓、加砂酸壓等工藝在四川盆地各氣田進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)研究試驗(yàn)，旨在提高改造效果實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層有效動(dòng)用，同時(shí)針對(duì)不同氣藏儲(chǔ)層特征，篩選優(yōu)化高溫、高黏等膠凝酸液體系，探索最優(yōu)開發(fā)效果[7-8]。南川區(qū)塊茅口組泥灰?guī)r埋藏淺、物性差，通過開展酸壓技術(shù)在區(qū)塊的應(yīng)用研究，選擇合適改造工藝及優(yōu)化膠凝酸酸液體系，以適應(yīng)南川區(qū)塊泥灰?guī)r儲(chǔ)層地質(zhì)特征與開發(fā)需要。同時(shí)首次在DS1HF 井進(jìn)行先導(dǎo)性開發(fā)試驗(yàn)，探索了配套工程工藝技術(shù)，對(duì)茅口組儲(chǔ)層勘探開發(fā)突破具有十分重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1 南川區(qū)塊茅口組儲(chǔ)層地質(zhì)特征研究

南川區(qū)塊主體位于四川盆地川東武陵褶皺帶，主要開發(fā)層位為五峰—龍馬溪組非常規(guī)頁巖氣，而在志留系頁巖氣勘探開發(fā)過程中，多口井在茅口組鉆遇氣測(cè)異常。通過實(shí)施部署茅口組探井，獲取該區(qū)塊儲(chǔ)層地質(zhì)特征。

1.1 巖石特性

茅口組儲(chǔ)層以淺水碳酸鹽巖開闊臺(tái)地沉積為主，埋藏淺（1 000～2 470 m），儲(chǔ)集性能較好，巖石類型為致密泥灰?guī)r儲(chǔ)層，裂縫較為發(fā)育，但不連通?？紫抖?.3%～3.2%，滲透率（0.05～0.1）×10-3μm2，為低孔、低滲致密儲(chǔ)層。整體巖性為深灰色泥質(zhì)灰?guī)r夾灰黑色灰質(zhì)泥巖。儲(chǔ)集空間主要以“粒間孔縫+黏土成巖收縮孔縫+有機(jī)質(zhì)孔”組成，以無機(jī)孔、裂縫為主。通過巖心觀察、成像測(cè)井發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層水平縫、層理縫較發(fā)育，局部發(fā)育高角度裂縫、復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫，多被方解石充填。由于儲(chǔ)層巖性致密，非均質(zhì)性明顯，從該層探井試采情況來看，產(chǎn)氣遞減速度快，表明儲(chǔ)層裂縫連通性差（圖1）。

圖1 南川區(qū)塊茅一段電鏡下裂縫發(fā)育特征Fig.1 Characteristics of fracture development in the first section of Maokou Formation in Nanchuan Block by SEM

1.2 礦物特性

茅口組巖石礦物成分主要為碳酸鹽巖，且?guī)r石可壓性好。通過巖心全巖X 衍射測(cè)試，碳酸鹽巖含量67.6 %～86.3 %，而長(zhǎng)英質(zhì)（長(zhǎng)石+石英）含量2 %～10 %，黏土含量較低，介于3 %～8 %。通過測(cè)井解釋巖石力學(xué)參數(shù)，茅口組茅一段泊松比0.31～0.33，楊氏模量34～60 GPa，脆性指數(shù)96.2%～98.5%，在儲(chǔ)層酸壓過程中易溝通縫洞穴，從而提高改造效果。

1.3 流體特性

茅口組儲(chǔ)層流體具有常溫常壓特性。通過氣體碳同位素結(jié)果揭示，茅一段氣體為自生自儲(chǔ)型油型裂解氣，主要以甲烷為主，含量94.1%～99.0%。不含硫化氫，氣體相對(duì)密度0.560～0.603 g/cm3。測(cè)試層壓力為13.867 MPa，壓力系數(shù)為1.14，溫度為43.82 ℃，地溫梯度2.16 ℃/hm，為常溫常壓氣藏。

綜合上述分析評(píng)價(jià)，茅口組泥灰?guī)r儲(chǔ)層埋藏較淺，含氣性好，具有“源儲(chǔ)一體、構(gòu)造—巖性雙重控藏、裂縫非連通、連片分布”的特點(diǎn)，酸壓改造是該類氣藏最有效的增產(chǎn)手段。為盡可能溝通天然裂縫，增大泄氣面積，提高單井產(chǎn)能，宜采用水平井分段酸壓工藝。同時(shí)，便于殘酸快速返排，減小儲(chǔ)層傷害，需對(duì)酸液體系進(jìn)行優(yōu)化選擇。

2 膠凝酸壓配套工藝關(guān)鍵技術(shù)

2.1 水平井+分段酸壓工藝

針對(duì)南川區(qū)塊茅口組巖石特征、儲(chǔ)層低孔低滲物性，為有效溝通天然裂縫，提高改造體積，同時(shí)借鑒四川盆地二疊統(tǒng)茅口組氣藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)[9-10]，儲(chǔ)層改造方式選取水平井+分段酸壓工藝。為了減少酸液濾失，增強(qiáng)裂縫酸蝕效果，綜合使用“多級(jí)交替注入酸壓+閉合酸化”深度酸壓工藝，首先將高黏前置酸壓開地層，形成裂縫；之后再注入主體酸液溶蝕裂縫壁面，酸巖反應(yīng)后形成不規(guī)則蚓孔。在實(shí)施前置酸壓和主體酸壓工藝后，迅速降低排量或停泵，使裂縫在近閉合狀態(tài)下，低排量注入酸液，酸液流過閉合裂縫產(chǎn)生不均勻溶蝕形成溝槽。經(jīng)過酸壓改造，儲(chǔ)層形成高導(dǎo)流能力不規(guī)則酸蝕裂縫，為天然氣產(chǎn)出提供高導(dǎo)流通道，達(dá)到了儲(chǔ)層深度改造的目的[11-13]。

茅口組泥灰?guī)r儲(chǔ)層埋藏較淺，優(yōu)選出含氣性好、裂縫發(fā)育井段重點(diǎn)改造，同時(shí)為減小儲(chǔ)層傷害縮短作業(yè)時(shí)間，使壓后酸液快速返排，下入一趟式分段壓裂管柱，選取管內(nèi)擴(kuò)張式封隔器滑套分段酸壓技術(shù)，實(shí)現(xiàn)一次改造多段，分段酸壓完成后，開井返排后即可投產(chǎn)。

2.2 膠凝酸液體系篩選

2.2.1 添加劑優(yōu)選

酸化壓裂的核心在于增加酸液作用距離，提高酸壓作業(yè)效果，同時(shí)減少儲(chǔ)層傷害，酸液中的各類添加劑就起到這種作用。因此，進(jìn)行了膠凝劑、緩蝕劑、鐵離子穩(wěn)定劑和助排劑的優(yōu)選與評(píng)價(jià)。

1）膠凝劑：目前各大油田膠凝劑主要采用BFC-13、CX-208 和YLG-1，室內(nèi)室溫條件下評(píng)價(jià)了20%HCl 中加入不同濃度稠化劑的酸液體系表現(xiàn)黏度及酸溶時(shí)間，結(jié)果見圖2。

圖2 不用濃度膠凝劑酸液體系表觀黏度與酸溶時(shí)間曲線Fig.2 Different concentration gelling agent of viscosity curve and dissolution time curve

依據(jù)測(cè)試結(jié)果，BFC-13膠凝劑在濃度0.4%時(shí)，酸溶時(shí)間僅為35 min，而配制成的酸液體系表觀黏度為42 mPa·s。添加劑濃度低時(shí)，具有增黏性能好，速溶時(shí)間短的特點(diǎn)，因此，優(yōu)選BFC-13 作為酸液膠凝劑。

2）緩蝕劑：通過測(cè)定靜態(tài)腐蝕速率，分別評(píng)價(jià)BFC-17、YLH-1、YHS-2、SD-820 這4 種常用緩蝕劑，其緩蝕性能見表1。

表1 不同緩蝕劑性能比較Table 1 Comparison of different corrosion

從表1實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，同一種緩蝕劑，濃度越高，緩蝕速度越慢。相同濃度下，添加緩蝕劑BFC-17的腐蝕速度最慢，因此，將BFC-17優(yōu)選作為體系緩蝕劑，1%濃度已能滿足要求。

3）鐵離子穩(wěn)定劑：在酸壓過程中，酸液極易溶解油管、套管上的鐵銹，也容易溶蝕地層中的含鐵礦物，如：黃鐵礦、菱鐵礦和綠泥石等。溶解下來的鐵先以溶解狀態(tài)保留在殘酸溶液中，當(dāng)殘酸pH值上升時(shí)，鐵離子的溶解度下降，生成氫氧化鐵凝膠，極易堵塞油層的喉道，造成嚴(yán)重儲(chǔ)層傷害，影響酸壓增產(chǎn)效果。對(duì)常用的幾種鐵離子穩(wěn)定劑TW-15、HAC、YLF-1 和FCA 的絡(luò)合能力進(jìn)行室內(nèi)評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)濃度為1 %，實(shí)驗(yàn)結(jié)果分別為11.4 mg/mL、86 mg/mL、130 mg/mL 和85 mg/mL。由此可知，鐵離子穩(wěn)定劑YLF-1的穩(wěn)定能力最強(qiáng)。

4）助排劑：助排劑的加入能降低液體的毛管阻力、提高酸壓施工結(jié)束后殘酸的返排效率，室內(nèi)測(cè)試了不同濃度BZP-03、AM-C 和CF-5A在20%HCL中的表面張力，BZP-03相對(duì)性能較好，優(yōu)選0.5%BZP-03作為體系助排劑（圖3）。

圖3 不同助排劑性能比較Fig.3 Performance comparison of different cleanup additive

通過對(duì)添加劑的篩選和加量?jī)?yōu)化，結(jié)合工藝要求和儲(chǔ)層地質(zhì)特征，優(yōu)選了膠凝酸配方：20 %HCl+0.4%可降解膠凝劑+1%緩蝕劑+1%鐵離子穩(wěn)定劑+0.5%高效助排劑+1%防膨劑。

2.2.2 膠凝酸液性能綜合評(píng)價(jià)

依照上述配方，實(shí)驗(yàn)室內(nèi)制備膠凝酸液樣品，靜置老化后測(cè)定各項(xiàng)性能，測(cè)定結(jié)果如表2所示。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，制備的膠凝酸液體系在50 ℃、170 s-1剪切速率下，酸液黏度仍能保持在25 mPa·s以上，黏度較高，能夠有效控制酸液的濾失；加入的緩蝕劑和鐵離子穩(wěn)定劑能夠明顯減緩酸巖反應(yīng)并且具有較強(qiáng)的鐵離子穩(wěn)定性能；酸液配伍性大幅改善，經(jīng)過7 d 老化后未有絮凝物生成，可減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害。

表2 高黏膠凝酸體系綜合性能Table 2 Comprehensive performance of high viscosity gelling acid system

由于前置酸主要目的是解除近井地帶污染，降低酸壓的施工壓力，無需太高的膠凝劑濃度；閉合酸主要在酸壓施工結(jié)束時(shí)在封口附近溶蝕大的裂縫，使近井地帶導(dǎo)流能力更高，因此兩者膠凝劑濃度減半即可，前置/閉合酸液體系配方：20%HCl+0.2%可降解膠凝劑+1%緩蝕劑+1%鐵離子穩(wěn)定劑+0.5%高效助排劑+1%防膨劑；主要起造縫作用的主體酸液體系配方：20%HCl+0.4%可降解膠凝劑+1%緩蝕劑+1%鐵離子穩(wěn)定劑+0.5%高效助排劑+1%防膨劑。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)酸液配制，膠凝酸具有良好的穩(wěn)定性、分散性和配伍性，其綜合性能滿足茅口組地層酸壓改造要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果評(píng)價(jià)

3.1 試驗(yàn)應(yīng)用概況

DS1HF 井是在DS1 井基礎(chǔ)上鉆探的一口淺層氣水平井，主要目的層均為茅口組。DS1 井為直井，完鉆井深1 371 m，篩管完井后未進(jìn)行酸壓改造直接進(jìn)行試采，產(chǎn)量遞減迅速，20 d日產(chǎn)氣量由5.0×104m3降至0.7×104m3。彈性產(chǎn)率較小，套壓降幅增大（0.11～0.29 MPa/d），關(guān)井后套壓恢復(fù)值在降低，地層能量較低。

為進(jìn)一步評(píng)價(jià)茅口組淺層非連通裂縫型氣藏勘探潛力及產(chǎn)能，在DS1 井基礎(chǔ)上側(cè)鉆完成DS1HF 水平井，主要穿行茅口組茅一段①小層，A 靶點(diǎn)斜深1 379 m，垂深1 148.75 m；B 靶點(diǎn)斜深2 243 m，垂深1 133.89 m。該井水平段長(zhǎng)864 m，采用套管完井，分4 段進(jìn)行固井滑套管內(nèi)封隔器酸壓施工。施工中累計(jì)用液2 311.3 m3，其中酸液2 129.2 m3（包括前置酸508.7 m3，主體酸1 498.1 m3，閉合酸122.4 m3）。壓裂施工典型曲線如圖4。

圖4 DS1HF井酸壓施工曲線Fig.4 Acid fracturing curves of Well-DS1HF

在對(duì)第1 和第2 段酸壓改造時(shí)，施工壓力23.9～54.9 MPa，施工排量4.5～6 m3/min，這兩段儲(chǔ)層裂縫發(fā)育但被方解石充填，酸壓初期前置酸注入后與網(wǎng)狀縫內(nèi)充填的方解石反應(yīng)，酸降明顯，階梯升排量期間發(fā)生微小壓力波動(dòng)，中期產(chǎn)生明顯壓降，表現(xiàn)為裂縫延伸擴(kuò)展，而后壓力逐漸升高。第3段和第4 段改造時(shí)，施工壓力較高，為34.5～59.6 MPa，施工排量1.5～4.3 m3/min。由于該段儲(chǔ)層白云質(zhì)含量及泥質(zhì)含量較前段高，導(dǎo)致施工過程中排量十分敏感。初期前置液未見明顯酸降，主體酸注入后施工壓力略微下降，后期提排量后施工壓力較為穩(wěn)定，酸液沿主裂縫延伸，同時(shí)溝通地層天然裂縫。綜合壓裂施工曲線來看，地層有明顯破裂顯示，地層破裂后，裂縫延伸擴(kuò)展良好，酸壓改造效果顯著。

3.2 效果評(píng)價(jià)

經(jīng)膠凝酸壓改造后，DS1HF 井放噴排液情況見圖5。先后采用4個(gè)制度，7 mm/8 mm/9 mm/10 mm油嘴條件下測(cè)試求產(chǎn)，測(cè)試結(jié)果見表3。

圖5 DS1HF井放噴測(cè)試曲線Fig.5 Test curve of Well-DS1HF

表3 DS1HF井測(cè)試求產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 3 Production data of Well-DS1HF

DS1HF 井經(jīng)過酸壓改造，產(chǎn)氣量取得突破。在10 mm油嘴生產(chǎn)制度下，測(cè)試氣量穩(wěn)定23.05×104m3/d，且井底流壓穩(wěn)定，產(chǎn)量波動(dòng)小。從產(chǎn)氣效果來看，膠凝酸壓工藝針對(duì)茅口組泥灰?guī)r儲(chǔ)層具有較好的適用性，取得了較為明顯的改造效果，實(shí)現(xiàn)了茅口組泥灰?guī)r儲(chǔ)層的有效開發(fā)。

3.3 酸壓工藝技術(shù)對(duì)比

膠凝酸作為一種儲(chǔ)層酸壓改造工作液，經(jīng)過多年的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐和不斷研究改進(jìn)，在四川盆地得到了廣泛的應(yīng)用[14-18]。表4從施工規(guī)模、改造方式對(duì)比了不同氣田的膠凝酸酸壓工藝。多級(jí)注入酸壓與閉合酸化是儲(chǔ)層改造的主流工藝，其根本目的都是通過深度酸壓提高儲(chǔ)層改造效果。由于南川地區(qū)茅口組埋藏淺，施工壓力不高，因此可通過大液量、大排量酸化壓裂，實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層深度酸壓改造。

表4 四川盆地不同氣田酸壓工藝技術(shù)對(duì)比Table 4 Comparison of acid fracturing technology in different gas fields of Sichuan Basin

4 結(jié)論及建議

1）南川區(qū)塊茅口組泥灰?guī)r儲(chǔ)層含氣性好，埋藏較淺，碳酸鹽巖含量高，儲(chǔ)層內(nèi)部裂縫較為發(fā)育，但巖石低孔低滲，裂縫連通性差，水平井+分段酸壓工藝能夠有效溝通裂縫，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層動(dòng)用。

2）選取膠凝酸液體系，采取“多級(jí)交替注入酸壓+閉合酸化”深度酸壓技術(shù)，保證酸液刻蝕效果，有利于形成高導(dǎo)流能力裂縫，同時(shí)膠凝酸液體系具有增黏緩蝕、性質(zhì)穩(wěn)定、自動(dòng)破膠性能，最大程度減小儲(chǔ)層傷害。

3）DS1HF井經(jīng)膠凝酸酸壓改造后，產(chǎn)量取得大幅突破。在10 mm 油嘴生產(chǎn)制度下，測(cè)試產(chǎn)氣量23.05×104m3/d，作為南川區(qū)塊茅口組泥灰?guī)r儲(chǔ)層改造的首次現(xiàn)場(chǎng)酸壓試驗(yàn)，膠凝酸酸壓工藝在茅口組儲(chǔ)層表現(xiàn)出良好的適用性。但是由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性的存在，不同段簇酸壓效果不一。酸壓時(shí)應(yīng)根據(jù)礦物特性和儲(chǔ)層特征進(jìn)行精細(xì)化分段，優(yōu)選合適酸壓工藝及酸液體系。