致密砂岩储层酸损伤降低破裂压力工艺研究及应用

徐 兵 威

(1. 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司， 郑州 450006；2. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室， 成都 610500)

东胜气田盒2储层是杭锦旗区块主力开发层位，盒2储层与下部盒1高含水层间隔夹层较薄且局部发育高角度天然裂缝，水力压裂改造容易压串隔层、沟通水层，水平井控水采气难度大。水平井固完井分段压裂工艺能够实现定向射孔、定点改造，有效控制裂缝起裂位置及方位，控制裂缝高度，防止沟通水层，同时利于后期产能测试及二次改造。但在水平井固完井分段压裂施工过程中仅采用射孔参数优化降低储层破裂压力的程度有限，会出现后期压裂施工压力高，甚至由于储层难以破裂而无法压裂施工的现象。射孔后采用前置酸预处理，对井筒附近岩石造成一定损伤是有效降低储层破裂压力的有效手段[1-2]。通过研究东胜气田盒2储层酸损伤降低破裂压力的机理，优选合理的酸损伤液体体系及施工参数，有效降低储层破裂压力，从而保障水平井在固完井情况下的高效压裂施工。

1 储层岩石矿物成分分析

分析岩石矿物组分及酸损伤过程中的变化能够从微观上了解酸损伤降低砂岩储层破裂压力的机理[3-5]。

东胜气田盒2储层主要为陆源碎屑岩沉积，其组成可划分为矿物碎屑、杂基、胶结物和孔隙。根据盒2储层全岩矿物分析可知：石英、斜长石是主要的矿物组分；黏土胶结物主要以高岭石为主，含量在50.0%～73.3%，同时含部分伊利石和少许绿泥石，伊蒙混层含量较高；矿物的质量分数为82.3%，黏土胶结构的质量分数为17.7%(见表1、表2)。在储层改造过程中易发生水化、膨胀和运移，引起储层伤害。

表1 岩石主要矿物的质量分数 %

表2 岩石黏土胶结物的质量分数 %

2 酸损伤储层微观特征

水平井储层改造前通常经过钻井过程的泥浆污染、酸损伤的预处理、压裂起裂改造等过程。可通过室内实验模拟储层改造前的泥浆污染、酸损伤过程，分析储层岩石微观变化[6-8]。

2.1 泥浆伤害前储层微观特征

致密砂岩储层岩样电镜扫描结果显示：岩石内部基本没有粒间孔，原生粒间孔大部分被伊利石、高岭石或自生石英充填；基质表面被黏土矿物充填，有少量的晶内溶孔，但连通性较差(见图1)。

2.2 泥浆污染后储层微观特征

泥浆污染后岩样外观及电镜扫描显示，钻井液滤液浸人岩样造成的污染使孔隙轮廓不明显，岩石颗粒表面模糊，表明泥浆浸泡后岩石中的黏土矿物发生了软化(见图2)。

图1 泥浆伤害前岩样电镜扫描结果

图2 泥浆污染后岩样电镜扫描结果

通过酸损伤后的电镜扫描发现：土酸与泥浆滤液聚合物、岩石的骨架(石英、长石)、胶结物(黏土矿物)均有反应，产生大量溶孔，并且矿物的溶孔轮廓清晰可见；黏土矿物反应完全，在土酸作用下石英外表变得模糊(见图3)。

图3 酸损伤后岩样电镜扫描结果

3 酸损伤储层宏观特征

酸损伤预处理是通过酸岩反应，溶蚀岩石内的部分矿物来改变岩石本身的力学性质[9-10]。可通过实验分析不同条件下的酸损伤特征。

3.1 泥浆污染及酸损伤储层物理性质变化

泥浆污染后的岩样由于泥浆侵入岩石孔隙，导致岩石孔隙度降低、密度增加；酸损伤处理后的岩样由于酸液与岩石中的胶结物、骨架矿物等发生反应，导致岩石密度降低、孔隙度和含水量增加(见表3)。

表3 泥浆污染及酸损伤岩样物理性质

3.2 不同酸液体系溶蚀率特征

采用不同类型的酸液体系溶蚀东胜气田盒2储层岩心，结果表明酸液对岩样具有较强的溶蚀作用，且高浓度酸的溶蚀效果好于低浓度酸(见表4)。

3.3 岩样粒度组成变化

岩样经过酸处理后粒度组成呈现从大颗粒向小颗粒转化的现象，即大颗粒含量降低，小颗粒含量增加，主要是由于粒径较大、硬度较高的石英、钾长石、斜长石等矿物被溶解，导致岩石强度降低的缘故(见表5)。

表4 岩粉在不同酸液体系中的溶蚀结果

表5 岩样酸损伤后主要矿物成分质量分数及粒度变化情况

酸处理后岩样孔隙度的变化表明：注酸前孔隙直径小于0.20 mm的占绝大多数，最大孔隙直径0.23 mm；注酸后孔隙结果明显得到改善，小孔隙减少，大孔隙所占比例大幅度增加。

4 酸损伤储层岩石力学特征

4.1 泥浆污染后岩样的岩石力学特征

通过实验测试泥浆污染岩心的岩石力学参数，结果见图4。通过岩石应力-应变曲线可以看出，岩石在变形过程中存在明显的压实阶段，且泥浆浸泡时间越长压实段长度越大，表现出岩石经泥浆浸泡后变软、塑性增大的特点。

图4 泥浆污染后岩样应力-应变曲线

测试不同酸液损伤后的岩石力学参数变化，结果见图5。酸损伤处理后的岩石强度明显降低，且随着酸液质量浓度(特别是氢氟酸)的增加，岩石抗压强度降低幅度越大，表明岩石受到的酸损伤越严重。由于酸液溶蚀了岩石中部分矿物质，导致岩石孔隙度增加，导致在压缩初期存在明显的压实阶段，同时在岩石破坏阶段的轴向变形量均大于未经过酸损伤处理的岩石。

图5 不同酸液处理后岩样应力-应变曲线

经过泥浆污染、酸处理后岩石的力学参数实验结果表明：当岩石经过酸液处理后，岩石的矿物组分受到破坏，岩石孔隙度增大，含水量增加；岩石的原有结构受扰动破坏，导致内聚力降低，内摩擦角亦相应变小，强度降低(见图6)。

5 致密砂岩储层酸损伤施工参数优化

分析不同酸液浓度、酸液用量、施工排量对酸损伤变量和储层渗透率的改善情况，优化适合东胜气田盒2段致密砂岩储层酸损伤施工参数，降低破裂压力。

图6 污染后酸损伤岩样应力-应变曲线

不同注酸浓度下的损伤变量分析结果显示，酸液浓度越高，井眼附近产生的损伤越明显，损伤作用距离越大(见图7)。适当提高酸液浓度有助于酸损伤处理效果，但是酸液浓度过高，容易破坏岩石骨架，导致孔隙坍塌，反而会降低储层渗透率，因此存在一个相对优选的注酸量。结合东胜气田盒2段储层矿物组份及工程地质特征，优选最佳酸液为3.0%HF。

图7 酸液浓度对损伤变量和渗透率分布的影响

不同注酸量下损伤变量的分析结果显示：酸损伤主要发生在井眼周围区域，1倍井眼半径区域的损伤程度最严重；当距离井眼3倍井眼半径时，酸液与岩石基本不发生作用，难以产生酸损伤(见图8)。

图8 酸液用量对损伤变量和渗透率分布的影响

从注酸量对储层损伤的影响程度和范围分布来看，注酸量越大，井眼周围的损伤程度和有效作用半径越大，但损伤的增加程度逐渐减小。结合东胜气田盒2段储层特征，在同时考虑改善效果和经济效益的条件下，优化最佳注酸量为10～15 m3。

5.3 施工排量优化

按照不同的排量注入3.0%HF共10 m3，开展不同施工排量下的损伤变量分析。结果显示，低排量注酸有助于在井眼附近产生损伤(见图9)。低排量注酸有利于酸液与井筒周围岩石长期接触，充分溶解近井地带岩石中的可溶蚀物质；从酸损伤作用半径对比分析，低排量注酸下的损伤半径小于高排量损伤半径。因此对于污染程度小的储层，建议低排量注酸，而对于深度污染储层建议增大注酸排量，增加酸液的损伤范围。

6 现场应用效果分析

JPH-40井是东胜气田盒2段储层的一口开发水平井，水平段长916 m，全烃显示砂岩段长 806 m，水平段加权全烃净增值5.58%，测井解释为气水同层，且与下部盒1段水层仅存在6 m泥岩隔层，水力压裂过程中容易沟通下部盒1段水层。为了有效控制裂缝高度、防止沟通水层，采用连续油管带底封分8段的压裂改造工艺，为了保证连续油管水力喷射后能有效压开储层，采用酸损伤预处理预案降低储层破裂压力。结合东胜气田盒2段储层岩性分析及不同酸液体系的实验优化结果，酸损伤采用的酸液配方为：3.0%HF+12.0%HCl+2.0%缓蚀剂+2.0%铁离子稳定剂+2.0%黏土稳定剂。

图9 施工排量对损伤变量和储层渗透率的影响

JPH-40井第3段在连续油管水力喷砂射孔出现连续超压储层不破裂现象后，采用酸损伤预处理，破裂压力明显降低。按照1.0 m3min的速度注入12 m3酸液进行酸损伤预处理后，压力由前期的47.0 MPa未破裂降低至破裂压力30.3 MPa。随后施工压力稳定在22.0～26.0 MPa，顺利完成本段压裂改造。压后试气，井口油压12.0 MPa，日产气量4.12×104m3，无阻流量11.28×104m3d，日产液8.87 m3，取得了较好的控缝压裂效果。

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