松南火山岩水平井储层改造工艺技术研究与应用

高春华

(中石化东北油气分公司工程技术研究院，长春 130062)

0 引言

松南气田位于松辽盆地中部断陷带长岭断陷中南部、达尔罕断凸带北段，为前神子次凹沙河子组烃源岩沿斜坡运移到高部位聚集成藏。平面上划分5个火山机构，纵向上总体为上气下水，储层具有似层状特点，目的层发育爆发相熔结凝灰岩与喷溢相流纹岩，储层物性差别较大。爆发相熔结凝灰岩孔隙度主要分布在3.0%～8.0%，渗透率主要分布在<1.58×10-4μm2。喷溢相流纹岩孔渗分布不均匀，孔隙度1.0%～29.0%，渗透率(0.01～81.92)×10-3μm2。区内发育北东、北北西及近东西向三组断裂，其中北东向断裂规模大、延伸远。 截至2016年6月底，松南气田营城组气藏年产气3.56×108m3，采气速度3.64%，累产气3.61×109m3，采出程度20.39%。目前日产气1.74×106m3，日产水163 m3，平均油压14.1 MPa。

1 储层改造存在问题及难点分析[1]

1.1 流纹岩天然溶孔、裂缝发育,压裂时产生多裂缝滤失大易砂堵

火山岩流纹岩储层发育大量天然裂缝和溶孔，在压裂施工时由于压裂裂缝开启和延伸过程中不断与天然裂缝相交产生多裂缝，导致压裂液过量滤失发生砂堵。YP15在前期注入405 m3前置液，分段注入3级粉陶段塞，注完5%砂比的携砂液后继续注入12%砂比的携砂液时发生砂堵，施工压力达到限压70 MPa。分析表明：目的层发育天然裂缝，压裂液滤失严重，微裂缝受压张开后进一步加剧滤失；近井摩阻高，入口压降损失大，动态缝宽较窄，导致造缝不充分不能形成较宽的主缝，造成高砂比液无法进入裂缝，加剧初期砂堵。超压停泵后小排量试挤，压力直线上升至限压，由此判断主裂缝未张开，产生多裂缝，滤失大缝口出现砂桥导致施工失败等。

1.2 凝灰岩非均质性强，启裂梯度高、施工泵压高

由于凝灰岩储层物性非均质性强，在平面和剖面上地应力差异大、含油气不均匀，而且同一油气藏的不同部位其生产井自然产能也相差悬殊。破裂压力梯度、弹性模量、抗压强度、断裂韧性等均较沉积岩高，造成压裂裂缝在破裂、扩展、延伸过程中的启裂压力均较高；储层埋藏较深，压裂沿程摩阻较高，加上岩性致密、坚硬，从而造成施工泵压高难以实现有效改造。YP14井连续加压十几次，施工压力每次达到限压70 MPa地层不进液，由于储层致密施工压力受管柱抗内压的影响未能压开地层，造成施工失败。

1.3 受气水界面的影响，水平井不同层段裂缝高度控制难度大

松南气田平面上划分5个火山机构，纵向上总体为上气下水，储层具有似层状特点，主火山机构主力气层未直接接触边底水。目前气田已开发9年，由于受开采程度的影响，部分层段水侵现象严重，不同火山机构具有不同的气水界面，水侵强度差异大，表明气水界面并不是整体均匀抬升。根据典型出水井水侵特征和地质情况，产水井主要为三种水侵模式：指数型，非均质性最强，沿高导裂缝窜入；三次方型，地层水均沿裂缝窜入；平方型，水侵逐渐加剧，非均质性强。气井离气水界面越近，水气比上升速度越快，导致水平井不同层段裂缝缝高控制难度大，压窜水层的风险越来越大。

2 储层改造工艺技术集成配套[2]

2.1 根据储层物性不同采用不同的完井管柱

根据凝灰岩、流纹岩渗透性的差异和裂缝发育情况，采用不同的完井及改造方式。对于裂缝发育和储层物性比较好的流纹岩采用筛管完井+酸化改造工艺技术，对于裂缝不发育和储层物性差的凝灰岩采用套管固井完井+大通径分段泵送桥塞压裂改造工艺技术，而对于同一水平段的凝灰岩和流纹岩，在轨迹设计时将凝灰岩设计在A靶点附近，流纹岩设计在B靶点附近。完井采用套管固井+筛管完井。套管固井段采用大通径分段泵送桥塞压裂改造工艺技术，筛管段采用酸化技术。

2.2 流纹岩酸化工艺技术

2.2.1 火山岩岩石矿物成分分析

全岩心检测分析表明，火山岩流纹岩的黏土矿物含量12%～15%，石英含量40%～70%，长石含量30%～46%，石英和长石两者最高含量超过90%。黏土矿物X衍射检测分析表明以伊利石、绿泥石为主，伊利石含量55%～60%，绿泥石含量30%～70%，伊蒙混层比25%～70%。

2.2.2 酸化体系研究及均匀酸化

由于松南气田流纹岩天然裂缝发育，钻井过程中井漏现象严重，最高漏失钻井液超过3000 m3，因此，为了提高酸液在火山岩储层中的酸化改造程度，优化的酸液体系要对漏失到地层中的固相堵漏材料和裂缝中的胶结物充分进行溶蚀，从而提高储层的渗透率和裂缝的导流能力。利用岩心和钻井过程中的固相堵漏材料、堵漏浆形成的泥饼做溶蚀评价如图1，从溶蚀效果来看，7#酸液体系配方对岩心和堵漏浆滤饼的溶蚀率达到40%和35%，说明该酸液体系溶蚀效果好，能够提高储层的渗透率和裂缝的导流能力。另外，针对长水平段酸处理容易在漏失点处造成严重的突进，通过增加酸液黏度实现水平段均匀布酸。通过研究，确定酸液体系为：15% HCl+1.5%～2.5%活性稠化剂(转向剂)+3%NH4HF2+1%高温缓蚀剂+1%黏土稳定剂+0.2%铁离子稳定剂+1%高温助排剂+2%多氢酸。在该体系下，鲜酸黏度较低，加碳酸钙反应至5%酸浓度时，体系黏度开始明显增大，当盐酸浓度降低到6%时，体系黏度达到最大110 mPa·s，增黏效果明显，高黏酸液降低酸液进入高渗层的能力，迫使酸液转向，使低渗层得到酸化。同时为了保证水平段更加均匀酸化，提升酸化效果，采用连续油管拖动式分段酸化。

图1 溶蚀实验结果

2.3 凝灰岩压裂工艺技术[3]

2.3.1 裂缝参数优化

根据储层物性及应力差特征，结合压裂改造难度及经济性因素，采用软件模拟不同裂缝条数和裂缝半缝长对压后产量影响。模拟结果表明裂缝条数增加对压后初期产量影响较为明显，后期影响较小。裂缝条数越多，累产越高，但裂缝超过10条后，累产增加不明显，最优的裂缝间距80～120 m，如图2。

图2 不同裂缝条数下的累产曲线

模拟结果表明裂缝半缝长增加对压后初期产量影响较为明显，后期影响较小。裂缝半缝长越长，累产越高，但裂缝半缝长超过200 m时，累产增加不明显，同时投入产出比差，如图3。最终优化水平井半缝长140～160 m(根据距水层距离具体优化单段缝长)，裂缝导流能力30～40 μm2·cm，单段加砂50～60 m3，平均混砂比17%～20%，前置比38%～42%。

图3 不同裂缝条数下的日产曲线

2.3.2 施工规模优化

通过模拟发现施工排量5 m3/min时，裂缝高度为53 m；施工排量6 m3/min时，裂缝高度为54.8 m；施工排量7 m3/min时，裂缝高度为55 m；施工排量8 m3/min时，裂缝高度为55 m。考虑储层天然裂缝发育及现场设备和储层预测底水位置，在施工过程中采用排量6～8 m3/min更有利于施工。

2.3.3 压裂配套技术[4]

(1)低摩阻、低伤害、耐高温压裂液体系

松南火山岩气藏不仅埋藏深、地温高，而且黏土矿物含量高，易膨胀。因此，在对储层敏感性研究的基础上，通过实验优选出稠化剂、有机硼延缓交联剂、有机防膨剂、表面活性剂和螯合剂配制出低摩阻、低伤害、耐高温压裂液体系，并采用胶囊分段破胶技术降低压裂液浓缩伤害。室内评价其对岩心渗透率伤害率小于20%，其摩阻系数可降至清水的65%。研制的压裂液体系在松南气田实施的20多口井中均取得了比较好的效果。

(2)大通径可溶球快速投产技术

以往气田水平井采用可钻机械桥塞+封隔器分段压裂技术，由于桥塞的内通径小、压后需钻塞、钻塞前必须压井，对储层容易造成二次伤害，同时延长了投产周期，增加了投资成本。通过技术攻关可溶球在清水中浸泡24 h后，质量基本保持不变。在95 ℃ 原胶液添加KCl介质对可溶球进行溶蚀实验，开始前称重5.9098 g，溶蚀20 h后称重0.0 g，表明可溶球能全部溶蚀。当采用大通径可溶球快速投产技术压裂5段以上，投产周期可减少10天左右，节约投资成本100万元左右。

(3)前置酸预处理技术

凝灰岩储层物性非均质性强，储层在破裂压力梯度、弹性模量、抗压强度、断裂韧性等均较沉积岩高，造成压裂裂缝在破裂、扩展、延伸过程中的启裂压力均较高，加上岩性致密、坚硬，造成施工泵压高。因此，在压裂前采用前置酸预处理技术可以有效降低施工压力。YP15井第一段为进行酸处理，压裂时施工压力基本上在50～67 MPa，而在压裂第二段时先注入30 m3浓盐酸进行预处理后压裂时施工压力基本上在35～50 MPa，施工难度大幅度降低。

3 储层改造工艺技术现场应用

YP5井采用套管固井(凝灰岩)+筛管完井(流纹岩)。2015年7月12日对营城组4204～4598 m井段进行酸化，5 mm油嘴放喷，日产气7×104m3，油压19 MPa，日产液0.24 m3，累出液26.07 m3，累产气6.52×105m3，酸化液返排率13%。目前日产气2.9×105m3，油压16 MPa，日产水1.9 m3。

YP2井采用套管固井完井(凝灰岩)+大通径分段泵送桥塞压裂改造工艺技术，2015年7月10日起对井营城组3653～4252 m井段采用泵送桥塞分6段压裂，共打入压裂液4556.26 m3，加砂270.45 m3，压后10 mm油嘴放喷，油压16 MPa，日产液2.96 m3，累出液305.82 m3，瞬时产气量26.7 m3/d，返排率6.23%，目前日产气1.01×105m3，油压15 MPa，日产水4.6 m3，水气比0.46，累产气量3.79×107m3。

4 结论

(1)针对裂缝发育和储层物性比较好的流纹岩和储层致密物性差的凝灰岩，采用不同的完井方式和储层改造技术提高了工程技术的针对性，为储层改造的有效性奠定了基础。

(2)针对流纹岩储层研究的酸液体系，在施工过程中当盐酸浓度降低到6%时，体系黏度达到最大110 mPa·s，变黏效果明显，高黏酸液降低了酸液进入高渗层的能力，迫使酸液转向，使低渗层得到酸化实现均匀酸化，提升酸化效果。

(3)通过对凝灰岩储层压裂模拟表明,当裂缝超过10条、裂缝半缝长超过200 m时，气产量累产增加均不明显。因此，确定最优的裂缝间距80～120 m,半缝长140～160 m，裂缝导流能力30～40 μm2·cm，单段加砂50～60 m3。实施结果表明，优化的裂缝参数比较合理，能够大幅度提高气体产量。