多氢酸酸化技术在川西须家河低渗致密砂岩储层中的应用

王 鹏

中曼石油天然气集团股份有限公司，上海 200120

针对砂岩储层而言，基质酸化和水力加砂压裂是进行储层改造的重要技术手段。虽都是储层改造，但基质酸化与水力压裂有着本质的区别，两者有着不同的适应性和优缺点。高孔高渗砂岩储层常因储层胶结疏松，地层流体在渗流过程中易造成井眼周围固相堵塞，多采用土酸或能在地层生成氟离子的酸液进行基质酸化解堵，具有施工压力低，成本低等优点；低孔低渗储层则常采用水力加砂压裂为地层流体建立新的渗流通道，其施工压力高，成本较高，但建立新的渗流通道后，其增产效果较为显著。

1 工程概况及储层主要伤害因素分析

1.1 新场气田概况及川西须家河组储层特征

新场气田位于四川盆地西部川西坳陷中段，是由浅、中、深层多气藏连片叠置的大型气田，它处于四川盆地川西坳陷中段孝泉-丰谷北东东向的大型隆起带。

川西须家河组气藏深埋，原始地层温度127.2～141.9 ℃，地温梯度2.22～2.44 ℃/100 m，气藏地层原始压力76.48～84.69 MPa，原始地层压力系数为1.44～1.73，属于典型的高温、深井、异常高压气藏。

须家河组须二气藏储层砂岩孔隙包括微裂缝、原生孔隙以及次生孔隙3种。原生孔隙主要为粒间孔隙，次生孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、高岭石晶间孔等。次生孔隙是本地区须家河组储层砂岩最主要的储集空间类型，大致占储集空间的70%以上，原生孔隙约占储集空间的21%，微裂缝约占储集空间的4%[1]，且随着孔隙度的增大渗透率有变好的趋势但孔渗相关性较差。从“不合理”点多为低孔高渗点，由此推断新场须二储层的形成是孔隙与显或微裂缝的合理搭配。

1.2 须家河储层主要伤害因素分析

川西须家河储层为典型的低孔低渗气层，气、水及少量的凝析油赖以流动的通道很窄，渗流阻力大，液、固界面及液、气界面的相互作用力较强，导致油、气、水渗流规律发生变化，使得低渗气藏损害具有不同于油藏的特殊性。分析认为存在的主要伤害有以下几种：

1)水锁损害

须家河储层喉道细，储渗相关性差，粒间孔隙、孔喉的不均匀分布，导致钻完井液、固井液、压裂液等外来流体侵入储层后，排液困难，产生水锁损害，造成较大的启动压力梯度，使气井产能下降。另一方面，当近井地层的压降梯度超过地层原始平衡水恢复流动所需的启动压差时，会在井底形成积液，在井筒回压、储层岩石润湿性和微孔隙毛管压力作用下，低渗层的微毛管孔道产生反向渗吸，也会形成水锁损害。须二低渗气藏的气井近井地层岩芯中反渗吸水锁量增加，使其恢复流动所需的启动压差也相应提高，如图1所示。不同水锁强度(0.1HPV，0.2HPV，0.3HPV)气驱水实验测试结果见图2。在束缚水存在条件下，气相有效渗透率随气体累积产出量的增加而得以恢复，当产出气量较少时气相有效渗透率较小，反映了水锁堵塞的影响。

图1 启动压差与水锁量的关系

图2 水锁后采出气量与渗透率关系

2)应力敏感性损害

储层压力平衡系统被破坏以后，会引起岩石颗粒、孔隙和孔喉形态的变形，从而影响气藏储层渗透率、渗流特征、单井产能和最终采收率。实验测试结果见图3。

图3 须家河岩样渗透率随有效应力的变化关系

由图3可见，渗透率存在较强的应力敏感性，尤其在围压升高初期，渗透率下降幅度较大。半对数拟合曲线表明，绝大多数岩芯在生产压差为7 MPa左右将发生严重的塑性变形，渗透率发生不可逆损害。从该区目前现场生产来看，多数生产井生产压差达到10 MPa左右，过大的生产压差是导致气井产能快速递减的一个重要因素。

3)黏土矿物导致储层损害

川西须家河砂岩储层黏土矿物绝对含量虽然不高(一般在1%～4%之间)，但由于砂岩粒度细、孔隙小，黏土矿物分别以包膜式、充填式、架桥式等分布于孔喉之间，在外来液配合作用下，对储层的损害是相当严重。新场须二储层黏土矿物以伊利石为主，占65.35%，次为绿泥石33.6%，少量高岭石。伊利石、高岭石为易于分散-运移的非膨胀型黏土矿物，在外来液的牵动下，极易堵塞孔喉；绿泥石为酸敏性黏土矿物，遇酸液易形成Fe (OH)3凝胶沉淀，污染气层，并且一旦产生，便很难解除，因此酸化设计应考虑储层的酸敏性质。

4)钻完井液等外来工作液固相浸入导致的损害

从新场地区的实钻资料以及邻区须家河研究成果表明，龙门山前缘隐伏构造带须家河组储层裂缝普遍发育，产生钻井液、完井液、固井液等工作液固相浸入损害将不可避免。

对储层岩芯样品采用现场使用的泥浆配方体系进行伤害试验，对比试验前后的渗透率发现，泥浆驱替后岩芯的渗透率大大降低，其中观察驱替后的DY1-8井岩芯发现，在其端面形成约1 mm左右的泥浆滤饼，并且岩芯的渗透率降低至初始渗透率的5%左右，由此说明泥浆滤饼造成的伤害非常严重。因此，针对这种微裂缝发育并且存在伤害的储层，可采用基质酸化进行解堵。

2 多氢酸酸液体系在高温深井致密砂岩储层的适应性

2.1 多氢酸作用机理

一般选用由盐酸和氢氟酸组成的土酸体系对砂岩储层进行酸化。盐酸主要用于溶解碳酸盐成分，而氢氟酸几乎可以溶解所有的砂岩矿物，特别是对于砂岩矿物中的黏土成分和胶结物其溶解性更高。

常规土酸酸液体系因其成熟的工艺以及良好的解堵效果而在砂岩酸化中应用广泛。一般由浓度为5%～12%的盐酸和浓度为1%～6%的氢氟酸组成。虽然土酸体系对储层中的黏土成分及其他堵塞物质有较好的溶解性，但反应速率快，致酸化有效作用距离短；此外，常规土酸能较大幅度降低岩石骨架强度，对固结性较为疏松的储层酸化后易引起出砂，因此采用土酸体系进行酸化应充分考虑地层情况并根据地层情况选择适宜的酸液浓度。

当储层温度高于80 ℃时，常用的氢氟酸体系与岩石反应非常剧烈，因此在HF耗尽之前，酸液的穿透距离只有几英寸。同时，由于HF与黏土的反应将生成各种铝硅酸盐沉淀，这些沉淀会堵塞孔隙空间，降低储层的孔隙度和地层渗透率，从而降低流体的流动能力；HF对黏土的过度溶解也可能让近井地带地层变得疏松和胶结不稳固。地层胶结松散和反应生成沉淀物对渗流通道的堵塞，这些损害会降低酸化效果，严重时还可能导致增产措施效果为零。而氟硼酸体系虽然能较好解决反应速度快和微粒运移问题，但针对高温储层其缓速性能和控制二次沉淀物的效果也受到一定限制。

多氢酸体系能较好地解决以上难题，由于其含有多个氢离子而被称为多氢酸。多氢酸是利用磷酸复合物与氟盐反应产生，从而能够缓慢、多级生成氢离子实现缓速深部酸化的目的[2]。多氢酸可以在不同的pH值下产生不同浓度的氢离子，其电离程度受温度的影响较大，同时，多氢酸还具有抑制反应速度和控制黏土溶蚀率的作用，因此是砂岩储层酸化较为理想的酸液体系。

2.2 多氢酸的优越性[3]

1)多氢酸具有很好的缓速性。多氢酸与地层开始反应时，由于化学吸附作用，在黏土表面形成硅酸-铝膜的隔层，这个薄层将阻止黏土与HF酸的反应，减小黏土溶解度，并且防止了地层基质被肢解，特别是在反应初期，其反应速度约是其他酸液的30%左右；

2)多氢酸具有极强的吸附能力，能催化HF酸与石英的反应。尽管反应速度比土酸慢，但随时间的增加，石英的溶解度将增加，对石英的溶解度比土酸的要高出50%左右；

3)多氢酸具有较好的分散性和防垢性能，并且具有亚化学计量螯合特性， 能较好的延缓/抑制近井地带沉淀物的生成，有利于提高注水井酸化有效期和油井产能。酸岩反应环境中，其对硅酸盐沉淀的控制能力明显优于常规土酸、缓速土酸等；

4)多氢酸能保持或恢复地层的水湿性。

3 川西须家河组多氢酸酸化施工效果分析

3.1 A井基本情况

A井位于四川省德阳市，录井解释岩性为灰白色中粒岩屑石英砂岩、杂色砾岩夹灰黑色页岩(次生矿物发育)，测井解释储层物性较差属于低孔低渗储层， T3x4(3 950～3 970 m)层段射孔后获天然气绝对无阻流量2.081 9×104m3/d，分析认为该井钻完井以及修井作业对储层造成了伤害，决定对T3x4层段进行酸化，一方面解除近井地带堵塞，同时对近井渗流区域进行适当改造，提高该井的产能。

3.2 设计思路及配方分析

1)岩矿组成及酸液

须五段—须四段地层黏土类型主要为伊蒙混层和伊利石，酸化中应考虑酸化时的水敏感性；石英及硅质是基质的主要组成部分，应采用对硅质溶解速度和溶解力强的酸液体系；考虑到填隙物中可能有有机堵赛物的存在，酸液中要加强对有机物堵塞的解除；黏土伤害的预防也应加以考虑；此外，由于储层属于低孔低渗储层，储层胶结可能较好，应适当加强对基质的溶解。同时为了避免酸液与钙质矿物作用而产生氟化钙等二次沉淀，配方酸液需要有适宜的盐酸体系，以溶解碳酸盐岩类矿物，有效的防止二次沉淀的生成。

2)储层温度

高温条件下的管柱防腐问题、缓速问题及二次沉淀物控制是关键。酸化目的层段属于异常高温地层，推算地层温度接近110 ℃，高温条件下酸化管柱的防腐问题是关键，必须选用优良的高温缓蚀剂。

3)酸化规模

为了实现对近井地带解堵，溶解地层岩石中填隙物和杂基，沟通可能存在的微裂缝等，设计酸液流动前缘达到1.5 m(平均)，预测平均酸化半径可达到0.8 m以上。

综合以上情况，设计酸液配方及规模见表1。

表1 A井酸液配方组成及规模设计

3.3 现场施工应用及效果分析

该井酸化施工压力68～85 MPa，施工排量0.8～1.95 m3/min，入地酸量88.93 m3，入地液量106.77 m3。整个施工过程顺利。川西须家河岩组A中施工曲线见图4。

图4 川西须家河岩组A井酸化施工曲线

由图4可见，施工参数与设计参数吻合度高。由施工曲线可以看出，应用的酸液进入储层后，注入压力大幅降低(由85 MPa降至82 MPa)，地层吸液能力明显增强。酸化后产量由2.081 9×104m3大幅上升至8.15×104m3，增产倍比4.6，增产效果良好，同时返排残液94.9 m3，返排率达到88.9%，说明应用酸液体系施工后残酸返排率高，能有效降低由于残酸滞留地层引起的水锁损害。

4 结论

1)多氢酸酸化技术是适合砂岩油藏油、水井的解堵技术，与常规酸化压裂相比具有成本低、效果好、施工方便等优点，解除低渗透油藏油、水井堵塞， 恢复和提高油井产能效果显著。

2)在川西须家河低渗致密砂岩储层中应用多氢酸酸化技术，提高了油井产能，解除了低渗油藏水井堵塞，施工效果显著。