超深裂缝性碳酸盐岩伤害及解堵酸化模拟

王 琨，詹 立，周 朗, 马辉运，苟 波,4，周长林

(1油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学 2中国石油西南油气田公司 3中国石油西南油气田分公司工程技术研究院 4西南石油大学博士后科研流动站)

四川盆地川东地区灯影组储层天然裂缝发育，岩性以粉晶云岩、灰色藻云岩为主，局部夹硅质条带。钻井过程中钻井液在天然裂缝中的大量漏失，导致储层伤害严重，难以通过自然投产获得工业产能[1-3]。灯影组储层埋藏深(大于7 500 m)、温度高(大于160℃)，受井口设备承压能力限制，酸化是实现超深层裂缝性碳酸盐岩储层建产、增产的必备手段。

裂缝性储层解堵酸化目的：解除近井地带储层伤害，疏通天然裂缝；同时实现酸液深穿透，通过形成高导流通道(“酸蚀蚓孔”)沟通远井储层，改善储层渗流能力，提高酸化效果[4]。针对裂缝性碳酸盐岩储层钻井液伤害机理及酸化解堵的问题，国内大多数学者从储层保护角度出发，研究钻井液伤害机理，但并未在伤害之后提出合理的解堵方法[5]，部分学者在钻井液伤害后进行了酸液解堵配方优化[6]，但也未在解堵后对未伤害区进行增产改造研究。国外学者进行的裂缝酸化研究大多也是针对埋藏浅，孔渗好的储层[7]。因此针对灯影组储层特征，认识钻井液伤害机理，明确解堵酸化思路十分必要。

本文以白云岩标准小岩心为实验样品，通过人工剖缝的方式模拟天然裂缝。在此基础之上开展了裂缝性储层的钻井液伤害与解堵酸化实验，针对酸液解堵效果较好的储层进行了注酸参数优化，最终明确了川东地区灯影组储层钻井液伤害的机理及解堵酸化的工艺和参数。

一、实验方案设计

1.实验样品

考虑井下岩心的数量限制，选用孔隙结构和矿物成分与井下岩心相近的天然露头进行实验，露头白云石含量为86.1%，石英含量为13.6%；平均孔隙度为3.3%，平均渗透率为0.002 2 mD。酸液为20%高温胶凝酸和20%低黏空白盐酸；油基钻井液密度为1.55 g/cm3，黏度为57 mPa·s，重晶石含量为90.8%，黏土含量为2.3%，方解石含量为6.85%。

2.实验参数设置

利用成像测井资料结合立方定律[8-10]，设置裂缝开度分别为10 μm、80 μm、200 μm、250 μm；根据储层参数及钻井参数，设置钻井液伤害温度为100℃、伤害时间60 min、伤害压差为3.8 MPa；考虑实际酸化过程中酸液降温作用，利用天然裂缝温度场模型，模拟酸化驱替温度为100℃。

3.实验流程及设备

钻井液伤害与酸化解堵的实验步骤如下：①实验之前将岩心饱和2%KCl溶液24 h；②采用2%KCl溶液反向测岩心伤害之前的渗透率；③通过中间容器对岩心进行钻井液伤害；④采用2%KCl溶液反向测岩心伤害之后的渗透率；⑤通过中间容器向岩心驱替酸液进行伤害解堵；⑥采用2%KCl溶液反向测岩心解堵之后的渗透率；为了减小围压变化对裂缝宽度的影响，整个实验过程中不能将岩样取出；⑦针对解堵效果好的裂缝，保持裂缝宽度进行注酸排量优化；⑧以最优排量对解堵效果好的储层进行注酸时间优化。

二、实验结果分析

1.岩粉及钻井液的酸液溶蚀效果分析

如表1所示酸液对岩粉的溶蚀率较高，对钻井液的溶蚀率非常低，钻井液和岩粉按1∶1的比例混合后的溶蚀率小于两者单独溶蚀后的平均值，因此钻井液的存在降低了酸液对岩粉的溶蚀效果。

表1 岩粉及钻井液酸液溶蚀结果

2.不同缝宽的裂缝性储层钻井液伤害机理与解堵效果分析

如表2所示，对于裂缝性储层，当缝宽为10 μm时，钻井液累积滤失0.4 mL，滤失速率为0.04 mL/min，钻井液不能进入裂缝中部，伤害主要集中在裂缝端面，钻井液伤害率为34.58%，伤害程度小。当缝宽为80 μm时，钻井液累积滤失0.6 mL，滤失速率为0.06 mL/min，钻井液伤害主要集中在裂缝端面，钻井液伤害率为56.75%，伤害较严重。当缝宽为200 μm时，钻井液完全贯穿裂缝伤害整个裂缝壁面，钻井液漏失6 mL，漏失速率为0.2 mL/min，之后基本无钻井液滤失，钻井液伤害率为96.53%，伤害非常严重。当缝宽为250 μm时，钻井液很快的完全贯穿裂缝伤害整个裂缝壁面，钻井液漏失30 mL，漏失速率达4.29 mL/min，之后基本无钻井液滤失，钻井液伤害率为90%，钻井液伤害非常严重。因此，对于灯影组裂缝性储层，随着缝宽的增加，钻井液漏失速率增加，钻井液伤害程度先增加后减小，当裂缝宽度为200 μm时，钻井液伤害程度最严重。

表2 钻井液漏失体积、漏失速率及钻井液伤害程度随裂缝宽度的变化

采用100 mL不同类型的酸液对钻井液伤害后的岩心进行酸化解堵，如表3所示，当缝宽为10 μm时，在钻井液伤害后分别采用胶凝酸和低黏空白盐酸酸化，胶凝酸和低黏空白盐酸均不能通过裂缝，酸岩反应主要集中在裂缝端面，裂缝入口处钻井液滤饼刻蚀严重，酸化后反向测渗透率时有残渣排出，渗透率均出现下降的趋势，解堵效果差。经分析，由于岩样石英含量较高，裂缝较窄，酸岩反应后产生的残渣及裂缝端面脱落的石英堵塞缝口导致渗透率下降。当缝宽为80 μm时，钻井液伤害后胶凝酸能完全贯穿裂缝，酸化后在裂缝表面形成高导流通道的酸蚀蚓孔，渗透率恢复率达507%，解堵效果非常好。当缝宽为200 μm时，钻井液伤害后胶凝酸能完全贯穿裂缝，但是一方面由于钻井液覆盖了整个裂缝壁面并且钻井液的酸液溶蚀率非常低，阻碍了酸岩反应；另一方面由于岩样石英含量较高，部分反应后脱落的石英颗粒堵塞了裂缝，因此解堵后渗透率恢复率仅为9.90%，解堵效果非常差。当缝宽为250 μm时，胶凝酸能完全贯穿裂缝，钻井液虽然覆盖整个裂缝壁面，但伤害程度略低于200 μm缝宽的裂缝，因此酸化效果有明显提升，渗透率恢复率达38.60%，酸化效果一般。

表3 酸液突破体积、裂缝渗透率恢复率随裂缝宽度的变化

3.注酸工艺参数优化模拟分析

如图1～图3所示，针对钻井液伤害后解堵酸化效果好的裂缝性储层，对其未伤害区进行注酸工艺参数优化。当注酸排量为10 mL/min时，酸液突破孔隙体积倍数为54，酸化能形成明显的酸蚀蚓孔；但是注酸排量较小，岩样石英含量高，酸岩反应后脱落的石英及产生的酸液残渣不能被排出裂缝，因此堵塞裂缝出口端导致渗透率下降。当注酸排量为20 mL/min时，酸液突破孔隙体积倍数为42，酸化后渗透率提高5.76倍。当排量为40 mL/min时，酸液突破孔隙体积倍数为44，酸化后渗透率提高7.07倍。因此实验室最佳注入排量为25～30 mL/min[10-11]，根据井口限压条件，预测不同延伸压力梯度和排量下的施工泵压[12]，并结合流速相似准则[13]，最终优化出灯影组储层最大排量可达4 m3/min左右。

图1 不同排量下的突破孔隙体积数

图2 不同排量下酸化前后渗透率变化

图3 不同注酸排量下裂缝表面刻蚀形态

以30 mL/min的排量，对缝宽为80 μm的裂缝进行注酸时间优化，如图4所示，酸化60 min后渗透率提高106倍，酸化效果最好。如图5～图6所示，随着酸化时间的增加，裂缝表面刻蚀越严重，酸化30 min和酸化60 min后主要形成酸蚀蚓孔，酸化90 min后主要造成裂缝表面“凸起”变平，“下凹”加深，没有明显的酸蚀蚓孔产生，因此渗透率提高倍比不如前两者。

图4 不同注酸时间下的渗透率提高倍比

图5 不同注酸时间下岩板表面下降程度

图6 不同注酸时间下裂缝表面刻蚀形态

三、结论与建议

(1)随着裂缝宽度的增加，钻井液伤害程度先增加后减小，缝宽为200 μm时钻井液伤害最严重，伤害程度达96.54%。当缝宽小于80 μm时，钻井液不能进入裂缝，伤害主要集中裂缝入口端，形成钻井液滤饼；当缝宽大于80 μm时，钻井液能完全贯穿裂缝，伤害整个裂缝壁面。

(2)当裂缝宽度为10 μm时，两种酸液均不能进入裂缝，酸化效果均较差，因此工程上在考虑施工限压的条件下，应尽可能提高排量增加缝宽，提高酸化效果。当裂缝宽度为80 μm时，胶凝酸能突破伤害带在钻井液未伤害区形成高导流的渗透通道，因此采用胶凝酸解堵能使渗透率恢复至507%。当裂缝宽度为200 μm和250 μm时，钻井液完全覆盖在整个裂缝面上并且酸液溶蚀率很低，阻碍了酸岩反应，建议采用复合解堵酸化工艺，解除裂缝面钻井液滤饼后，再用胶凝酸酸化实现对未伤害区的增产改造。

(3)对于灯影组储层，当裂缝宽度为80 μm时，最佳注酸排量为4 m3/min，最佳注酸时间为60 min。