海上致密砂岩气藏体积酸压技术研究

陈 祥，赵立强，李小凡，胡兵华，胡忠太，姚锋盛

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；2.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200050；3.深圳市百勤石油技术有限公司，广东深圳518000）

吴奇、胥云等[1-3]阐述了提高油气藏纵向动用程度的分层改造技术、提高油气层渗流能力及扩大泄油面积的水平井分段改造技术，此后，体积改造技术成为研究热点，并在吉林油田[4]、苏里格气田[5]和吐哈油田[6]等多个陆地致密砂岩油气藏成功应用。作业空间限制和易砂堵风险致使海上致密砂岩油气藏极少进行加砂压裂，而常规基质酸化措施又难以满足生产要求，因此，体积酸压技术应运而生。国内外相关体积酸压技术的研究主要有：赵顺超等[7]认为酸压增产机理主要是压裂产生的剪切滑移和酸液非均匀溶蚀作用使得裂缝形成自支撑；WANG等[8]使用克深8砂岩气藏岩心对酸压导流能力进行研究，认为螯合酸优于常规土酸；张璐[9]针对深层高钙质裂缝性致密砂岩储层体积酸压，研制了3种适用于“远、中、近”井带的酸液体系，并提出多段塞注入工艺；刘建坤等[10]认为采用交替注酸工艺可提高致密砂岩储层酸压的有效改造体积，并对交替注酸时机、交替注入级数、酸液和顶替液组合模式、类型、用量和排量进行了研究；ZHAO等[11]系统性综述了体积改造技术所用的暂堵转向措施、措施的特点及应用条件；CHE 等[12]在深层高温高压克深8砂岩气藏对比了体积酸压、非酸解堵和斯伦贝谢StimMORE加砂压裂三种增产技术，认为体积酸压是克深8砂岩气藏最经济、有效的增产技术。砂岩储层体积酸压技术研究起步较晚，大多集中在室内实验和陆地应用，海上砂岩储层体积酸压的报道极少。

通过深入剖析砂岩储层酸压易出现的问题，总结出砂岩储层体积酸压所需的地质和工程条件。以海上M气田为例，从5个方面论证了该气田体积酸压的可行性，并针对储层特征和气田情况，研制了适合于该气田的酸液体系，配以适当的转向酸压工艺进行现场试验，为海上致密砂岩储层体积酸压提供理论依据和技术指导。

1 砂岩储层体积酸压的必要条件

酸压是油气藏增产改造的重要技术手段，常被用于碳酸盐岩储层，而很少用于砂岩储层，主要原因有：砂岩酸压易产生二次沉淀，对储层造成二次伤害；酸液沿裂缝壁面均匀刻蚀，闭合后不易形成具有高导流能力的渗流通道；砂岩储层胶结一般较为疏松，酸压后易破坏岩石结构，造成垮塌或出砂[13]。

砂岩储层酸压成功应用需满足的地质和工程要求：1）地质要求：储层岩石胶结性良好，岩石不垮塌或出砂，且储层天然裂缝较为发育或含有相当一部分碳酸盐矿物充填裂缝。2）工程要求：在储层闭合条件下，酸蚀裂缝仍具有一定的导流能力；酸液的有效作用距离长，即酸液缓速效果好；酸液不会造成储层岩石结构破坏，避免垮塌和出骨架砂造成堵塞；酸岩反应产物对储层无伤害或伤害较小，即反应产物产生的伤害对产能的影响小于酸压酸蚀裂缝对产能的贡献。

2 致密砂岩储层体积酸压可行性分析

以海上真实致密砂岩气藏为例，调研国内外体积压裂技术，认为储层岩性特征、脆性指数、水平应力差异系数和裂缝发育情况影响着致密砂岩储层体积酸压的结果[14-16]。

2.1 岩性特征分析

岩性特征分析是进行砂岩体积酸压改造的基础，采用电镜扫描、铸体薄片和X-衍射实验方法对目标储层进行岩石矿物成分分析。

图1为不同深度岩样的电镜扫描图，储层岩石胶结致密，有少量微裂缝（图1a、图1b）和不均匀分布的溶蚀孔，孔径约2 μm（图1c、图1d），石盐和长英质微粒充填溶蚀裂缝隙（图1b），云母、石盐、丝缕状伊利石和次生加大石英充填粒间孔隙（图1e、图1h、图1i），钠长石沿解理溶蚀（图1f），见颗粒发育（图1g）。孔隙主要为粒内溶孔、粒间孔隙和被部分充填的裂缝隙，孔隙发育较差。

图1 不同深度岩样电镜扫描Fig.1 SEM of rock samples at different depths

图2为目标储层岩样铸体薄片典型特征，碎屑颗粒分选性较好，以中砂为主，泥质组分占据主导，岩石孔隙欠发育，见少量粒间孔隙和粒内溶孔（图2a、图2b）；极少量铁方解石胶结交代碎屑颗粒（图2c）；少量云母石英片岩岩屑（图2d）和受挤压呈弯片状的云母（图2e）；偶见石英自生加大（图2f）。

图2 岩样铸体薄片典型特征Fig.2 Typical characteristic of thin section of rock sample casting

对不同井段岩样进行X 衍射分析发现：不同深度矿物成分及质量分数差异明显，石英占主导地位，占56.3 %～63.2 %，黏土矿物占11.8 %～25.1 %（0.4 %～1.3 %为高岭石，1.8 %～7.5 %为伊利石，1.77%～14.8%为绿泥石，2.5%～12.8%为伊/蒙混层黏土矿物），斜长石占4.9 %～11.6 %，钾长石占1.6%～8.9%，碳酸盐岩矿物占6.1%～9.3%。

2.2 岩石脆性评价

脆性指数的大小在很大程度上决定了致密砂岩储层体积压裂的可行性。常用的岩石力学参数法和矿物组分法可计算目标储层脆性指数。

2.2.1 岩石力学参数法

当泊松比越小时，弹性模量越大，岩石脆性指数便越大[17]，越有利于实施压裂改造。从测井资料中读取出储层动态弹性模量和泊松比，计算得出储层脆性指数平均值为0.63，脆性较好。

2.2.2 矿物组分法

储层矿物组成及含量的不同导致脆性指数也不同。脆性矿物组分越多，越有利于体积压裂改造[18]。不同深度岩心矿物组成及含量见表1。

将表1数值代入式（1），可得5#、38#、62#岩心储层脆性指数分别为0.81、0.75、0.87，平均值为0.81。

式中：Brit为脆性指数；WQ为脆性硅酸盐矿物含量，%；WT为矿物总含量，%；WCarb为脆性碳酸盐岩矿物含量，%；WC为方解石含量，%；WD为白云石含量，%。

表1 岩心矿物组成及含量Table1 Core mineral composition and content

综合两种计算方法的结果可知：储层脆性较好，具备形成复杂裂缝的物质基础。

2.3 应力特征分析

形成复杂裂缝系统除了需要具备一定的物质基础外，还应满足水平应力条件。BEUGELSDIJK 等[19]提出用水平应力差异系数来表征水平应力差对裂缝形态的影响。当应力差异系数小于0.3时，易形成复杂裂缝，图3为水平应力分析结果。如图3a所示，目标储层水平应力差异系数平均约为0.15，小于0.3，隔层应力差约为7.6 MPa，最大水平应力差值（6.5 MPa）小于最小垂向应力差值（10.1 MPa），具备形成复杂缝网的地应力条件。由图3b可知：相同酸液用量下，当施工排量不超过6.0 m3/min 时，裂缝将不会突破隔层，且小排量可有效控制缝高延伸，利于水平方向复杂裂缝形成。

2.4 天然裂缝发育情况

致密砂岩气藏体积酸压改造不仅需要形成高导流主裂缝，还需沟通天然裂缝。通过室内岩心观察和测井成像资料（图4）分析可知：目标储层裂缝较为发育，裂缝密度为0.81～2.03 条/m，裂缝宽度为0.15～0.76 mm，以充填型裂缝为主，偶见张开型裂缝。

2.5 酸预处理降低储层破裂压力

目标储层破裂压力异常高，海上作业空间受限，不便动用大型压裂设备，采用酸预处理不仅可有效降低储层破裂压力且经济适用。酸预处理降低储层破裂压力的机理主要有：1）岩石矿物被部分溶解，岩石性质发生变化。预处理酸液溶解了如方解石等部分岩石骨架矿物，使得矿物颗粒由大变小，矿物分散程度增加，岩石抗压强度降低。2）岩石胶结物被部分溶解，胶结强度降低。酸预处理时，随着岩石胶结物不断被溶解，溶液中交换能力强的离子（Ca2+和Fe3+等）不断增加，加剧置换出黏土矿物（尤其是蒙脱石和伊利石）中的K+、Na+和Mg2+等，离子交换改变了岩石颗粒的双电层电位，致使静电作用和化学键能降低[20]。3）储层部分污染被解除，疏通了孔隙和渗透通道[21]。

图3 水平应力分析结果Fig.3 Analysis results of horizontal stress

图4 W2井测井成像Fig.4 Logging image of well-W2

综上所述，M气田储层脆性指数大，水平应力差异系数小，天然裂缝发育，酸预处理可有效降低储层破裂压力，因此，M气田致密砂岩储层可进行体积酸压改造。

3 体积酸压的酸液体系研制

基于目标储层实际情况，研制主体酸液体系时需要考虑：1）储层水锁伤害率较高，要求解除水锁伤害；2）地层异常高温，酸液高温缓速和管柱防腐蚀；3）储层异常高压，需增大静液柱压力或降低破裂压力；4）储层为中等偏强水敏，需具有良好的防膨性能；5）避免或减轻储层二次伤害，包括铁沉积和硅酸盐二次沉淀等；6）要求表面张力低，有助残酸返排。研制出主体酸液配方为：8 %HCl+5 %SA702+60 %NaBr+1%WD-12+5%SA601+1.5%HJF-94+10%乙醇+1%SA1-1+1%WD-5B+1.5%SA1-7。

3.1 溶蚀性能

将不同酸液体系与岩粉在75°C条件中反应2 h，采用失重法计算岩粉溶蚀率（表2）。研制的酸液溶蚀能力远强于盐酸，且弱于标准土酸，可避免过渡溶蚀造成岩石骨架疏松。

表2 不同酸液体系对岩粉溶蚀率Table2 Dissolution rate of rock by different acid systems

3.2 主体酸液解除伤害的能力

制备φ2.54 cm×5.00 cm的标准岩心，置于钻井液中浸泡24 h，用4%NH4Cl 溶液去测定浸泡过钻井液的岩心渗透率Ko，按照现场常用的注液程序依次注入液体，最后再用4%NH4Cl 溶液去测定主体酸液处理的岩心渗透率Kj。从岩心酸化效果曲线（图5）可知：Kj/Ko=9.2，说明主体酸液可有效解除储层污染。

图5 钻井液浸泡的岩心的酸化效果曲线Fig.5 Acidizing effect curve of core soaked by drilling fluid

3.3 酸蚀裂缝导流能力

致密砂岩体积酸压裂缝转向和剪切滑移等现象使得裂缝壁面不能完全闭合，因此，采用壁面粗糙的砂岩板模拟裂缝，将岩板错开1 mm，并将突出部分打磨平整，在低闭合压力条件下，将液体按基液→主体酸液→基液的顺序注入裂缝，然后逐渐增大闭合压力。随着闭合压力的增加，酸蚀裂缝导流能力总体降低，但仍保持一定的值，当闭合压力为40 MPa 时，酸蚀裂缝导流能力仍有约8.6 μm2·cm，说明主体酸液可有效增加裂缝导流能力（图6）。

4 体积酸压的暂堵转向工艺

致密砂岩体积改造的暂堵转向措施主要为机械封隔和化学暂堵转向[11，22]。由于目标储层位于海上，作业空间受限，且储层较深、井况复杂，前期机械封隔作业失效，因此，采用化学暂堵转向措施。

图6 不同闭合压力下酸蚀裂缝的导流能力Fig.6 Conductivity of acid etched fracture under different closing pressure

4.1 层内/缝内暂堵转向技术

可降解纤维被黏性液体携带到裂缝中，暂堵层内裂缝，提高缝内净压力，使得裂缝转向实现体积压裂改造。

4.1.1 可降解纤维的分散流动性

选用长度为6 mm 的J579 可降解纤维进行室内实验，测试不同浓度纤维在蒸馏水和线性胶介质中的分散流动性能。实验结果显示：纤维的分散性能不随纤维浓度和流体介质变化而改变，且分散性能很好；低浓度纤维在黏度较高的流体介质中流动性能较好；当纤维浓度超过1.5%后，在线性胶介质中流动性能降低，因此，酸压设计时，纤维浓度不应超过1.5%。

4.1.2 可降解纤维的封堵性

实现层内转向要求纤维具有一定的封堵能力，而纤维封堵强度与纤维浓度、温度和裂缝宽度等因素有关。选用长度为6 mm 的J579 可降解纤维在75°C 条件下测试纤维浓度和裂缝宽度对封堵强度的影响。由表3可知：随着纤维浓度的增加，纤维封堵强度不断增大；裂缝宽度增大，导致封堵强度降低；要求封堵强度大于层内转向应力差（3.8 MPa），小于层间隔层应力差（7.6 MPa）；考虑纤维分散性，选用浓度为1.5%的纤维，控制纤维用量可达到层内转向封堵的强度要求。

表3 纤维封堵强度测试结果Table3 Test results of fiber plugging strength

4.2 层间暂堵转向技术

由于储层物性差异，常会先压开某一层位，而实际需求压开多个层位，因此，需要封堵先压开的层位，使得井底憋压从而压开新的层位，达到体积酸压的效果。先压开层位的裂缝宽度较大，仅用可降解纤维难以满足封堵要求，从而演变出复合暂堵剂。为提高复合暂堵剂封堵能力，使用可降解纤维J579（长度6 mm）+可降解小颗粒（粒径0.8～1.2 mm）+可降解大颗粒（粒径3～4 mm），小颗粒充填大颗粒之间的空隙，可降解纤维将各种颗粒缠绕。

4.2.1 复合暂堵剂浓度对封堵强度的影响

模拟裂缝宽度为4 mm，以变注入速率（最高为60 mL/min）将4 000 mL 不同浓度的复合暂堵剂溶液（暂堵剂A：1.5%纤维+0.4%小颗粒+0.6%大颗粒；暂堵剂B：1.5%纤维+0.8%小颗粒+1.2%大颗粒）注入，随着复合暂堵剂的持续注入，封堵强度不断升高，复合暂堵剂A 的封堵强度最高达到11.8 MPa，而复合暂堵剂B的封堵强度最高达到15.4 MPa（图7）。当可降解纤维浓度不变时，适当增加大颗粒和小颗粒的浓度可提高封堵强度。

图7 不同暂堵剂驱替压力随时间变化曲线Fig.7 Time-dependent curve of displacement pressure for different temporary plugging agent

4.2.2 裂缝宽度对封堵能力的影响

模拟裂缝宽度为3 mm、4 mm和5 mm，以变注入速率（最高为60 mL/min）将复合暂堵剂B 溶液注入。从图8可知：当复合暂堵剂浓度不变时，封堵强度随着裂缝宽度的增加而降低；当颗粒粒径大于裂缝宽度时，复合暂堵剂可快速封堵裂缝憋压，形成的封堵强度高达19.9 MPa；当颗粒粒径等于或略微小于裂缝宽度时，也可形成较高的封堵强度，最高可达16.1 MPa，但所需时间有所增加；当颗粒粒径远小于裂缝宽度时，复合暂堵剂无法形成有效封堵。

图8 不同缝宽下驱替压力随时间变化曲线Fig.8 Time-dependent curve of displacement pressure with different fracture widths

目标储层酸压动态裂缝宽度约为2～5 mm，主要为3～4 mm宽的裂缝，复合暂堵剂B试验所达到的压力大于层间隔层应力差（7.6 MPa），完全能满足层间转向封堵强度要求。

5 现场应用

在海上M气田W2井实施体积酸压增产改造，酸液用量为350 m3，排量为3.0 m3/min，为降低井口施工压力，采用酸预处理使得储层破裂压力降低了9.5 MPa，说明酸预处理可有效降低储层破裂压力。注入酸液压开地层，将125 kg纤维注入新压开的裂缝，封堵强度达4.3 MPa，水平应力差平均约为3.8 MPa，实现层内封堵转向，酸液转向压开新的分支缝。将6 m3暂堵剂B 注入前期压开的裂缝，封堵强度达8.7 MPa，隔层应力差约为7.6 MPa，实现了层间封堵转向，酸压改造体积为73.9×104m3。

W2 井产气量从改造前的1.9×104m3/d 提高到13.5×104m3/d，产量增加了6.1倍，体积酸压增产改造效果明显，说明致密砂岩气藏的体积酸压改造具有很好的适应性。

6 结论与认识

1）基于砂岩储层酸压易出现的3 点问题，对地质和工程提出了6点要求，为砂岩油气藏酸压的储层选择提供指导，从岩性特征、脆性指数、应力特征和天然裂缝发育情况等方面分析认为海上M气田可压性较好。

2）针对水锁伤害严重、地层异常高温、管柱腐蚀、破裂压力高和水敏伤害等难题，研制出一套酸液体系，酸预处理可有效降低储层破裂压力，使酸蚀裂缝在高闭合压力下，仍具有较好的导流能力。

3）纤维的暂堵强度较低，适用于缝内暂堵；纤维和颗粒混合物的暂堵强度较高，适用于层间暂堵。砂岩储层体积酸压技术已成功应用于现场，单井产量增加了6.1倍，值得进一步推广应用。