深井超深井碳酸鹽巖儲層深度改造技術——以塔里木油田為例

摘 要

摘要：塔里木盆地碳酸鹽巖儲層具有埋藏深、溫度高、油氣藏類型復雜、非均質性強等特點，這使得儲層深度改造技術成為世界級難題。在低傷害前置液、地面交聯酸、乳化酸等材料技術
摘要：塔里木盆地碳酸鹽巖儲層具有埋藏深、溫度高、油氣藏類型復雜、非均質性強等特點，這使得儲層深度改造技術成為世界級難題。在低傷害前置液、地面交聯酸、乳化酸等材料技術飛速發展的基礎上，通過建立大型物理模型，并對酸蝕裂縫導流、酸巖反應動力學等酸壓裂機理進行深入研究，初步形成了適應不同儲層特點的具有針對性的儲層多元化深度改造技術，如深度酸壓技術、水力壓裂技術、交聯酸加砂壓裂技術等。塔里木油田碳酸鹽巖儲層改造的成果及現場應用情況也驗證了上述工藝技術的有效性。
關鍵詞：塔里木盆地；碳酸鹽巖；壓裂；交聯酸；注入；多級；酸化；技術
0 引言
    2004年至今，是塔里木高溫深井碳酸鹽巖儲層深度改造技術緊密結合儲層特點向多元化發展的階段。隨著塔里木油田勘探開發的跨越發展，對工程技術提出了更高的要求。由于儲層埋藏深、地層溫度高、濾失大、酸巖反應速度快、酸蝕裂縫長度有限，如何實現高溫深井碳酸鹽巖儲層改造的有效深穿透，達到發現油氣、認識儲層和穩產高產的目的，已成為儲層改造技術發展目標。伴隨材料技術得到飛速發展，通過建立大型物理模型對酸蝕裂縫導流、酸巖反應動力學等酸壓裂機理研究的深入，初步形成了適應不同儲層特點的具有針對性的儲層深度改造配套工藝技術，包括不同液體組合的多級注入+閉合酸化的深度酸壓裂技術、植物膠壓裂液加砂技術、交聯酸加砂技術等碳酸鹽巖儲層多元化的深度改造技術[1]。
1 碳酸鹽巖儲層特點和改造難點
    塔里木盆地碳酸鹽巖勘探的主要領域為塔中、輪南、英買力三大古隆起。儲層埋藏最深達7000m、溫度高達160℃，儲層巖性有石灰巖、泥質灰巖、白云巖等多種，儲層類型有大縫洞型、基質孔隙型、裂縫型、致密型等[2]。
    儲層埋藏深導致井口施工壓力高，施工難度及風險大，對液體降阻性能要求高；儲層溫度高，酸液的高溫緩速問題嚴重制約著酸壓效果；由于酸巖反應速度及裂縫的刻蝕形態與巖性有很強的相關性，同樣影響著酸壓裂效果。
2 儲層改造液體技術
2.1 GHPG高溫壓裂液體系
GHPG高溫壓裂液體系是選用低水不溶物改性瓜膠粉作為稠化劑、選用有機硼交聯劑、優選其他功能性添加劑，形成的高溫低傷害壓裂液體系，為了降低井口施工壓力，采用KCl對該體系進行加重，密度達到1.13g/cm3，基本滿足加砂壓裂和酸壓裂前置液性能要求，體系的殘渣低于200mg/L。
2.2 DMJ-130地面交聯酸體系
    DMJ-130地面交聯酸是在膠凝酸(稠化酸)基礎上發展起來的新型酸液體系。該體系通過含有可交聯基團的高分子來稠化酸液，然后使用交聯劑交聯形成凍膠，增加酸液在地層溫度下的黏度，從而降低酸巖反應速度和酸液的濾失，以滿足攜砂的性能要求。一種膠囊破膠劑能確保施工結束后殘酸徹底破膠返排，降低了高分子對儲層的傷害。
2.3 乳化酸
    乳化酸是在乳化劑及助乳化劑作用下，將油和酸按一定的比例配制而成的油包酸型乳狀液，其緩速是通過油包酸，將酸與巖石隔離開來，從而延緩酸巖反應速度。目前，乳化酸的穩定性問題已經得到解決，但高摩阻仍制約著在高溫深井中的應用。
3 酸巖反應機理研究成果
3.1 酸蝕裂縫大型物模的建立及初步應用
    為了研究壓裂液、酸液在裂縫中的分布、流態以及對酸蝕縫導流形成的影響，實驗室建立了裂縫大型物理模型裝置。使用該裝置研究了黏度差、密度差、注入速度等對裂縫中兩種流體流態的影響，研究酸液對裂縫壁面的刻蝕形態。
3.2 建立高溫酸巖反應動力學方程
酸巖反應速度決定酸的有效作用距離，影響裂縫表面的刻蝕形態，從而決定酸壓裂后有效酸蝕縫長和酸蝕裂縫導流能力，并最終影響酸壓裂效果。對比研究交聯酸與顆粒灰巖、含泥灰巖、白云巖的反應動力學參數[3]，同時對比研究膠凝酸與顆粒灰巖的反應速度(表1)。結果表明巖性都為顆粒灰巖，20%的鹽酸濃度的膠凝酸的反應速度是交聯酸的1.875倍，交聯酸的反應速度比膠凝酸慢，交聯酸的緩速性能遠遠優于膠凝酸；同樣為交聯酸，對于不同巖性，含泥灰巖和白云巖反應慢，尤其是含泥灰巖，盡管泥質含量為1%左右，但影響酸巖反應速度。刻蝕形態也存在差異，膠凝酸、交聯酸與顆粒灰巖反應不均勻刻蝕明顯，但交聯酸與含泥灰巖、白云巖反應沒有明顯刻蝕溝槽，基本為平面反應。
表1 不同酸液體系、不同巖性的反應動力學參數表
巖性
試驗溫度(℃)
酸液類型
動力學方程：J=KCm[mol/(cm2·s)]
20%HCl反應速度[mol/(cm2·s)]
顆粒灰巖
130
交聯酸
8.695×10-7C1.8453
2.59
顆粒灰巖
130
膠凝酸
1.987×10-6C1.7082
4.8
含泥灰巖
130
交聯酸
5.109×10-8C2.8497
1.1
白云巖
130
交聯酸
4.221×10-8C2.6202
0.332
3.3 酸蝕裂縫導流能力模擬試驗
酸蝕裂縫導流能力試驗是采用平行板巖心在地層溫度和壓力條件下，模擬不同酸壓裂工藝方法，測定所得到的酸蝕裂縫導流能力(表2)。
表2 酸蝕裂縫導流能力試驗結果表
試驗編號
酸液類型
不同閉合壓力下的導流能力(μm2·cm)
0MPa
10MPa
2MPa
30MPa
40MPa
50MPa
1
20%膠凝酸
128.76
101.87
70.69
38.43
18.66
8.40
2
10%膠凝酸
102.59
69.95
37.06
20.73
5.75
2.76
3
20%膠凝酸+閉合酸化
129.70
109.62
63.37
32.86
16.41
29.04
4
20%交聯酸
455.18
252.10
138.50
86.30
54.55、67.30
45.30
5
交聯酸二次反應酸液
358.80
198.70
108.24
66.74
46
38.90
    試驗結果表明，20%膠凝酸鮮酸能得到一定的導流能力，10%膠凝酸(模擬殘酸)導流能力遠遠低于鮮酸，說明酸液進入裂縫的深部刻蝕能力降低，試驗3與試驗1相比，說明閉合酸化能顯著提高裂縫導流能力。二次試驗后平行板巖心的酸蝕溶孔道更為明顯，而且酸蝕孔道的深度更深，具有更高的導流能力(圖1)。說明采用高黏度的交聯酸，無需進行閉合酸化和多級注入工藝就可以獲得高的導流能力，而且由于酸巖反應慢，活性酸能進入地層深部，是進行碳酸鹽巖地層深部改造的理想酸液體系。
 

4 碳酸鹽巖儲層深度改造工藝技術
4.1 深度酸壓技術(多級注入+閉合酸化)
    深度酸壓技術主要靠“多級注入”來實現，多級注入是指將數段前置液和酸液交替注入地層進行酸壓施工的工藝技術。根據地層不同特性，用非反應性高黏液與各種不同特性的酸液組合，尤其是利用酸液高黏和低黏的黏度差形成指進達到非均勻刻蝕的目的，構成不同類型、不同規模的多級注入酸壓工藝技術[4～5]。
    閉合裂縫酸化是針對較軟儲層以及均質程度較高的儲層發展和應用的一種工藝技術。其主要是解決近井的導流問題，因此常與“多級注入”組合使用，形成“多級注入+閉合酸化”工藝技術。
    目前使用的“多級注入+閉合酸化”工藝技術，不僅通過非反應性前置液充填溶蝕孔洞降低濾失，而且，通過增加酸液的黏度，降低了酸液的濾失和酸巖反應速度，通過不同酸液的黏度差形成指進產生非均勻刻蝕，以及考慮了巖性的差異對反應速度和酸蝕裂縫導流形成的影響等，即多種手段和方法來實現深穿透高導流的裂縫。
4.2 水力壓裂技術
    酸蝕縫長一直是無法評估的，同時，深井中地層閉合壓力高，裂縫的有效期往往難以保證。基于酸壓裂的這些局限性，針對碳酸鹽巖楊氏模量高、縫寬窄、加砂量少、易砂堵的特點，開展了高溫深井碳酸鹽巖水力壓裂攻關研究[6]。形成了包含以下主要原則的碳酸鹽巖加砂壓裂工藝技術：①優選低傷害壓裂液減少對地層傷害，并滿足施工需要的耐溫耐剪切性能；②針對儲層楊氏模量高、裂縫寬度窄的特點，優選40～60目(或30～50目)小粒徑支撐劑；③砂液比以低起點、小臺階、多步、控制最高砂液比的設計原則；④為了降低近井摩阻、降低地層天然裂縫的濾失，在前置液中加入支撐劑段塞“打磨”近井裂縫扭曲、降濾；⑤為了降低地層破裂壓力，并解除孔眼污染，采用20%稀鹽酸對地層進行預處理。
4.3 交聯酸加砂壓裂技術
    水力壓裂能夠形成長的人工主裂縫，支撐裂縫導流能力保持較久，但壓裂液為惰性液體，不與碳酸鹽巖反應，所以溝通天然裂縫能力較差，特別是當最大主應力方向與天然裂縫走向一致時，此缺點尤為明顯。交聯酸加砂壓裂便是在此情況下提出的，它可以結合酸壓和水力壓裂的優點，充分發揮二者的優勢，總體看來，交聯酸加砂壓裂具有的主要優點有能夠形成長的人工裂縫、能夠溝通更多天然裂縫、保持長效導流能力，使儲層得到最大限度的改造。
4.4 塔里木油田碳酸鹽巖儲層改造工藝方法的選擇
不同類型儲層應該采用不同工藝方法。基于以上對地層的分類情況，結合已經相對成熟的工藝措施和酸液體系，確定碳酸鹽巖配套的改造原則和改造措施(表3)，結合具體井層在大的工藝方法確定的前提下，需要進行優化規模、排量以及對酸液類型的優選等。
表3 碳酸鹽巖儲層改造配套措施表
儲層類型
改造原則
改造方式
大縫洞型
溝通縫洞發育帶
大規模前置液探索縫洞的酸壓工藝
孔隙型
擴大滲流面積
加砂壓裂為最優選擇
天然裂縫型
擴大滲流面積、深穿透形成網狀溝通
交聯酸加砂或考慮清水加砂，酸壓裂
致密型
就儲層本身不建議改造
/
5 應用實例
5.1 交聯酸多級注入深度酸壓
    A井6438～6448m井段，采用前置液+交聯酸+膠凝酸二級注入工藝方式，共注入地層總液量520m3，施工排量5.0m3/min，施工壓力19.3～82.9MPa。施工結束后停泵壓力只有7.3MPa且不降，折算至井底壓力已經接近地層壓力，說明人工裂縫已經溝通了比較大的縫洞儲集體。酸壓后求產日產油82.3m3、氣408800m3，表明該井經改造后取得了良好效果。
5.2 植物膠加砂壓裂
    B井奧陶系改造目的層段4849～4885m，地層溫度132℃。采用GHPG壓裂液體系進行加砂壓裂，施工排量4.0～4.5m3/min，井口壓力65.11～54.8MPa，注入40～60目陶粒30.5m3，平均砂濃度400kg/m3。壓裂后求產，日產油103.87m3、日產氣52741m3，截至2008年11月，累計增產原油7.17×104t。
5.3 交聯酸加砂壓裂
    對C井5529～5550m進行了交聯酸加砂壓裂施工，共加入地層30～50目陶粒36.2m3，砂濃度100～463kg/m3；施工壓力70～81.2MPa，排量5.27～5.39m3/min(圖2)。
 

    C井的交聯酸加砂壓裂是國內外首次在井深超過5000m、溫度高于140℃地層中成功實現真正的交聯酸加砂施工，為碳酸鹽巖的儲層改造開拓了新的、更廣闊的途徑，在碳酸鹽巖改造工藝突破的歷史進程中具有里程碑的意義。
參考文獻
[1] 陳志海，戴勇.深層碳酸鹽巖儲層酸壓工藝技術現狀與展望[J].石油鉆探技術，2006，33(1)：58-61.
[2] 葉登勝，任勇，管彬，等.塔里木盆地異常高溫高壓井儲層改造難點與對策[J].天然氣工業，2009，29(3)：77-79.
[3] 孫連環.塔里木盆地塔中碳酸鹽巖儲層酸巖反應動力學實驗研究[J].石油與天然氣化工，2006，35(1)：51-53.
[4] 滿江紅，張玉梅.深井碳酸鹽巖儲層深度酸壓工藝技術探討[J].新疆石油學院學報，2003，15(1)：77-80.
[5] 郭建春，辛軍，趙金洲，等.酸處理降低地層破裂壓力的計算分析[J].西南石油大學學報：自然科學版，2008，30(2)：83-86.
[6] 李中林，張燁，孫忠杰，等.碳酸鹽巖儲層水力加砂壓裂技術研究與應用[J].吐哈油氣，2008，13(2)：147-150.
 
(本文作者：丁云宏1 程興生1 王永輝1 張福祥2 彭建新2 1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院；2.中國石油塔里木油田公司)