中国海相碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术现状及发展趋势

2020-06-08李年银李长燕王永清赵立强

特种油气藏 2020年2期

张倩，李年银，李长燕，王永清，赵立强

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.西南石油大学，四川成都 610500；3.中国石油西南油气田分公司，四川成都 610213；4.中国石油青海油田分公司，青海茫崖 816400)

0 引言

随着工业化与城市化的快速推进，能源供需矛盾日益突出，国家适时对油气资源战略方针进行调整，将勘探开发的重心由东部油气区逐渐向西部油气区转移，碳酸盐岩油气藏的勘探开发逐步得到重视。经过多年的勘探开发，深层海相油气勘探获得了一系列具有战略意义的重大突破：在塔里木盆地相继发现了塔河、塔中、哈拉哈塘、轮古、英买力等多个大型海相碳酸盐岩油气田；在四川盆地川中、川南等地区二叠系、寒武系、震旦系发现多个碳酸盐岩油气田；在鄂尔多斯盆地发现了奥陶系缝洞型碳酸盐岩气田。中国海相碳酸盐岩分布广、时代老、储层埋藏深、温度高，岩石致密化程度高，部分地区高含硫。储集空间受多期成藏、构造运动、岩溶叠加改造等作用的综合影响，一般为由溶洞、裂缝和溶孔组成的复合型储集空间，且储集体的空间分布不均匀[1-4]。酸化压裂是海相碳酸盐岩储层增储、建产、上产的主要工程技术手段，但由于中国海相碳酸盐岩油气藏的上述储层特点，其酸化压裂增产改造面临一系列技术难题。近年来，针对开发中面临的技术难点开展技术攻关，为了获得更长的酸蚀裂缝和更高的裂缝导流能力，在延缓酸岩反应速度、降低酸液滤失、实现非均匀刻蚀和均匀布酸的关键材料和技术方面取得了显著进展。

1 中国海相碳酸盐岩储层特征及酸化压裂技术难点

中国典型海相碳酸盐岩储层主要参数[5-12]如表1所示。

表1 中国典型海相碳酸盐岩储层特征

1.1 储层埋藏深，大多呈现高温高压等特征

海相碳酸盐岩储层埋深一般超过3 000 m，温度为120～140 ℃，压力普遍偏高。近年来新发现的部分储层埋深甚至超过8 000 m(如塔深1井井深达8 408 m)，地层温度超过170 ℃，地层压力高于80 MPa，溶蚀孔洞缝异常发育。对该类储层进行酸化压裂时，施工摩阻大，地面施工压力高，注酸排量受限；地层温度高加剧了酸液对管材的腐蚀，并可加快酸岩反应速度进而缩短酸液的有效作用距离。

1.2 天然气中H2S和CO2含量高，腐蚀严重

四川盆地海相碳酸盐岩气藏中H2S、CO2含量高，如龙岗地区飞仙关组龙岗3、龙岗6井中的H2S含量为354.0～493.0、44.8～55.2 g/m3；川东北海相碳酸盐岩气藏飞仙关组H2S体积分数为12.6%，CO2体积分数为9.1%。酸性气体的存在加剧了对管柱的腐蚀，易形成硫及其化合物(硫化亚铁、硫化铁)的沉淀。因此，要求酸液体系具有更好的缓蚀性能和稳铁能力。

1.3 基质孔隙度和渗透率低，储集空间具有显著的非均质性

中国海相油气藏地质时代偏老，多以元古代和古生代为主，储层成岩后经历了多期构造运动，加上长期风化剥蚀淋滤作用，形成了多组断层和裂缝，部分地区甚至形成了复杂的缝网结构，孔洞缝非常发育，且以不连续的发育带形式分布，非均质性严重。基质孔隙度和渗透率低，天然微裂缝和溶蚀孔洞对产量贡献大。海相碳酸盐岩储层储集空间一般为复合型储集空间，由溶洞、裂缝和溶孔组成，且储集体的空间分布具有很大的随机性。此类储层特征对酸化压裂的影响主要为：裂缝发育规律及渗流机理复杂，表征困难；受裂缝及蚓孔效应影响，酸化压裂液滤失量大，难以有效造缝；滤失定量表征及预测复杂且困难；酸岩反应速度快，反应特征复杂，无有效的物理模拟手段。

1.4 油气成藏规律和储层岩性复杂

中国海相油气藏多经历了多旋回发育和多次构造运动(国外相对简单)，油气成藏规律更加难以认识和把握，不同成因的孔洞缝的连通性差异大。纵向上，储层岩性分布复杂且变化大，天然裂缝与孔隙结构的匹配关系不尽相同。因此，酸化压裂改造工艺和酸液体系与各改造层段之间应具有良好的匹配性和针对性，如对于白云化程度较高的储层，需重点采用提高酸蚀裂缝导流能力的酸液体系和工艺技术。

1.5 水平井/大斜度井储层改造难度大

为了提高开发效果，大量海相碳酸盐岩储层采用水平井/大斜度井进行开发。致密碳酸盐岩储层有效渗流距离短，单条酸蚀裂缝控制储层体积有限，最大程度地动用整个储层，实现长井段致密储层的体积酸化压裂改造是目前面临的挑战。水平井分段改造工具是决定酸化压裂施工成功率及酸化压裂增产效果的关键，中国目前各种工具的性能难以很好地满足复杂地层条件下大排量、大液量、高泵压、多段改造的要求。

2 酸化压裂改造关键技术

碳酸盐岩储层一般采用酸化压裂技术进行改造，提高酸化压裂效果的关键在于获得更长的酸蚀裂缝和更高的裂缝导流能力。其主要技术思路为：采用高效缓速酸及配套材料延缓酸岩反应速度，降低酸液滤失，增大酸液有效作用距离；优化酸化压裂工艺，实现酸液的均匀分布以及对地层的非均匀刻蚀，提高酸蚀裂缝导流能力；采用清洁、低伤害环保材料降低酸化压裂对地层的伤害。

2.1 高温深井提高酸液有效作用距离的酸液体系

对于高温地层，利用缓速酸降低高温对酸岩反应速度的影响，增大有效作用距离是关键。目前多采用以盐酸为主的缓速酸达到增加酸蚀缝长的目的，其缓速机理主要包括：①控制酸岩反应平衡实现缓速——如铝盐缓速酸体系；②控制H+的传质系数实现缓速——如向酸液中加入性能优良的稠化剂或胶凝剂形成胶凝酸、交联酸；③控制H+的离解速度实现缓速——如高温延迟酸；④在岩石表面与酸液之间制造阻挡层实现缓速——如表面活性剂酸；⑤应用酸包裹技术实现缓速——如泡沫酸、乳化酸、胶束酸、固体酸等。除此之外，近些年来清洁、绿色、友好型酸液体系也成为高温碳酸盐岩储层酸液体系发展的新动向。

2.1.1 清洁自转向酸体系

清洁自转向酸是近些年发展起来的一种非均质地层酸化处理液体系，该体系采用特殊的黏弹性表面活性剂，利用酸岩反应产物的物理化学作用达到控制酸液体系黏度的目的。酸液黏度变化主要依赖于表面活性剂形态的变化，初始为单体形式，鲜酸黏度较低；随着酸岩反应的进行，pH值升高并生成Ca2+、Mg2+等阳离子，酸液中黏弹性表面活性剂从单体形式转变为杆状胶束形式，形成黏弹体，增加液体的黏度，有效地将未反应酸液转向分流到其他缝洞和地层中；酸化后，产出的油气与杆状胶束形式的黏弹性表面活性剂接触，使得杆状胶束转变成球形胶束，从而使得酸液的黏度明显下降，残酸能够顺利彻底返排。

2.1.2 友好酸体系

该体系的关键组分是从天然氨基酸-L-谷氨酸中提取制备而成的，具备优异的螯合、吸附及自降解能力，对于碳酸盐岩储层酸化具有显著特点和优势：①能在碳酸盐岩中有效地产生酸蚀蚓孔；②在不同pH值下均能有效螯合钙盐和镁盐，降低高价金属离子沉淀风险；③热稳定性好，在175 ℃温度下仍具有较好的稳定性；④表现出比其他螯合剂更强的提高岩心渗透率的能力；⑤酸岩反应具有定向性，且有效作用距离远；⑥腐蚀性低，相较其他螯合剂和有机酸有着更低的腐蚀速率，仅需加入极少量缓蚀剂便能满足现场缓蚀要求；⑦友好酸是一种环境友好型酸液体系，具有很好的生物降解性且没有毒性，对环境更友善。

2.2 高闭合应力储层提高酸蚀裂缝导流能力措施

为了确保高闭合应力条件下仍能保持较高的酸蚀裂缝导流能力，国内外专家学者提出了前置液酸化压裂及多级交替注入酸化压裂工艺[13-14]。前置液酸化压裂时，前置液与酸液具有黏度差异，利用注液过程中的黏性指进现象可实现非均匀刻蚀。此外，采用具有不同黏度和反应性的酸液体系交替注入也可实现非均匀刻蚀，既可减少由于前置液的引入对地层造成的伤害，也可避免由于前置液与酸液的不配伍造成酸液体系的浪费。

2.3 缝洞型储层酸化降滤失措施

由于天然缝洞的存在及酸蚀蚓孔的形成，酸液滤失量加大，限制了酸蚀缝长。优选降滤失措施是提高酸化压裂效果的关键。目前常用的酸化压裂降滤失措施包括以下几种。

2.3.1 液体稠化降滤失技术

主要采用高黏酸(如胶凝酸、交联酸、转向酸等)降低滤失。一方面，酸液黏度较高，阻碍酸液在天然裂缝及溶蚀孔道中的流动，从而降低酸液的滤失；另一方面，增加酸液黏度有助于降低酸岩反应速度，延缓酸蚀蚓孔的生长发育，进而降低酸液通过酸蚀蚓孔的滤失。

2.3.2 固相颗粒降滤失技术

固相颗粒降滤失技术即采用酸化工作液携带固相颗粒(粉陶、可解除化学微粒及固体酸)封堵和填充缝洞，从而阻止酸液进入缝洞中，同时利用固相颗粒与裂缝壁面的不均匀接触，实现对裂缝壁面的差异化刻蚀，提高酸蚀裂缝的导流能力。注酸结束后，大部分固相颗粒被解除或随工作液返排出地层。

2.3.3 可降解纤维与转向酸协同降滤失技术

固体降滤失剂广泛应用于碳酸盐岩储层的酸化压裂降滤失施工中。Schlumberge和Aramco公司提出了针对天然裂缝储层酸化压裂降滤失及转向的纤维增强体系[15]。纤维作为一种特殊的材料，具有封堵能力强、受温度控制、降解后呈弱酸性、对地层伤害小等特点，对深层高温高压缝洞型碳酸盐岩油气层的增产改造是一种十分理想的材料。可降解纤维与转向酸协同降滤技术即由转向酸携带可降解纤维注入地层，可降解纤维的架桥作用可实现物理暂堵降滤失，转向酸的黏度变化可实现化学暂堵降滤失，从而实现协同降滤失效果。该降滤失技术在龙王庙气藏和塔里木缝洞型碳酸盐岩储层酸化压裂改造中进行了先导性试验，并获得了较好的改造效果。

2.3.4 泡沫酸/泡沫段塞降滤失技术

液体稠化及固相颗粒均有较好的降滤失效果，但也不可避免会对地层造成一定的伤害。泡沫酸作为一种特殊的流体，具有很好的降滤失作用，根据室内实验，泡沫酸在低渗透油层的滤失系数比常规酸液低2个数量级[16]。与常规酸液相比，泡沫酸具有黏度高、滤失低、摩阻低、缓速好、造缝能力强、易返排、伤害小等特点，对低压低渗碳酸盐岩油气层的增产改造是一种十分理想的酸液体系。

2.4 复杂地层流体应对技术

2.4.1 高含H2S、CO2酸性气体储层

高含H2S、CO2的海相碳酸盐岩油气藏面临的主要问题是酸性气体对管柱的腐蚀以及铁和硫的沉淀问题。通过控制游离铁离子浓度，打破铁离子的溶解平衡降低铁沉积伤害；采用H2S吸收剂来弱化H2S的反应活性，达到控制硫沉淀的目的。对该类油气藏实施酸化处理时，还需在酸液中加入高性能缓蚀剂来减小腐蚀。

2.4.2 凝析气藏

凝析气藏与一般常规气藏相比，具有异常高温高压的特点，在凝析气藏碳组分中，90%以上的是轻质组分Cl—C3，且具有一定数量的液态烃。对该类气藏实施酸化作业，面临的一个重要问题是酸化过程中可能产生水锁和反凝析伤害。通过在酸液中加入易挥发的极性物质——无水乙醇和互溶剂(乙二醇单丁醚)，可降低酸液的表面张力，从而解除水锁和促进返排。

2.4.3 稠油油藏

稠油油藏酸化时，稠油中的胶质、沥青质等重质组分遇酸易形成酸渣，导致注酸困难。对于该类油藏可实施自生热酸化技术，酸液和生热剂体系在地层中混合后会产生热量和气体(在地面和井筒中两者不接触，不会产生热量和气体)，在酸、热量及气体协同作用下，解除有机质伤害，有利于酸液与地层岩石反应形成酸蚀蚓孔，提高酸化效果。

2.5 水平井分段改造措施

水平井酸化压裂往往沿用直井改造技术进行笼统酸化压裂、水平井连续油管定点酸化或局部酸化压裂。对于碳酸盐岩油气藏，由于天然裂缝或溶蚀孔洞的存在，可能造成酸液的大量漏失，上述技术难以获得令人满意的增产效果。近年来，随着分段完井工具和喷射工具研制的突破，水平井分段改造技术得到了迅速的发展[17-20]，总体来说可分为限流改造、机械封隔、连续油管、水力喷射以及化学隔离等5类分段改造技术(表2)。总体来讲，水平井限流改造分段段数少，可靠性差，近年来较少使用；机械封隔分段酸化压裂为目前水平井分段酸化压裂的主流技术，但中国在分段工具性能、分段级数及施工稳定性方面与国外仍存在差距；连续油管酸化技术受排量及深度影响，一般主要用于水平井的基质酸化；水力喷射分段酸化压裂技术无需射孔，可对任意井段实施作业，同时对裂缝条数没有限制，不需下机械隔离工具，但施工规模受到一定限制，喷嘴节流作用明显，使得深井压裂受限；化学隔离酸化压裂主要工艺为液体胶塞分段压裂，其作用周期长，冲胶塞施工过程中易造成地层伤害，不适用于低渗致密气藏。

表2 水平井分段酸化压裂改造技术

3 理论研究及工艺技术发展趋势

近年来，中国海相碳酸盐岩储层改造工艺技术得到了迅速发展，以塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾潜山为代表的海相碳酸盐岩油气田在储层识别与预测、压裂酸化增产机理、工作液体系、井下作业工具、酸化压裂优化设计、压裂后效果评估与诊断等方面均形成了较为完备的技术体系。但由于中国海相碳酸盐岩储层的复杂性和特殊性，随着海相油气勘探开发的不断深入，高温/超高温储层、深层/超深层储层、复杂流体储层、异常高破裂压力储层，水平井/大位移井等复杂结构井压裂酸化改造技术难度越来越大，也提出了更多需要攻克的理论和技术难题：①碳酸盐岩储层天然缝洞系统的识别技术方面，需要利用录井、试井、成像测井、压降分析等多种技术手段，将静态资料与动态资料结合、宏观分析与微观解释相结合，实现天然缝洞的精确描述；②随着勘探开发向更深层储层发展，超高温地层酸化压裂对酸液体系提出更大挑战，目前耐高温体系难以满足180℃以上地层温度条件，需研制新型抗特高温、高剪切、低腐蚀酸液体系；③对于超深井(深度大于8 000 m)、异常高破裂压力储层，目前的酸液体系在加重、降阻和缓蚀等方面难以同时满足施工要求，需要研制新型的高密度、低腐蚀、低摩阻酸液体系；④对裂缝、溶洞型储层酸化压裂裂缝起裂机理及延伸规律的研究，目前的理论难以实现天然缝洞与人工裂缝的动态耦合，可引入分形理论反演模拟天然裂缝网络，考虑线弹性、弹性裂缝变形和地应力场，构建节理、断层条件下的裂缝剪切扩展理论；⑤高温、高压、高腐蚀性介质中的满足大排量、大液量、高泵注压力施工的相关设备和井下作业工具受到国外技术的限制，今后需要在耐高温高压分段压裂井下封隔工具、特大型压裂输砂设备、井底压力及温度的无线实时传输设备、远程数据卫星传输系统或实时视频远程操控系统、海上压裂船等方面加大研究力度。上述几点是目前海相碳酸盐岩储层改造亟待解决的重大技术难题，需要广大压裂酸化工作者付出更多的努力来实现理论创新与技术突破。