王明贵 张朝举 王 萍

（中国石化集团西南石油局井下作业公司，四川德阳 618000）

川西须家河组砂岩气藏储层埋深3900~5200 m、温度高（90~145 ℃）、微裂缝较发育，孔隙度2%~3%，渗透率（0.046~0.088）×10-3μm2，储层主要为岩屑砂岩，岩屑石英砂岩、长石，胶结物以硅质或泥质为主，次为方解石、白云石，黏土矿物以速敏性伊利石和酸敏性绿泥石为主，酸敏感性中—强，常规酸化易造成伤害。因此酸液体系的选择和配方的优化是提高酸化效果的关键。

1 储层改造存在的问题

（1）压裂改造难度大，施工风险高，增产效果不理想，在部分井层适应性差。川西地区须家河组储层经历了长期的构造挤压和纵向上强烈的压实作用，致使气藏储层工程地质条件极为复杂，储层岩性致密超致密，弹性模量高，破裂压力梯度高，裂缝延伸困难，部分井还受井身结构限制，不利于加砂压裂。同时，储层微裂缝较发育，埋深大，压裂施工难度大，风险高。

（2）常规酸液体系落后，酸化解堵效果差，酸液体系需要优化。目前川西须家河组砂岩储层酸化采用了两种酸液体系：盐酸+土酸和直接用盐酸体系进行酸化作业。酸液体系存在如下主要缺点：①高温下HF与黏土反应速度非常快，酸液大部分消耗在井筒附近，穿透距离短；②酸化产生的氟化物及硅质沉淀会造成储层永久性的伤害；③盐酸对结晶石英溶解量少，对胶结物及钻完井液固相物质溶蚀性差，难以有效解除钻完井、修井等过程中各种伤害，常规酸液体系已不适应储层改造的需要。

2 酸液配方优化

2.1 储层工程地质特征对酸液性能的要求

考虑因素包括：（1）低孔渗。川西须家河组属于特低孔、特低渗储层，排驱压力高（1.5~11.4 MPa），入井液易造成水锁伤害。同时，酸化作业过程中易产生酸渣沉淀，可引起严重的固相沉淀伤害，酸液优化时应作为主要考虑因素。（2）黏土矿物。储层黏土矿物以伊利石和酸敏性绿泥石为主，酸液应具有很好的稳铁等能力。（3）裂缝发育。储层微裂缝较发育，钻完井过程中漏失钻井液量可达46.8~786.7 m3以上，要求酸液解除钻井液污染能力强。（4）岩石和胶结物。储层以砂岩为骨架，以泥质、硅质为主要胶结物，同时有少量的钙质胶结物，酸液配方中既要有HF来较好地溶蚀硅质、泥质，又要有HCl来溶解钙质。

2.2 酸液配方优化

2.2.1 酸型优选 国内外砂岩储层主要酸液体系有盐酸、土酸、SHF酸（连续氢氟酸）、高pH值缓速酸、氟硼酸及多氢酸［1-2］。其中，土酸体系对泥浆黏土矿物溶蚀能力强，但反应快，对岩石骨架强度降低较大，酸化后二次伤害严重，只宜用于储层污染严重的井段解堵；而盐酸是为了在土酸前溶蚀钙质物，降低氟酸盐沉淀的风险，通常砂岩酸化中都要注入一定量的盐酸。SHF酸液体系适宜于黏土含量高的储层，但施工工艺复杂，现场应用不方便；高pH值缓速酸体系主剂水解速度很难控制，注酸后关井时间很长，目前一般不使用该体系；氟硼酸体系反应速度低于常规土酸，较适宜于水敏地层、疏松地层或液相损害为主的地层，可作为一种备选酸［3-4］，但根据酸岩流动实验，氟硼酸对须家河组砂岩储层酸化效果不理想。

多氢酸体系含有多个氢离子，具有缓慢释放H+的特性，反应速度是土酸的30%~50%左右，吸附能力较强、具有水湿性质 、亚化学计量螯合特性，能很好地延缓/抑制近井地带沉淀物的生成［5-6］，因此，选择盐酸和多氢酸作为川西须家河组砂岩储层酸化的酸液。

2.2.2 酸浓度优化

（1）盐酸浓度优化。如图1，6%~12%的盐酸对须二岩心溶蚀率变化不大，盐酸浓度对溶蚀率影响较小，因此，选择盐酸浓度为6%~10%。

图1 酸浓度与须二岩心溶蚀率关系

（2）多氢酸SA601浓度优化。采用1%~7%的多氢酸SA601进行酸岩溶蚀实验（图1），岩心溶蚀率在15.2%~16.4%之间，岩心溶蚀率先升后降但相差不大，溶蚀率最大值在SA601加量为5%~7%之间。

（3）多氢酸SA701浓度优化。采用1%~5%多氢酸SA701进行溶蚀实验（图1），随着多氢酸浓度的增加，岩心溶蚀率也先升后降，酸液的溶蚀能力较强。根据实验结果，多氢酸浓度在3%~5%较为合适。

2.2.3 主要添加剂优选

（1）缓蚀剂优选。对多种缓蚀剂进行了评价，在相同加量和实验条件下，加有1.0%SA1-3缓蚀剂和1.0%WD-11缓蚀剂动态腐蚀速率最低，130 ℃时分别为24.7 g/（m2·h）和28.3 g/（m2·h），具有很好的缓蚀效果。

（2）黏土稳定剂优选。砂岩酸化过程中，酸液或残酸与岩石中黏土矿物接触时，除发生化学反应外，还存在黏土矿物的水化膨胀。须家河组储层黏土矿物普遍存在，为防止黏土水化膨胀，酸液中应加入适量的黏土稳定剂。对多种黏土稳定剂进行了评价和筛选，其中，SA-18防膨效果较好，加量为1.0%和0.5%时防膨率分别为66.4%和57.1%。

（3）其他添加剂优选。为进一步优化酸液性能，优选出了增强添加剂配伍性和降低酸液表面张力的互溶剂SA-19（加量4.5%），以及具有稳定铁离子、防止黏土膨胀等多种功能的复配添加剂SA-18（加量0.5%~1.0%），并在酸液加入无水乙醇进一步提高酸液的自排能力。

（4）酸液配方的确定。根据上述实验结果和储层地质特点，初步确定的酸液配方如下。

前置酸配方：10%HCl+1%SA601+4.5%SAJ -3+ 1.0%SA-19+1%SA1-3 +5%C2H5OH+1%SA-18，其中盐酸用量设计为12%以期能溶解钙质胶结物，加入SA601减少沉淀物的生成。

主体酸配方：6%HCl+6%SA601+5%SA701+ 4.5%SAJ-3+1.0%SA-19+1%SA1-3+5%C2H5OH+ 1%SA-18，加入SA701溶解硅质及堵塞物质，继续加入SA701降低二次沉淀伤害。

后置酸配方：8%HCl+4.5%SAJ-3+1.0%SA-19 +5%C2H5OH+0.5%SA1-3+0.5%SA-18，把主体酸替入地层，并防止近井地带二次沉淀伤害。

2.2.4 整体性能评价

（1）溶蚀能力。从岩心溶蚀实验结果（表1）来看，多氢酸主体酸对岩心的溶蚀率在2%左右，酸液对岩石的溶蚀能力较弱，不会破坏骨架。而在120 ℃下多氢酸比土酸对岩心溶蚀率更高，原因是多氢酸液有较好防止酸渣沉淀的作用。温度升高酸溶蚀率降低，也是由于反应快产生酸化沉淀的原因。

表1 多氢酸、土酸对须二岩心溶蚀实验结果（X3井须二4916~4943 m井段岩心）

从酸液对钻井液溶蚀实验来看，酸液对钻井液溶蚀能力较强，前置酸、主体酸1 h对钻井液的溶蚀率较土酸略高（表2）。

表2 酸液对新21-2H井现场钻井液酸溶蚀实验结果（反应时间1 h，温度90 ℃）

（2）腐蚀性能。以新场构造须二为目的层，分别评价了酸液在130 ℃和120 ℃时动态腐蚀性，从实验结果来看，酸液体系完全满足行业标准的要求（表3）。

表3 酸液高温动态腐蚀性能（N80钢片）评价结果

（3）铁离子稳定能力及表面张力。评价表明，酸液表面张力较低，易于酸化后排液，降低酸渣沉淀伤害地层的风险。并且酸液也具有较好的铁离子稳定能力，能较好地稳定酸化过程中产生的铁离子（表4）。

表4 酸液表面张力及铁离子稳定能力评价结果

（4）岩心流动效果评价。根据酸化施工工序，进行岩心流动试验，评价现场酸化过程中储层渗透率演变情况，以最终确定酸化效果好的酸液配方。注液顺序为：2%NH4Cl（测k0）→前置液→处理液→后置液→2%NH4Cl。

由实验结果可见（表5），土酸流动实验伤害明显，采用氟硼酸酸化则难以保证酸化效果，而多氢酸酸化效果较好，能有效溶蚀扩大岩心孔喉。

表5 岩心（新3井岩心）酸化流动实验结果

从以上整体性能评价结果可见，多氢酸酸液在高温条件下动态腐蚀性弱，表面张力较低，并且对钻井液溶蚀能力强，但对岩心溶蚀能力不强，不会对岩心骨架产生破坏；同时，酸液具有较高的稳定铁离子的能力，岩心流动实验还表明多氢酸对于岩心渗透性有较明显的改善作用，可见，优选出的多氢酸非常适合须家河组砂岩储层酸化作业。

3 酸化工艺优化

3.1 施工参数优化

（1）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，国外一般以酸化半径0.5~1.2 m确定酸化规模。根据川西须家河储层微裂缝较发育、钻井液漏失量较大的特点，以酸液流动前缘1.5 m（平均），平均酸化半径0.8 m左右为原则进行规模设计。

（2）酸化排量优化。根据国内外砂岩酸化作业经验和相关理论研究成果，砂岩酸化应是在不压破地层的条件下，尽可能提高施工排量，以利于活性酸液向地层深部推进。考虑管柱尺寸、液体摩阻大小、施工安全等因素，通过模拟计算推荐新场构造须家河组储层酸化排量为0.5~2 m3/min，大邑构造酸化排量为1.5~4 m3/min。

3.2 工艺优化

根据储层特征来确定出几种酸化工艺。

（1）针对岩性致密、可溶物含量相对较高储层，采取的施工工艺为：注前置酸→注主体酸→注后置酸，并在前置液前增加一段氯化铵溶液。

（2）对于岩性高度致密，且盐酸可溶物含量较低的储层，注前置液时地层吸酸将较为困难，此时需要考虑前置酸和处理酸交替注入，即注液顺序调整为：注前置酸→注主体酸→（注前置酸→注主体酸）…→注后置酸。

（3）针对钻井液污染严重及重复酸化的井，采用2级或2级以上多级酸化工艺，注少量前置酸反应10~20 min后将残酸返排出井口，然后再注主体酸和后置酸。

（4）排液工艺优化。对排液困难或排液速度慢的井，应在酸化过程中拌注液氮或在酸化后采用液氮气举等措施加快排液。

4 现场试验

4.1 施工情况

L116井是布置在新场构造的一口探井，该井须四段（3950~3970 m）钻进过程发现轻微漏失现象，储层含水饱和度74%，邻井产水；储层孔隙度7%，渗透率为0.62×10-3μm2，钻开液密度2.02 g/cm3，同层位邻井为裂缝—孔隙型气层，为尽可能避免沟通水层，并解除近井带钻井液的污染，通过优选采用多氢酸进行了酸化作业。

该井采用Ø88.9 mm+Ø73 mm油管注入方式施工，施工工艺为：注前置酸（20 m3）→注主体酸（40 m3）→注后置酸（20 m3），实际注入地层酸量90.8 m3，酸化施工压力68~85 MPa，施工排量0.8~1.95 m3/min。酸化最高施工压力85 MPa，施工停泵压力只有57.54 MPa，说明酸化施工达到了解除地层堵塞和改造地层的目的。

4.2 施工效果

从该井酸化作业吸酸指数变化曲线来看（图2），地层吸酸能力逐渐增大，通过酸化有效解除了近井带污染堵塞。该井酸化前射孔无阻流量1.9816×104m3/d，酸化后无阻流量12.33×104m3/d。截至2010年10月初，该井酸化后累计产气638.4057×104m3，有效期已达26个月，酸化起到了明显的增产效果。

图2 L116井酸化施工吸酸指数曲线

5 结论与建议

基于川西须家河组储层特点对酸液的要求，优选出了一种高效酸液体系，它对岩心骨架溶蚀率较低，不会破坏岩石骨架，但对钻井液又有较高的溶蚀率，可有效解除钻井液污染；同时，酸酸有较好防止酸化沉淀的能力，酸化缓速性能好，稳定铁离子能力较强和较低的表面张力，非常适合川西高温深层砂岩酸化改造的需要。

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