1、清洁转向酸多级注入酸压工艺在高桥杏河区块下古储层改造中的应用摘 要：高桥-杏河区块位于鄂尔多斯盆地靖边古潜台南部，该区块的下古储层具有储集性差、非均质性强、地层压力系数低等特点，经多年勘探开发均未达到理想的储层改造效果。2012 年采用了大排量多级注入酸压工艺对下古储层进行改造，并对施工规模、压裂管柱进行优化，有效的提高了该区块下古储层的改造效果，为今后进一步的提高单井产量提供了一些依据。 关键词：高桥-杏河区块 下古储层 清洁转向酸 多级注入酸压 高桥-杏河区块位于靖边气田南部，该区块自 80 年代起就开始进行勘探开发，2011 年成为长庆油田公司重点开发区块。该区块下古储层主要采用常规酸化
2、、交联酸加砂压裂等工艺进行改造。截止目前，已完成下古储层改造 52 口井，平均无阻流量仅 2.28104m3/d，储层改造未取得较好的效果。 一、高桥-杏河区块下古储层特性 该区块下古生界主要产层为奥陶系马家沟组马五段的沉积碳酸盐岩，埋藏深度 3000-3700m，厚度 312-357m。马五段自上而下物性逐渐变差，上部马五 1、马五 2 为受风化壳影响，残留厚度 70-100m，岩性以白云岩为主，夹泥质云岩、膏质云岩，是本区块的主要工业层段。与靖边气田相比较，本区块主要有以下特性： 1.孔隙充填程度高、储集性能差 该区块储层主要为裂缝溶蚀孔洞型，主要填充物为白云石、方解石，充填程度较靖边气田
3、高，以半充填-全充填为主。 图 1 高桥-杏河与靖边气田下古储层填充物比较 2.储层相对致密，非均质性强 通过对各区块的岩心进行分析，该区块与靖边气田相比储层物性相对较差。其岩心主要为孔隙型和裂缝微细孔型。以马五 1 亚段为最好，平均孔隙度为 4.72%，平均基质渗透率为 1.1510-3m2。本区块马五1+2 各小层发育齐全，除主力气层马五 12、马五 13 外，马五 11、马五14、马五 21、马五 22 均不同程度钻遇含气层系，孔隙度整体偏低。 图 2 高桥-杏河区块有效储层岩心样品孔、渗统计 3.出水分布特征 通过前期的试气结果，该区块下古储层部分井改造后地层不同程度出水，对储层改造效
4、果造成一定影响。截止目前，本区快内共完试 108口，其中出水井 36 口，且出水层段以马五 13 和马五 12 为主；出水量6 方/天的井 14 口，占出水井比例达 38.9%。 二、清洁转向酸多级注入酸压及其参数优选 通过对高桥-杏河区块下古储层的岩心进行的岩心溶蚀及酸岩反应实验，该区块稠化酸浓度的变化对碳酸盐岩的反应速度有着较大的影响，同时，与靖边气田相比较其酸岩反应速度相对较快，但变化较小，常规酸化和交联酸压裂工艺均无法形成具有较好导流能力的裂缝，因此选择采用转向酸、降阻酸、交联酸进行多级注入酸压试验。 清洁转向酸是一种无聚合物类新型酸液体系。它是将表面活性剂加入酸液中，最初形成球状胶束
5、，粘度较低，当遇到盐类（CaCl2）或温度上升时，球状胶束将转变为蠕虫状胶束，相互缠绕，产生粘弹体，粘度聚然升高，实现酸液的暂堵转向作用。随酸岩反应完成，PH 值升至 4 以上时、钙离子浓度增加的共同作用下，蠕虫状胶束向球状胶束转化而自动破胶。当地层中有原油、天然气时，将加速破胶。 图 3 清洁转向酸演变过程示意图 图 4 清洁转向酸演变过程 多级注入酸压首先依靠交联酸进行造缝并在缝面上形成滤膜，用以降低酸液滤失，同时降低酸液的面容比，并预先降低地层温度，从而降低后期注入的稠化酸与碳酸盐岩的反应速度，增加酸岩反应时间。在稠化酸液延伸至一定距离滤膜受到破坏后，通过后一级的交联酸填充酸蚀溶洞，抑制
6、溶洞的扩大，增加酸蚀作用。同时，依靠各类酸的粘度差，在缝内形成粘性指进，在裂缝壁面形成分布均匀的刻蚀沟槽，提高改造后酸蚀裂缝的导流能力，从而达到增产的效果。 通过实验室及前期的现场试验，对多级注入的相关参数进行了优选：1.酸量的优化 酸量的增加可有效的增加酸蚀缝长，提高酸液有效作用距离及酸蚀裂缝导流能力，但由于高桥-杏河区块多为水敏型地层，储层相对致密、物性较差、地层压力系数低，酸压改造后排液难度大，过大的酸量会导致液体返排困难，甚至在地层形成水锁，影响储层改造效果。通过在该区块 11 口大酸量井下古储层改造试验，总酸量在 200m3 以上时可达到较好的改造效果，如图 3 所示。 图 5 大酸
7、量试验与常规酸压效果对比 2.注入级数的优化 注入级数的多少与储层的地质特性、液体滤失系数、酸岩反应速率及注入量等因素有关。在确定注入级时，首先根据增产效果的要求确定出所需的有效酸蚀裂缝长度，并结合现场施工最小阶段液量要求，给定不同注入级数进行模拟计算，最终比较不同注入级数下酸蚀裂缝的缝长和增产效果确定出合理的注入级数。 我们对 G75-*井进行了软件模拟，采用三次注入方法可以获得的有效导流能力的裂缝长度相对长，而且在高度上更趋向于在目的层之内延伸，最终确定采用三次交联酸、三次稠化酸交替注入的方式 表 1 G75-*井模拟人工裂缝参数 图 6 G75-*井模拟人工裂缝图 3.施工排量及管柱结构
8、的优选 高桥-杏河区块下古碳酸盐岩储层的地层滤失系数较靖边气田偏大，液体效率低，若施工中排量不够，裂缝宽度变窄，会对酸蚀裂缝的宽度造成很大的影响，尽可能的提高施工排量可有效的保证储层改造的效果。同时，施工排量的提高往往受到施工管柱强度的限制，因此我们在改造过程中选择 31/2“（N80，EUE）或 31/2“（N80，EUE）+27/8“（N80，EUE）组合油管注入。通过实验室及现场实验，按照KQ65/70 井口最高限压 70MPa 的要求，经过计算得出：井深 3000 米时，施工最大排量为 5.0m3/min；井深 3400 米时，施工最大排量为4.5m3/min；井深为 3800 米时，
9、施工最大排量为 4.0m3/min。同时大于3400m 的井采用 31/2“（80S，EUE）+27/8“（80S，EUE）外加厚组合油管注入，小于 3400m 的井采用+27/8“（80S，EUE）外加厚油管。 表 2 不同井深与排量下井口压力预测值（27/8“油管） 四、现场试验及效果 2012 年在高桥-杏河区块选取了 2 口地质解释为 II 类井，1 口地质解释为 I 类井共 3 口井对下古储层进行了大排量多级注入酸压的改造方式进行试验，压裂管柱采用 31/2“（80S，EUE）+27/8“（80S，EUE）外加厚组合油管，施工排量 4.0-4.5m3/min，平均单层注入酸量 397
10、.4m3，平均单层伴注液氮 30.4m3，酸压施工一次成功率 100%。压后采用关放排液加制氮气举排液的措施，所有井均用很短的时间就完成排液工作。两口II 类井 G58-*无阻流量 8.5808104m3/d，G75-*无阻流量12.4627104m3/d，I 类井 G72-*无阻流量达到了 35.2198104m3/d，所有井较之前下古储层改造后平均无阻流量只有 2.28104m3/d 的情况有了较大的提升。 表 4、表 5 为这 2 口井与邻近井改造情况对照表，与地质解释较为相似的邻近井进行对比，采用多级注入酸压改造后，单井排液时间大大缩短，无阻流量较有了较大范围的提高，其改造效果明显优于
11、周围采用常规酸压或交联酸加砂压裂改造的井。 表 3 G72-*井邻井对比图 表 4 G75-*井邻井对比图 五、总结 随着长庆油田公司的快速发展，高桥-杏河区块已成为油田公司天然气开发的重点。采用大排量多级注入工艺对下古储层进行改造，利用不同粘度的稠化酸、降阻酸、交联酸的交替注入，在地层中形成具有更好导流能力的裂缝，同时对施工排量、酸量、管柱结构、注入级数等参数进行优化选择，在现场试验中取得了较好的储层改造效果。在今后的工作中，将继续开展该工艺在高桥-杏河区块下古储层改造上的研究，以求进一步提高该区块下古储层的改造效果。 参考文献 1张厚福；蒋有录 石油地质学。 石油工业出版社 1981. 2
12、万钧；王伟锋；陈刚强 高桥-杏河地区砂体分布规律。西部矿探工程 200809 期. 3刘海浪；赵振锋 多级注入酸压-闭合酸压工艺应用探讨。钻采工艺研究 1998 年第 22 卷第 2 期. 4Davies.D.R.Bosm M.G.R. “Development of Field Design Rules for Viscous Fingering in Acid Fracturing Treatments A Larger-Scale Model Study， ”paper SPE1. 作者简介：朱更更（1983-） ，工程师，2007 年毕业于西南石油大学资源勘查专业；现主要从事气井增产工艺方面的工作。
