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泥灰岩致密油自转向酸体系

文档作者：段贵府1 沈华2 何春明1 程晓东2 余芳3 穆海林3 安岳鹏4 文档来源： 1．中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2．中国石油华北油田分公司，河北任丘062552； 3．中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业分公司 4．渤海钻探定向井技术服务分公司		点击数：	更新时间： 2024年02月26日
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第33卷第4期
2016年7月
钻井液与完井液
DRILLING FLUID&amp;amp;COMPLETl0N FLUID
Vr01．33 No．4
July 2016
doi：10．3696／j．issn．1001—5620．2016．04．021
泥灰岩致密油自转向酸体系
段贵府1， 沈华2， 何春明1， 程晓东2， 余芳3， 穆海林3， 安岳鹏4
(1．中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2．中国石油华北油田分公司，河北任丘062552；
3．中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业分公司，河北任丘062552；4．渤海钻探定向井技术服务分公司，河北任丘062552)
段贵府等．泥灰岩致密油转向酸体系[J]．钻井液与完井液，2016，33(4)：101．104．
摘要为解决束鹿凹陷泥灰岩致密油储层以往改造中面临施工压力高、改造距离短和导流能力低的难点．根据泥灰岩
酸岩反应特征，优化了自转向酸体系配方，开展了转向酸体系黏度性能、流变性能及破胶性能评价。利用岩心流动实验方法，
研究了酸液对裂缝网络的沟通作用，明确酸液体系与施工参数对酸蚀裂缝网络的影响。实验结果表明，自转向酸具有低伤
害、易破胶和易均匀布酸的优点，残酸浓度降低到5％时黏度可达到96 mPa·S；酸液能够实现侧向对天然裂缝的大幅度沟
通，满足泥灰岩储层改造的要求。对比不同改造工艺下裂缝导流能力，形成一套适合泥灰岩储层的转向酸压与加砂压裂复
合的体积改造模式，该技术在STlH井等3口井15段中综合应用，稳定日产量是以往的10倍。
关键词泥灰岩；自转向酸；天然裂缝；网络裂缝；导流能力
中图分类号：TE357．2 文献标识码：A 文章编号：1001．5620(2016)04．0101．04
DivertingAcid Used for Acidizing Tight Maristone Reservoir
DUAN Guiful，SHEN Hua2，HE Chunmin91，CHENG Xiaodon92，YU Fan93，MU Hailin3，AN Yuepen94
(1．Langfang Branch ofPetroChina Research Institution ofPetroleum Exploration and Development，Langfang，Hebei 065007；
2．PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu，Hebei 062552；3．Downhole Services Company BHDC,Renqiu，Hebei 062552；
4．Directional Drilling Service Company，BHDC，Renqiu，Hebei 062552)
Abstract In improving the tight marlstone reservoir in Shulu sag，problems such as high operation pressure，short improving distance
and low conductivity have been frequently encountered．A newself-diverting acid formulation was developed for use in stimulation
jobs to try to solve the problems as described above．Evaluation of the viscosity,elasticity,rheoiogical and gel-breaking performances
of the self-diverting acids was performed through laboratory experiment．Communicating of fractures in the reservoir formations by
acids was conducted through core flow experiment．The evaluation demonstrates that the self-diverting acid causes low damage to
reservoir formations，the gels are easy to break，and the acid is evenly distributed．When the residue acid had its concentration decreased
to 5％．the viscosity of the acid can be 96 mPa‘S．The acid can go laterally to make the natural fractures communicated extensively,
satisfying the needs to improve the marlstone reservoi r．Comparison ofthe conductivities ofthe fractures using different improvement
techniques resulted in a volumetric stimulation model suitable for marlstone reservoir improvement，a model integrating diverting acid
fracturing and fracturing with sand．This technology has been used in the improvement of three wells(1 5 segments)，obtaining stable
daily production rate that is 10 times ofthe old wells．
Key words Marlstone；Self-diverting acid；Natural fracture；Network fractures；Conductivity
渤海湾盆地的束鹿凹陷位于冀中坳陷南部，是
在前第三系基底上发育的东断西超的单断箕状凹
陷。束鹿凹陷泥灰岩致密油储层具有亿吨级储量，
是渤海湾地区油气接替的新领域[1-2]。束鹿凹陷泥
灰岩致密油储层具有埋藏深、岩性复杂、地应力高、
天然裂缝发育以及酸岩反应速率高等特点，造成储
层改造中面临施工压力高、工作液滤失量大、砂堵
风险高和改造距离短等技术难题[3-4]。该区域在早
基金项目：中石油科技重大专项“特低、超低渗油藏高效改造新技术研究”(2014B．1202 o
第一作者简介：段贵府，助理工程师，硕士研究生，2015年毕业于中国科学院大学化学工程专业，主要从事储层改
造理论与工艺技术研究工作。电话(010)69213433；E-mail：dgfl989@163．com。
万方数据
102 钻井液与完井液2016年7月
期勘探开发过程中主要采用酸化改造和加砂压裂，
未见明显效果，分析原因主要是由改造距离短、导
流能力不匹配导致【5】，亟待探索一套适合束鹿凹陷
泥灰岩致密油储层的工作液体系和体积改造模式。
笔者从提高压裂改造程度、大幅度沟通天然裂缝以
及提高裂缝导流能力出发，开展VES自转向酸体
系配方优化研究。通过开展酸液对裂缝网络沟通能
力和酸蚀裂缝导流能力研究，形成适合于泥灰岩储
层改造的模式和配套技术。
1 自转向酸体系研究
1．1 泥灰岩酸岩反应特征
从储层岩心的溶蚀率实验结果可以看出，储层
矿物成分沿井段变化很大，使得酸液对岩样的溶蚀
率存在较大的差异。以STlH井为例，最高溶蚀率
井段的溶蚀率为90％左右，而最低溶蚀率井段的
溶蚀率为60％左右；对于同一层段岩样，不同酸
液浓度下岩样的溶蚀率差异较小，如表l所示。
表l STlH井不同井段岩心在不同酸液浓度下的溶蚀率
岩心号HCF％溶蚀率脱岩心号HCl／o／o溶蚀率／％
1．1 5 76．18 3．1 5％ 89．90
1—2 10 76．80 3．2 10 90．87
1．3 15 78．04 3．3 15 90．16
1．4 20 78．28 3．4 20 90．10
1．5 25 78．95 3．5 25 91．3l
2．1 5 78．24 4．1 5 59．48
2．2 10 79．13 4．2 10 60．20
2．3 15 80．44 4．3 15 61．24
2．4 20 81．78 4—4 20 62．84
2．5 25 83．07 4—5 25 64．25
根据以上溶蚀特征，要求不同井段的改造策略
有所差异，对于溶蚀率较高的储层选用酸压改造，
而对于溶蚀率较低的层段，酸液可能难以形成有效
刻蚀，或难以形成连续的刻蚀剖面，这就要求与水
力压裂相结合才能获得较好的支撑裂缝导流能力。
1．2酸液黏度变化
考虑到储层保护和高浓度的酸对管柱的腐蚀性
更强，主体酸液的浓度选择为15％，主体酸配方
为15％HCl+5％VES—T+4．5％缓蚀剂+2％铁离子稳
定剂，所用稠化剂VES．T属于氧化铵型表面活性
剂，与甜菜碱型表面活性剂相比，其耐温能力更强，
黏度升高速率更快。模拟酸与地层反应，测得残酸
浓度由15％减少到10％，再减少到5％时的黏度
为33、80、96 mPa·S。结果表明，由于随着酸岩
反应的进行，酸液浓度逐渐降低，体系pH值升高，
反应过程中产生大量的MgCl：和CaCI：，屏蔽了分
子之间的电荷，降低分子间的排斥力，表面活性剂
分子从球型或棒状胶束转变为蠕虫状胶束，形成具
有空间网状结构，增加了体系的黏度。因此，当地
层反应残酸浓度降低到5％时体系黏度可达到96
mPa·S，满足造缝、降低滤失及缓速等要求。
1．3 VES自转向酸流变性能
为了进一步认识酸液在储层高温、剪切环境下
的稳定性，测试了变黏后酸液的耐温耐剪切性能。
主体酸配方选用1 5％HCI+5％VES—T+4．5％缓蚀剂+
2％铁离子稳定剂，实验温度选用储层实际温度
100～120℃，剪切速率为170 S～，VES自转向酸
的残酸配制方法为：首先在酸液中缓慢加入CaCl：
调节溶液的pH值，然后加入酸液添加剂，均匀混合，
最后加人VES。实验结果见图1。
，mln
图1 VES自转向酸耐温耐剪切性能曲线
测试结果表明，在高温环境下，酸液剪切130
min后，酸液黏度均能保持在40 mPa·S以上；随
着测试时间的增加，酸液黏度基本保持不变，说明
酸液具有较好的剪切稳定性，在储层环境下长时间
剪切依然具有较好的转向及降滤失能力。
1．4 VES自转向酸破胶性能
为了研究酸蚀裂缝内原油和互溶剂对VES自
转向酸破胶性能的影响，通过将变黏后的VES自
转向酸分别与不同浓度的原油、互溶剂均匀混配，
测定残酸黏度随时间的变化，实验结果见图2。实
万方数据
第33卷第4期段贵府等：泥灰岩致密油转向酸体系103
验结果表明：在相同配比下，互溶剂比原油破胶
性能好；酸与互溶剂比值为20：1时，破胶后体系
黏度为38 mPa·S，而酸与互溶剂比值为10：1时，
破胶后体系黏度为7 mPa·S；随着酸液所占比例的
升高，破胶液的黏度越高，越容易造成压后返排困
难。因此在现场施工过程中应提高互溶剂所占比例，
使破胶更加彻底，更利于返排和降低储层伤害[6-7]。
t／nlin
图2原油、互溶剂对酸液破胶性能的影响(500 S。)
2 酸液对裂缝网络沟通能力研究
束鹿凹陷泥灰岩致密油储层天然裂缝发育，裂
缝主要以充填以及半充填状态存在，充填矿物主要
为方解石。考虑到天然裂缝储层的流动通道主要为
裂缝，其充填程度以及充填矿物的类型对酸液在裂
缝的流动、反应有很重要的影响，利用岩心驱替实
验方法研究力学因素(驱替压差)和化学因素(酸
液体系)对裂缝沟通能力的影响。
自转向酸和胶凝酸在5 MPa注人压差下的酸
溶蚀特征见图3。可以看出，2种酸液体系反应后，
在天然裂缝的部分充填及未充填区域形成了多个不
同尺寸酸蚀蚓孔，自转向酸酸蚀作用形成的蚓孔数
量较胶凝酸相对更多，且分布更为分散。
白转l旬酸低黏胶凝酸
图3 5 MPa注人压差不同酸在复杂裂缝系统溶蚀图
实验结果表明，当天然裂缝较为发育时，酸液
类型对天然裂缝的沟通能力影响程度减弱，均能实
现裂缝侧面穿通与沟通；由于自转向酸自身具有低
伤害、易破胶以及均匀布酸，相对胶凝酸破胶后体
系存在聚合物残渣造成伤害的问题，自转向酸更适
合于泥灰岩储层改造。
3 酸蚀裂缝导流能力研究
为了认识泥灰岩酸蚀裂缝导流能力的产生机
制以及改造工艺对裂缝导流能力的影响，采用从美
国STM—LAB公司引进的酸蚀裂缝导流能力实验装
置室内测试了泥灰岩自转向酸酸蚀后导流能力变化
特征，研究了一定酸液注入速率(200 mL／min)下
酸压和复合压裂2种不同改造工艺对酸蚀裂缝导流
能力的影响，结果见图4。实验方法为先对泥灰岩
岩心板进行酸刻蚀实验，测试酸蚀导流能力，再利
用上述的酸刻蚀后岩心板铺置一定浓度陶粒测试
支撑裂缝导流能力。实验所用自转向酸液配方为
15％HCl+5％VES—T+4．5％缓蚀剂+2％铁离子稳定
剂，铺砂浓度为5 kg／m2。
闭合应力,／]V[Pa
图4不同改造工艺形成的裂缝导流能力对比结果
由图4可知，在70 MPa闭合应力下，单一通
过酸压工艺形成的导流能力仅为3．2[．tm2-cm，酸
刻蚀后裂缝表面虽能形成一定的非均匀刻蚀，支撑
点主要以黏土为主，支撑强度特别低，导致导流能
力在低闭合应力作用下已经快速下降，高闭合应力
下泥灰岩导流能力基本完全丧失；加砂后支撑裂缝
导流能力提高至102_3 gm2 cm，是加砂前酸蚀导
流能力的32倍。实验结果表明，针对泥灰岩这类
酸蚀后存在大量泥质覆盖且难以形成非均匀刻蚀的
储层，通过铺置低浓度的支撑剂，能有效提高酸蚀
缝的导流能力，由于酸浓度降低，刻蚀和形成沟槽
的能力很低，添加少量的支撑剂有利于获得长的有
效裂缝，是补偿酸蚀裂缝短的有效手段。
4复合体积改造模式及现场应用
通过实验研究明确了，对于泥灰岩储层，单
0
0
0
0
O
O
0
0
O
∞”如笛加"m，
万方数据
104 钻井液与完井液2016年7月
纯通过酸溶蚀很难实现分隔裂缝间的沟通，仍需借
助大排量的水力造缝，结合酸蚀作用对支撑裂缝沟
通形成酸蚀裂缝网络，利用水力压裂加砂手段提高
整体裂缝系统的导流能力。因此，考虑到束鹿凹陷
储层埋藏深、温度高，酸岩反应速率快等改造难点，
为了获得更大的有效改造体积，转向酸压与加砂压
裂复合体积改造新模式适合于泥灰岩致密油的储层
改造[8】，采用单独的大排量注入低黏酸液体系实现
裂缝系统溶蚀和沟通，结合大排量滑溜水造缝，降
低施工压力的同时形成裂缝网络，最后通过加砂压
裂提高整体裂缝系统的导流能力。
根据上述优化结果，对束鹿凹陷致密油区块3
口井15段进行自转向酸压+加砂压裂复合的体积
改造。其中，STlH井压后Et产油量为226 1T13／d，
日产气量为6．9×104 m3／d，目前稳定Et产油量为9．8
m3／d；ST2X井初期日产油量为63 m3／d，目前油单
5 rnlTl控制Et产油量为11．7 m3／d；ST3井初期日产
油量为67．3 m3／d，目前油单2 nqlTl控制日产油量为
10．7 m3／d，改造效果显著。
5 结论与建议
1．自转向酸体系配伍性好、伤害低、易破胶
和易实现均匀布酸。残酸浓度降低到5％时黏度达
96 mPa-s，满足造缝、降低滤失量及缓速等要求。
2．自转向酸能够利用滤失作用实现裂缝侧向穿
透，大幅度沟通天然裂缝，提高裂缝复杂程度。
3．通过不同改造工艺裂缝导流能力研究，自转
向酸压与加砂压裂复合的体积改造新模式适应束鹿
凹陷泥灰岩致密油储层特征。
4．利用自转向酸压与加砂压裂的复合体积压裂
技术，对束鹿凹陷3口井15段进行改造，稳定产
量由以往1．2们提高到11．3似，改造效果较好。
[2]
参考文献
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(收稿日期2016．3．22；HGF=1603N8；编辑王小娜)

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