碳酸盐岩酸压工艺

酸压工艺在碳酸盐岩储层中的应用——以塔河油田奥陶系储层为例

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日期:2007年1月

碳酸盐岩作为一种特殊类型的储层，岩石成份复杂，岩性变化差异大，岩石结构及成因特征多种多样。碳酸盐岩油藏储层通常埋藏深、地温高、非均质性强，储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，孔喉配合度低，连通性差。酸压储层改造主要通过产生的酸蚀裂缝长度及裂缝的导流能力来提高原油产量。

一、碳酸盐岩酸压的影响因素

碳酸盐岩储层酸压增产措施，其控制酸压成功的主要因素有两个：一是最终酸压裂缝的有效长度；二是酸压后酸蚀裂缝的导流能力。有效裂缝长度是受酸液滤失性、酸岩反应速度以及酸在缝中的流速、酸液类型等的影响。酸蚀裂缝的导流能力受闭合、酸的溶解力、酸岩反应的酸蚀型态、酸对岩石的绝对溶解量等的影响。因此碳酸盐岩储层酸压改造为提高酸化效果，追求的两个主要目标就是较长的酸蚀裂缝长度和较高的酸蚀裂缝导流能力。

1. 1酸液滤失是影响酸压效果的关键

酸压过程中酸液的滤失直接关系到酸液有效作用距离和裂缝最终导流能力。酸液是一种反应性流体，其滤失完全不同于压裂液的滤失。在碳酸盐岩地层的酸压过程中，酸液不停地溶蚀裂缝，选择性地形成蚓孔，使得酸液滤失面积越来越大，一旦射孔形成，几乎全部酸液都流进裂缝壁内的大孔内。蚓孔的产生和天然裂缝的扩大，会进一步加剧酸液滤失。

1. 2酸液类型对滤失的影响

不同类型酸液的滤失效果不同。实验研究表明（图1），乳化酸的降滤失效果最好，其次为胶凝酸，最差的是常规酸。从试验后的岩心看，常规酸酸蚀严重，胶凝酸、乳化酸变化不大，这应符合酸液的滤失形态，即乳化酸和高粘酸滤失特性属于“点蚀密集型”，而常规酸的滤失特性属于“溶蚀孔洞型”。

图1、不同酸型的滤失量与时间关系

1.3碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的影响因素

影响碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的因素主要有:裂缝宽度、注酸排量和温度。

(1)裂缝宽度。裂缝宽度越宽，酸蚀有效作用距离越长，由此说明在注酸之前注前置液和高粘酸的重要性。研究认为，绝大多数情况下，裂缝宽度与液体粘

度成正相关关系。

(2)注酸排量（表1）。注酸排量越大，酸蚀有效作用距离越长，主要是因为提高排量，裂缝宽度增大，面容比降低，酸液在缝中推进速率快，从而使有效作用距离增大。

表1、注酸排量对酸蚀裂缝导流能力的影响

(3)温度（表2）。储层进行酸压改造时，酸液在井筒和裂缝中流动、反应时都要与地层发生显著的热交换，因而温度变化很大。温度变化必然影响液体的造壁性、流变性及酸岩反应速率，最终影响裂缝的几何尺寸、酸液有效作用距离等，从而影响酸压效果。特别是高温地层或低排量注入时，这种影响尤为显著。

表2、不同温度下酸蚀前后岩板表面形态描述表

二、酸压工艺在碳酸盐岩储层中的应用

近年来，酸压工艺在碳酸盐岩储层中得到了广泛的应用。其中，在塔河油田奥陶系、陕甘宁中部气田奥陶系、玉门油田以及青海油田、长庆油田等碳酸盐岩储层进行了酸压设计及现场施工并取得了良好的应用效果。

2.1塔河油田深度酸压

塔里木盆地塔河油田是中国石化集团新星西北分公司发现的海相碳酸盐岩大型油田。其中奥陶系碳酸盐岩储层埋深5400—5600m，地层温度120℃—1300℃，具有非均质性强、埋藏深、厚度大、温度高等特征。油气储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，缝、洞较发育，裂缝分布多变，不同裂缝并存，孔喉配合度低，连通性差。基质渗透率低(0.018×10-3μm2)，无储集能力，油气渗流通道主要为裂缝，油井完井后大多无天然产能。

塔河油田自1998年12月20日在S23井进行第一口井的酸压改造现场试验以来，截止到2003年5月底，共进行酸压改造220井次，施工成功率98.83%，措施有效率57.27%。酸压井累计增油311.8×104t,酸压创产值达30×108元，取

得了可观的经济效益。酸压工作已经成为塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏勘探井发现、探明储量、开发井建产的主要技术和措施手段。针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏特性，通过几年的研究和实践探索，取得了一系列重要研究成果：建立并逐步完善了酸压选井选层标准；针对勘探开发区域的不断扩大，储层条件更为复杂的特点，研究出了具有缓速性能好、穿透距离远的酸液体系；通过岩石力学及地应力测试为塔河油田酸压设计提供了可靠参数；进行了小型压裂测试和地面微地震裂缝监测，了解并掌握了酸压裂缝在纵向和横向上的延伸情况以及裂缝走向；通过室内酸蚀裂缝导流研究及酸压实践，确立了泵压、排量、施工规模酸压原则和酸压工艺。

为探索塔河油田西南地区奥陶系储层发育特征和油气潜力，中国石化西北分公司对TP2井实施了酸压作业，酸压层段6835.57—6925.00m.选用了高温降滤失性能较好的控变粘酸体系。并加人温度稳定剂，采用多级交替注入工艺，来提高酸蚀裂缝长度及导流能力。同时采用酸洗工艺，通过降低储层破裂压力以降低施工难度。该井施工中井底压力下降了5MPa，变粘酸浸泡有效降低了储层近井带破裂压力，有效压开了地层，酸液进入地层沟通了一定规模的储集体。该井酸压的成功标志着塔河油田超深井酸压技术获得突破。

2.1.1 塔河油田深度酸压技术难点

由以上可知，塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储层埋藏深，地层温度高，为巨厚碳酸盐岩储层。储层非均质性强，储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，孔喉配合度低，连通性差。基质渗透率低，油气渗流通道主要为裂缝。裂缝分布多变，不同裂缝并存，实现深度酸压的技术要求较高。主要存在以下技术难点：

(1)储层温度较高，酸岩反应速度较快，酸液的穿透深度有限，导致酸蚀作用距离有限，难以沟通地层深部储集体；

(2)酸液滤失较大，要实现酸液的深穿透必须有效降低酸液的滤失；

(3)造缝问题：地层破裂压力梯度大，地面施工压力高，在现有设备条件下，增大了施工难度，在“大酸量、大排量、高泵压”的原则下，为实现酸液的深穿透，难以控制地层的压开和裂缝的延伸；

(4)裂缝高度控制问题：奥陶系碳酸盐岩油藏一般储层发育较厚，层间没有明显的隔层，天然裂缝发育以垂直或中、高角度裂缝为主，酸压裂缝高度难以控制；

(5)酸蚀裂缝导流能力问题：深度增大，闭合压力高，导致裂缝导流能力下降；

(6)通过摩阻计算，在相同条件下，3 1/2"和3000m的3 1/2"+2 7/8"管柱的施工摩阻相差近20MPa，因此建议在条件允许的条件下酸压尽量采用 3 1/2"管柱进行施工。因此塔河油田要实现深度酸压必须实现酸液和酸压工艺的有效结