高磨地区灯影组室内酸化效果评价方法探讨

孙 川 刘友权 向 超 吴文刚 冷雨潇 刘 爽 康志勤

中国石油西南油气田公司天然气研究院

高磨地区灯影组室内酸化效果评价方法探讨

孙 川 刘友权 向 超 吴文刚 冷雨潇 刘 爽 康志勤

中国石油西南油气田公司天然气研究院

针对高磨地区震旦系灯影组裂缝-孔洞型为主的储层特征，常规的短岩心酸化效果主要模拟解除储层的表皮伤害，而对于储层的深度酸化模拟无法满足需求。为了更好地指导酸液的选择，从长岩心处理、流体选择、实验参数选择等方面进行研究，探讨了针对高磨地区灯影组的长岩心酸化效果评价方法，并通过对比转向酸与胶凝酸酸化效果室内实验，明确了转向酸对低渗储层无法突破长岩心，对高渗储层酸化效果显著，渗透率提高了12.1倍；胶凝酸对低渗储层与高渗储层酸化效果均显著，渗透率分别提高5.6倍与20倍。现场应用4井次，其改造效果与室内评价结果相吻合，从而说明长岩心酸化效果评价方法对高磨地区灯影组储层酸液的选择具有一定的指导作用。

高磨地区 长岩心 酸化效果 转向酸 胶凝酸

随着四川盆地高磨地区勘探开发的不断发展，增产改造酸液体系的适应性选择对进一步提高其开发效率越来越重要。高磨地区灯影组储集层的孔隙度、渗透率极低，非均质性极强。常规的短岩心酸化效果实验主要是模拟解除储层表皮伤害，大规模酸压的目的是为了进一步增加酸液有效作用距离。因此，需要对酸液深穿透酸化效果进行室内模拟研究，开展更有效的长岩心酸化流动性能评价[1-2]，以指导对酸液的选择，更好地获得工业油气流。

1 储层特征

震旦系灯影组储层主要表现为裂缝-孔洞型特征，孔洞多被白云石、石英、沥青半充填。地质资料表明：灯影组储层非均质性强，储层温度140～150 ℃，喉道半径小，平均为0.069 74 μm；具有低孔低渗特征，孔隙度集中分布在1.79%～3.48%；渗透率(0.003～6.32)×10-3μm2(见表1)。该类高温储层酸岩反应速率快，为了有效地对比评价不同酸液体系对储层的酸化效果，需加强针对性的长岩心流动实验评价方法。

表1 高磨地区灯影组储层资料统计数据Table1 StatisticaldataaboutDengyingFm，Gao⁃Moblock施工井号渗透率/10-3μm2平均渗透率/10-3μm2施工工艺施工排量/(m3·min-1)GS1井0．003～6．3201．50胶凝酸酸压4．0～5．0GS3井0．021～3．1500．72转向酸酸压3．8～4．2GS7井0．005～1．0240．50胶凝酸酸压4．0～5．0GS8井0．102～5．2171．16胶凝酸酸压4．6～4．8GS001⁃X1井0．153～4．0341．35胶凝酸酸压4．0～5．0GS001⁃X3井0．052～2．4360．86胶凝酸酸压6．0～6．1GS001⁃H2井0．015～3．8102．28胶凝酸酸压6．6～6．0

2 现有评价方法存在的不足

储层资料表明，高磨地区灯影组储层渗透率差异大，非均质性强，施工工艺主要以酸压为主。针对高温、非均质性强的储层特点，前期研究表明，现有酸化效果评价主要存在以下两点不足：

(1) 室内试验方法上：目前，国内大多数研究机构采用长度为3.8～7.6 cm短岩心(直径为2.54 cm)酸化流动模拟试验对改造效果进行研究[3-4]，由于短岩心试验主要描述近井地带储层变化，以解除表皮伤害为主；另外，短岩心受制于岩心长度，其储层特征相对单一，不能有效地对储层孔缝洞进行模拟，也不能反映出酸岩反应产物的再反应过程以及二次沉淀、微粒运移和吸附等对酸化效果的影响[5-6]；而长岩心可以通过对不同储层特征的短岩心进行拼接，从而更真实地模拟储层的孔缝洞特征。

(2) 在酸化效果试验的思路上：目前，重点讨论的是针对同一储层、不同酸液体系的酸化效果，以及酸液注入速度、酸液注入量、注入压力等对酸化效果的影响，而针对同一区块不同渗透率储层(如10-5μm2、10-4μm2等)，其横向非均质性强，单一的岩心代表性差。因此，需要对同一区块不同渗透率岩心进行酸化效果试验，并在实验室拟合现场施工参数，如施工排量等，从而更好地指导酸液的选择。

3 长岩心酸化评价方法的探讨

针对四川高磨地区灯影组储层酸化改造，为了更好地指导酸液的选择，以长岩心流动实验装置为基础，深入探讨了长岩心酸化效果评价方法。

3.1长岩心流动评价实验装置

长岩心酸化流动实验装置见图1，该系统最高温度可达177 ℃，回压70 MPa，围压84 MPa，恒流泵排量0～50 mL/min可调，压力70 MPa，岩心长度可达35 cm，6个测压点可以测定五段岩心的渗透率变化。

3.2长岩心酸化流动评价方法

针对高磨地区震旦系灯影组裂缝-孔洞型储层特征，从实验原理、长岩心制作、实验参数选择等方面探讨了长岩心酸化流动评价方法。

3.2.1主要实验原理

在固定注酸排量条件下，对于同等级渗透率的长岩心，采用不同酸液体系对其进行酸化改造，直到酸液突破岩心。对比突破岩心使用的酸液体积，以及岩心渗透率的变化，分析判断不同等级渗透率储层最适合的酸液体系。

3.2.2岩心处理

(1) 岩心烘干。由于岩心样品组成未知，为保证岩心中的黏土、石膏等矿物性质不发生变化，按SY/T 5336-2006《岩心分析方法》的要求，在不高于60 ℃下烘干48 h，冷却后每8 h称量一次，两次称量误差不超过10 mg。

(2) 岩样剖缝[7]。剖缝目的：为了在实验室对储层渗透率进行有效模拟。剖缝范围：大量渗透率实验表明，高石梯磨溪灯影组碳酸盐岩非均质性强，裂缝较发育，渗透率普遍偏低((0.003～6)×10-3μm2)。为了更好地模拟储层裂缝发育情况，用岩心剖缝工具将岩心剖开以后，沿着其中一个剖面中心位置人为造缝，缝宽约0.05 mm，缝长为岩心长度(如图2和图3所示)。

(3) 模拟制作长岩心。岩心长度选择：一方面要满足酸液对非均质碳酸盐岩的深穿透、造长缝的需求；另一方面还要考虑到酸压过程中酸液改造的边界效应，岩心的长度应大于岩心直径的10倍以上。

制作过程：实验室常规制作的岩心长度在3.8～7.6 cm，无法满足长岩心实验需要。因此，长岩心的制作是通过短岩心首尾相连拼接在一起，并通过热塑管进行固定，最终形成长约35 cm的岩心。

(4) 岩样饱和。按SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行。

3.2.3实验流体准备

盐水按SY/T 5358-2010中的规定进行配制。酸液按实际使用配方分别配制能够满足150 ℃使用条件的胶凝酸、转向酸。

3.2.4实验参数确定

(1) 实验环压的选择。环压是为了避免测试液体从夹持器环空流出，保证测试液体能顺利通过岩心。对于实验环压的选择，一般在24～27 MPa。实验表明，对于剖缝的岩心，环压>20 MPa时，岩心容易受损。考虑到本实验的温度较高，岩心又多为人工剖缝的岩心，岩心本身的承受能力有限；且为了能保持裂缝的宽度及高度，所以，对于人工剖缝的岩心采用20 MPa为实验环压，对于没有进行人工剖缝的岩心，根据SY/T 5358-2010，让环压保持在大于入口压力1.5～2.0 MPa。不同环压与剖缝岩心的实验数据见表2。

表2 不同环压与剖缝岩心的实验数据Table2 Experimentaldataofdifferentconfiningpressureandsplitcore剖缝岩样1#2#3#4#实验环压/MPa24222018岩样情况中部断裂轻微起裂保持原样保持原样 注：实验时间为2h，温度为150℃。

(2) 回压的选择。根据SY/T 5358-2010，选择回压主要有两方面的目的：一方面是为了防止水蒸发，另一方面是为了防止CO2形成气泡。因此，选择回压7 MPa。

(3) 酸液流量的选择。结合高磨地区灯影组储层物性条件，为避免因流量过大造成入口端快速超压，设置长岩心驱替流量区间为0.5～2.0 mL/min。

(4) 候酸反应时间选择。针对碳酸盐岩，在高温下酸液与岩石反应较快，通过室内高温制残酸模拟实验，0.5 h以内可以形成残酸。因此，候酸反应时间选择为0.5 h。

3.2.5实验具体步骤

(1) 将长岩心装入岩心流动装置夹持器中，连接各阀门、接头，并在加热环空中充满加热油，同时升温。

(2) 升温到目标温度，设定围压，用标准盐水从注入端1正向注入，测长岩心的初始渗透率Ki。

(3) 固定注酸排量，从注入端2反向注入待测酸液，记录酸液突破岩心时所用时间及所用酸液体积。

(4) 酸液突破岩心后，停止注入酸液，候酸反应0.5 h。

(5) 用标准盐水从注入端1正向注入长岩心，测酸化改造后长岩心的渗透率Kf。

(6) 计算岩心渗透率的改造率(Kf/Ki×100%)。

4 评价结果讨论

通过以上酸化岩心流动方法，分别对高磨地区灯影组低渗储层与高渗储层进行了酸化效果评价实验。

4.1高石梯磨溪低渗透率岩心酸化效果分析

根据工程地质分类，渗透率较低的三、四类储层渗透率≤1×10-3μm2。因此，低渗透率岩心酸化效果实验主要针对渗透率≤1×10-3μm2的岩心进行评价。

(1) 转向酸低渗透率岩心酸化效果分析[8-9]。如图4所示，选取初始渗透率为0.201 5×10-3μm2的岩心，固定围压3 000 psi(20.7 MPa)，然后注入端以2.0 mL/min的注入速度迅速建立起注入压力，当注入压力达到1 000 psi(6.9 MPa)时，降低注入速度至0.5 mL/min，入口压力持续上升到2 400 psi(16.5 MPa)，超压，注入流量降为0，继续观察实验，随着酸液持续反应，入口压力缓慢降低，反应80 min后，入口压力趋于稳定，酸液未能突破岩心。

酸液未能突破岩心，可能存在两方面的原因，一是酸液在注入过程中，与岩石反应形成了一些残留物，由于渗透率低，造成了堵塞，从而酸液未能通过岩心；二是在评价方法上，未保持恒定的入口压力，造成低入口压力下酸液反应到一定程度后，无法继续向前突破岩心。为了排除评价方法对实验结果的影响，继续开展了较稳定的注入压力酸化效果实验，结果如图5所示。

图5中，选取初始渗透率为0.166 4×10-3μm2的岩心，以恒定的注入流速0.5 mL/min注入转向酸，酸液在岩心中持续反应50 min后，入口压力迅速上升。在65 min时，出现超压，流速自动调整为零，此时酸液未突破岩心，待入口压力降为2 000 psi(13.8 MPa)时，继续以流速0.5 mL/min注入转向酸，直到超压，如此重复以上步骤11次，共历时205 min，仍然未突破岩心，停止实验。

以上两种评价方法均未使转向酸突破岩心，说明了恒定注入压力与非恒定注入压力不是转向酸未突破岩心的主要因素。酸液未能突破岩心的最主要因素是酸岩反应过程中的残留物堵塞了渗流通道。如图6所示，岩心剖面中间部分出现了大量黄褐色的酸岩反应残留物，堵塞了渗透通道，造成酸液无法继续向前突破岩心。

(2) 胶凝酸低渗透率岩心酸化效果分析。如图7所示，选取初始渗透率为0.192 8×10-3μm2的岩心，固定围压3 000 psi(20.7 MPa)，然后注入端以2.0 mL/min的注入速度迅速建立起注入压力，当注入压力达到1 100 psi(7.6 MPa)时，入口压力到第一个转折点，说明胶凝酸在岩心内部突破较快，随着酸岩反应继续，入口压力持续降低到200 psi(1.4 MPa)，酸液完全突破岩心，此时突破岩心的酸液量为22.6 mL，随后入口压力一直稳定在200 psi(1.4 MPa)左右，85 min停止实验。

从岩心剖面可以明显看出(见图8)，沿着人造裂缝，胶凝酸与岩石反应形成了均匀的刻蚀，无明显残留物附着，酸化效果显著，渗透率提高了5.6倍。

针对高磨地区低渗透储层，通过长岩心流动实验对比分析可知， 胶凝酸酸化效果显著，而转向酸由于反应后残留物对岩心的影响，不能突破长岩心，酸化效果不理想。

4.2高磨地区高渗透率岩心酸化效果分析

根据工程地质分类，渗透率较高的一、二类储层，其渗透率>1×10-3μm2。因此，高渗透率岩心酸化效果实验主要针对渗透率>1×10-3μm2的岩心进行评价。

(1) 胶凝酸高渗透率岩心酸化效果分析。如图9所示，选取初始渗透率为5.362 4 ×10-3μm2的岩心，固定围压3 000 psi(20.7 MPa)，然后注入端以1.0 mL/min的注入速度注入胶凝酸，在注入压力达到350 psi(2.4 MPa)时，以较低的注入压力突破岩心，此时突破岩心酸液体积12.2 mL。

从岩心剖面可明显看出(见图10)，沿着人造裂缝，胶凝酸与岩石反应形成了均匀的刻蚀，无明显残留物附着，酸化效果显著，渗透率提高了20倍。

(2) 转向酸高渗透率岩心酸化效果分析。如图11所示，选取初始渗透率为5.013 4×10-3μm2的岩心，固定围压3 000 psi(20.7 MPa)，然后注入端以1.0 mL/min的注入速度注入转向酸，随着酸岩反应不断进行，入口端压力不断上升，在注入压力达到1 200 psi(8.3 MPa)时，转向酸突破岩心，此时突破岩心酸液体积35.3 mL。酸化效果显著，渗透率提高了12.1倍。

通过与胶凝酸酸化效果对比分析可知，两种酸液体系酸化效果均非常显著，但在酸岩突破岩心时间上，转向酸的突破时间是胶凝酸的8倍，酸液用量是胶凝酸的近似3倍。其原因是转向酸在酸岩反应过程中，遇微裂缝有封堵转向性能，增大了酸液解除面积，从而消耗了过多的酸液，在反应时间上也明显提高。

5 评价方法现场验证

针对上述评价方法，开展了现场验证试验，试验结果见表3。

表3 现场验证效果Table3 Fieldverificationeffect井号储层特征渗透率/10-3μm2酸液体系测试产量/104m3MX12孔洞型0．048～0．570转向酸3．21GS001⁃X4裂缝孔洞型0．77～3．65转向酸108．33MX105孔洞型0．056～0．690胶凝酸23．00GS001⁃H2裂缝孔洞型0．79～4．03胶凝酸109．90

从表3可知，现场验证实验效果与室内评价结果相吻合，说明了长岩心酸化效果评价方法对高磨地区灯影组储层酸液的选择具有一定的指导作用。

6 结论及认识

(1) 针对高磨地区裂缝-孔洞型储层特征，探讨了长岩心酸化效果评价方法。该评价方法主要从长岩心替代短岩心、人工剖缝模拟储层特征、多点测压控制数据精度等方面进行了详细的阐述，通过酸液突破体积及渗透率提高率来表征酸化效果。

(2) 采用该评价方法对高磨地区灯影组岩心进行的转向酸与胶凝酸酸化效果分析结果表明，转向酸无法突破低渗透率长岩心(35 cm)，对高渗透率长岩心酸化效果显著，渗透率提高了12.1倍；胶凝酸对低渗透率长岩心与高渗透率长岩心均有较好的酸化效果，渗透率分别提高5.6倍与20倍。

(3) 高磨地区4井次现场验证试验效果与室内评价结果一致，说明了该评价方法对不同渗透率储层酸液体系的选择具有一定的指导作用。

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DiscussiononlaboratoryevaluationmethodsinacidizingtoDengyingFm,Gao-Moblock

SunChuan,LiuYouquan,XiangChao,WuWengang,LengYuxiao,LiuShuang,KangZhiqin

ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu,Sichuan,China

For the major reservoir characteristics of fracture-cavity in the Sinian Dengying Fm, Gao-Mo block, conventional acidizing effect with short cores which simulates the elimination of reservoir skin damage is hard to meet the requirement of deeply acidizing simulation. For a better guidance to choice acidizing fluid, this paper discusses laboratory evaluation methods of acidizing with long core in Dengying Fm, Gao-Mo block, which includes long core treatment, choice of liquid and choice of experimental parameters. By contrast of laboratory acidizing effect on diverting acid and gelling acid, a conclusion is drawn that diverting acid can’t pass through long core, and is effective for high permeability reservoir with increase of permeability by 12.1 times, while gelled acid has good effects on both low and high permeability reservoirs with increase of permeability respectively by 5.6 and 20.0 times. The field application shows that the field effects are consistent with laboratory evaluation, which means evaluation methods of acidizing with long core plays a guidance role in acid fluid choices of Dengying Fm, Gao-Mo block.

Gao-Mo block, long core, acidizing effect, diverting acid, gelling acid

TE357.2

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.05.012

2017-05-08；编辑冯学军

国家重大科技专项“四川盆地大型碳酸盐岩气田开发示范工程”(2016ZX05052)。

孙川(1985-)，男，工程师，硕士，2010年毕业于西南石油大学。现就职于中国石油西南油气田公司天然气研究院，主要从事压裂酸化工作液方面的研究工作。E-mailsun_chuan@petrochina.com.cn