杨兰田
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐市 830011）
摘要 根据塔河油田奥陶系储层特征，确立了酸压施工的目标，分析了酸压的技术难点，介绍了塔河油田所采用的酸液体系、酸压工艺类型、工艺技术措施、酸后工艺、酸化管柱及具体施工参数。通过不同阶段增产效果对比与原油产量增加数据说明了酸压对于塔河油田开发具有的积极意义，并对塔河油田酸压中的问题进行了讨论。
关键词 塔河油田 酸压工艺类型 酸液类型 酸压管柱 残酸返排
塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层存在严重的不均一性，由于受碳酸盐岩储集空间类型、发育程度和分布规律制约，各井间的物性及产能差异很大。酸化压裂作为碳酸盐岩类储层有效的改造手段，以沙23井成功为标志，已在该油田广泛、深入开展起来。开展初期由于对储层认识不足，未重视选层、控水问题，采取长裸眼“笼统酸压”的方式施工，参数较小，施工有效率低，而且产生出水问题。在总结经验、教训的基础上，西北石油局加深了对储层的认识，加强避水控缝、选层封隔、深度酸压等工艺技术的探索。裸眼回填、5＂尾管射孔完井、封隔器裸眼分层技术、前置液酸压、多级交替注入酸压等工艺技术先后在该油田得到应用，取得了丰硕成果。现阶段又进一步提出“大酸量、大排量、降滤、缓速、深穿透”的技术方针，使得酸液类型及处理液体系、工艺技术体系的研究与应用逐步深化并日趋完善。酸压不仅作为一种储层改造工艺，更作为一项完井作业的内容，为塔河油田的开发发挥着积极作用。
1 储层特征
1.1 储层地质特征
塔河油田奥陶系储层埋藏深（5300 m以下），地层温度高（124℃），岩性为微晶灰岩、（含）颗粒微晶灰岩、亮晶颗粒灰岩、微晶颗粒灰岩、含云质灰岩、砾屑灰岩和岩溶岩。岩石的矿物成分主要为方解石，大多数样品的方解石含量高达99％以上；其次分布相对较广的矿物有黄铁矿、硅质和白云质等，但含量多＜1％，个别样品的白云质含量达25％。岩石的化学成分主要是碳酸钙，含量在80％以上，碳酸盐总含量平均在90％以上。
该储层属于潜山碳酸盐岩储层类型，储集空间属于成岩后生与表生作用形成的次生孔、洞、缝类型，其基本特征是：
（1）基质孔隙度很低，渗透性能较差。
（2）次生裂缝和溶蚀孔洞发育程度决定了储集性能的好坏。
（3）储集空间纵横非均质性强，其分布情况在2个油田间、井间、层间差异很大。
塔河油田奥陶系可分为裂缝型、裂缝－孔洞型、裂缝－溶洞型3种储集类型。岩心物性分析（小样品）发现孔隙度分布区间为0.1％～4.8％,＜1％的占81.75％，平均孔隙度为0.8％；渗透率分布在＜0.1×10-3～252×10-3μm2,＜1×10-3μm2的占91.69％，平均渗透率＜0.1×10-3μm2，溶洞发育段不能在岩心中反映，要用测井解释孔隙度。裂缝是塔河油田下奥陶系储层最发育、岩心中最常见的孔隙空间，其中又以垂直或中—高角度、张开度＜0.1mm的裂缝为主。
1.2 储层的伤害
塔河油田地层压力当量密度为1.08～1.10g/cm3，钻进过程中使用钾基聚合物或聚磺泥浆体系，密度一般在1.13～1.16 g/cm3，在压差作用下，钻井液（完井液）滤液和固相颗粒进入地层，形成颗粒堵塞、乳状液封堵、水锁效应、储层润湿性反转等，对储层造成伤害；储层物性好的井不同程度存在漏失问题，对地层造成更为严重污染；油气层浸泡时间较长（12天以上），增加了储层伤害的程度。
塔河3号、4号油田原油总馏量较低，胶质、沥青质及石蜡含量相对较高。如塔河3号油田S47井总馏量为52％～67％；塔河4号油田T401井总馏量18.5％～27.5％。钻井、完井过程中，地层温度、压力的波动会使储层中原油分解出胶质、沥青及石蜡，堵塞油气孔道，极大地降低储层渗流能力。
1.3 储层敏感性分析
经室内岩心实验，得出储层敏感性分析结果。
水敏性：弱。主要因为地层水敏性粘土矿物含量少。
酸敏性：弱—中。主要由于酸溶蚀造成微粒的运移引起。
碱敏性：中。是由燧石遇强碱形成的硅酸盐溶液的不稳定性引起的。
速敏性：弱。3号构造的临界速度为0.75ml/min,4号构造的临界速度为1.5ml/min。由于酸压过程中的流速远小于0.75ml/min，因此，不会引起速敏伤害。
2 酸压工艺
2.1 施工目标与技术难点
酸化压裂可以通过酸液的溶蚀和剥蚀作用解除近井地带堵塞，改善储层储集、渗透性能。同时，酸压形成的裂缝可以延伸、穿过近井地带的低渗透区，形成穿透较长距离、具有高导流能力的溶蚀通道，若与裂缝发育的高渗透区相通，可以获得理想的增产效果。
要获得理想的酸压效果，应充分考虑井位、层位因素，分析、解决施工难点，制定施工目标，合理选择酸液体系、工艺类型、技术参数。
结合塔河油田奥陶系酸压改造目标，根据储层特征，对技术难点进行分析，得出如下结果：
（1）天然裂缝发育且以垂直或中—高角度缝为主的地层，酸压降滤失技术、垂直控制缝高的技术是其难点。
（2）储层埋藏深，管串长度增加，管道摩阻势必增加，进而限制了注入流量的提高，不利于酸液有效作用距离的提高。
（3）温度是影响酸岩反应速度的重要因素，井温高，酸岩反应速度快，酸液有效作用时间将缩短。
（4）碳酸盐岩含量高、溶蚀率高是选择酸压改造的重要条件，同时，溶蚀速度快，势必增加近井消耗，不利于深穿透。
（5）稠油胶质、沥青质含量高，一方面容易形成酸渣，另一方面容易与残酸形成乳化液，对储层造成二次伤害；稠油相对密度高、粘度大也不利于残酸返排。
（6）地层压力低，不利于排液。
2.2 酸液类型
2.2.1 酸液的基本要求
（1）酸液要与待处理储层岩石、流体相匹配，耐温性能要好。
分析、掌握储层岩石和流体物理、化学性质，通过实验进行处理剂筛选，确定酸液体系配方。
（2）增大酸液的有效作用距离，确保储层改造的深度、力度。
酸液的滤失、酸岩反应速度是影响酸液有效作用距离的重要因素，可采取如下措施以降低这两项性能指标。
①理选择酸液（HC1）浓度。
②高酸液的粘度，如使用胶凝剂、乳化剂配制成高粘度的胶凝酸、乳化酸。
③使用降滤失剂、缓速剂。
（3）降低酸液对油、套管的腐蚀。
使用缓蚀剂以达到减缓酸液对油、套管腐蚀的作用。
（4）有效解除地层堵塞，避免二次伤害。
①有效预防二次沉淀和酸渣的形成。
使用防膨剂，预防地层中粘土矿物膨胀、运移；使用防酸渣剂，预防酸液与稠油作用可能生成的酸渣沉淀；使用铁离子稳定剂，预防酸液由地层、油（套）管中溶解、生成的铁离子在地层中沉淀。
②具备一定悬浮能力，能将不溶于酸的惰性颗粒和酸岩反应的沉淀物携带返排出井筒。
③有效防止残酸乳化并使已生成的乳化液破乳，以利于返排，避免形成新的堵塞。
④能够迅速、及时返排残酸。
使用助排剂，降低残酸表面张力，提高排液效果。
2.2.2 酸液配方与性能
根据岩心酸岩反应试验及酸压基础理论，盐酸（HCl）浓度选用20％的。
塔河油田酸压所使用的酸液配方与性能见表1。
稠化（胶凝）酸体系具有一定的粘度，可以大大减小酸液的滤失，大大减小酸液向裂缝表面的传质速度，降低酸岩反应速度，提高酸液的有效作用距离，同时该体系可减小管路摩阻，提高井底作用压力，因此，该体系造缝能力强于常规缓速酸体系。
塔河油田仅在前期使用了常规缓速酸体系，现主要使用稠化（胶凝）酸体系。
2.3 酸压工艺类型
（1）常规缓速酸酸压
表1 酸液类型、配方与性能 Table1 The types,components and performances of acidizing fluid
即使用常规缓速酸进行酸化压裂的工艺类型。塔河油田仅在初期阶段采用了该酸压工艺类型，如沙23井。
（2）稠化（胶凝）酸酸压
即使用稠化（胶凝）酸进行酸化压裂的工艺类型。是塔河油田采用的主要酸压工艺类型之一。如TK408井、TK409井。
（3）前置（压裂）液＋酸液交替注入酸压
即先行注入高粘前置（压裂）液压开储层或延伸储层中原有裂缝，后注入酸液，多次重复上述注入过程的酸压工艺。
前置（压裂）液降低了裂缝温度和后续酸液的滤失，改善了裂缝的几何形状，通过粘性指进使酸液在裂缝面上产生不均匀侵蚀，增强穿透距离，提高裂缝的导流能力。交替注入前置（压裂）液和酸液有利于进一步扩张并加宽裂缝，增加酸液侵入深度，提高酸液利用率。前置（压裂）液＋酸液交替注入酸压是一种造缝能力较强的工艺类型。
塔河油田一般采取2～3级注入，选取前置（压裂）液＋稠化酸的类型组合，所用稠化酸配方见表1中稠化酸（3）。根据前置（压裂）液的类型与性能，可分为两种类型：
①同性压裂液交替注入酸压
即压裂液类型与性能相同，在施工过程中不发生改变。如T403井（第2次）、TK404井。
塔河油田前置（压裂）液粘度为70mPa·s左右（剪切速率为170s-1），与酸液粘度比3左右。
配方组成：5%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+0.5%ZA-5+0.5%SP169。
②异性压裂液交替注入酸压
即压裂液类型或性能不同，或在施工过程中会发生改变。如TK411井。
塔河油田采用该工艺类型施工顺序为：
线性压裂液＋冻胶压裂液＋稠化酸＋冻胶压裂液＋稠化酸＋……。
压裂液配方组成：
基液：6%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+0.5%ZA-5+0.5%SP169；
交联液：1%BCL-6(A)+0.5%BC1-6(B）；
破胶剂：0.5％破胶剂。
基液在170s-1剪切速率下粘度为69～73mPa.s；成胶液在90℃、1708-1剪切速率下，90min粘度为600～210mPa.s,120min后破胶，破胶液粘度为6mPa.s。
2.4 工艺技术措施
（1）采取有效措施，提高酸压的针对性，确保选定改造层位的处理力度。
①长裸眼回填
风化壳溶蚀孔洞、裂缝发育带是塔河油田奥陶系油藏主要的储层，对于采用裸眼完井方式的井，采取打水泥塞或填砂回填原井眼的方式，将裸露井段缩短至100 m以内，提高酸压针对性，减小与下部水层连通的可能性。塔河油田裸眼完井的井多采取这种方法。
②改变完井方式
采用5＂尾管完井方式，选层射孔，进行酸化压裂施工。TK404井是塔河油田第一口采用5＂尾管完井方式、酸压获高产的井。
对于套管射孔完井方式，固井质量是保证层间有效封隔的关键。塔河油田5＂尾管固井存在井深、井段短、管径小、间隙小与地层易漏失等问题，固井施工有一定的难度，应加强水泥浆体系与施工工艺研究与应用工作，提高5＂尾管固井质量，为后续施工提供必要的保证。
③裸眼封隔器分层酸压
裸眼封隔器分层酸压存在一定风险，如封隔器上下可能窜封、可能发生井壁失稳等，应严格选择座封位置，并制定相应的安全措施。
a．裸眼双封分层
塔河油田TK304X井采用双裸眼封隔器分层酸压工艺，封隔器选择45/8＂膨胀式封隔器，采取正打压方式座封。
b．裸眼单封分层
塔河油田TK413井采用单裸眼封隔器分层酸压工艺，封隔器类型、座封方式同上。
（2）在进行酸压处理前，先注入清除液，解除有机质堵塞，提高酸处理效果，同时，有利于减少或避免酸渣的生成。
塔河油田使用的清除液配方与所配合的酸液体系见表2。
（3）顶替液充分考虑清洗、返排、降温和与地层及其他处理液配伍性等因素，并与工艺类型、施工要求相配合。
塔河油田使用的顶替液配方与所配合的酸液体系见表2。
（4）提高注入排量是提高酸液有效作用距离的重要措施。
注入排量是影响酸液有效作用距离的重要因素，提高注入排量，增加酸液在裂缝中的流动速度，虽然会引起酸岩反应速度的增加，但是能使酸液在地层深处保持一定的活性，从而提高酸的穿透距离，使酸化后形成的酸蚀裂缝具有较高的导流能力。塔河油田酸压初期阶段注入排量1.5m3/min，数值偏低，后在综合分析施工曲线、施工效果与层间连通（水层）可能性的基础上，将注入排量提高至2.5～3.5m3/min，收到了良好的施工效果。
表2 辅助处理液配方与酸液配合关系 Table2 The ralationship between auxiliary treatment fluid and acidzing fluid
当然不能盲目追求提高注入排量，注入排量提高到一定程度时，酸穿透距离的增长幅度会变小，而垂向缝高的增长幅度有可能增大。因此，应视井的具体情况，综合考虑技术、经济因素对注入排量进行确定。
2.5 酸后工艺
2.5.1 关井反应
顶替液挤完后，关井候酸反应。塔河油田初期酸压关井反应时间为60～120min，现阶段则采取缩短关井反应时间，尽快排液的措施，关井反应时间控制在30min以内。
2.5.2 排液工艺
开井后，对残酸迅速实施返排，返排率要求不低于70％。返排时，通过油嘴对排液实施控制，油嘴直径视井口压力而定，排液油嘴制度见表3。
表3 排液油嘴制度 Table3 The choke systems when residual add returning
排液工艺采取层内助排与人工排液相结合的方式，以提高排液速度与返排率。
（1）层内助排
①使用助排剂
在酸液中加入助排剂，降低酸液的表面张力，改变岩石的润湿性，增大酸液与岩石的接触角，从而降低岩体的毛细管阻力，提高残酸的返排量，达到层内助排的目的。塔河油田酸液中使用的助排剂有ZP-1、ZA-5等。
②混注液氮
注酸时在酸液中混注液氮，酸压后井口卸压，注入氮气膨胀增能，可以加快自喷排液速度，提高返排效果，另外，酸液中混注液氮还可以减缓酸岩反应速度，降低酸液滤失，增大酸作用距离。塔河油田液氮混注量为20～30 m3，具体视施工情况而定。
（2）人工排液
若油井不能自喷或停喷，为防止残酸形成二次污染，应迅速采取人工排液的措施。塔河油田初期采取抽汲的方式，因其效果不佳，现多采用连续油管车和液氮泵车联合气举排液的方式，该方式有如下优点：实现管内排液，封隔器不解封，残酸不能进入环空，保护套管；氮气利用率高，排液速度快，施工安全；气举深度可达4500m。
2.6 酸化管柱
2.6.1 油管方案
采取
2.6.2 封隔器方案
出于保护套管和井口、保证施工安全的目的以及特殊的施工要求（如裸眼卡封），塔河油田酸压均使用封隔器。根据完井方式与卡封位置的不同，封隔器方案可分为如下几种：
（1）裸眼完井
①裸眼酸压
采用7＂可回收式封隔器，采取打压或旋转座封方式，7＂套管内座封。
管串组合方案：
喇叭口＋油管＋7＂封隔器＋7＂水力锚＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。
②裸眼双封分层酸压
酸压层位上、下使用两个
管串组合方案：
盲接头＋
③裸眼单封分层酸压
使用
管串组合方案：
底堵＋油管＋
（2)5＂尾管射孔完井
可根据井眼情况，采取5＂可回收式封隔器，5＂尾管内座封方式。
管串组合方案：
喇叭口＋油管＋5＂封隔器＋5＂水力锚＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。
2.7 施工情况
酸液与处理液类型、用量、配比关系和施工参数无疑是影响酸压施工效果的重要参数，表4集中反映了塔河油田使用各种不同工艺技术手段时的各项参数。
塔河油田初期酸压未采取封堵回填措施，采取常规缓速酸酸压、稠化酸酸压两种工艺类型，酸液使用量小（折算为每米酸量），裸眼段长，施工参数小，施工效果不甚理想。随着认识的加深，优化施工工艺，提高了各项参数指标，收到了很好的效果（见表4）。
表4 施工数据 Table4 The data of acid fracturing jobs
3 酸压效果
塔河油田已进行酸压作业的井除T302井外，酸压前均未生产，部分井进行过测试，但结果均不甚理想，经酸压使一大批井获得了产能，甚至高产。塔河油田酸压效果综合分析见表5。
表5 塔河油田酸压效果综合分析 Table5 Comprehensive analysis of acid fracturing effictiveness
塔河油田1998年底施工的沙23井效果较好，1999年1、2季度酸压施工增产效果不理想，由表5可以看出这期间酸压增产原油日均值偏低，产能贡献有限。具体表现为：投产井数少、单井产量低、衰减快、有效期短。究其原因，除井位、层位与酸压选择方面的因素外，还包括施工井次少、工艺与措施存在不足、施工参数偏低、压后出水等。这期间施工7井次，增产4井次，为1999年全年增加了1.9383×104t的原油产量，占1999年全年酸压累计增加产油量的8.1％，占西北石油局1999年原油总产量的1.69％，每井次增产原油为0.2769×104t，仅沙23井一直保持正常生产，TK405井、T302井、沙64井均在1999年11月以前停喷。1999年3、4季度随着认识的进步，工艺的改进，措施的完善，酸压在塔河油田更加广泛、深入开展起来，这期间共计施工17口井，18井次，增产11井次，为1999年全年增加了21.9979×104t的原油产量，占1999年全年酸压累计增加产油量的91.9％，占西北石油局1999年原油总产量的19.22％，每井次增产原油为1.2221×104t，各项指标与前期相比都有大幅度提高，产生了一批高产井，如沙65井、沙67井、TK404井、TK408井、TK409井、TK410井、TK411井等，其中TK404井产量达555.70 t/d(1999年12月，11mm油嘴）；第一次酸压无效的T403井经二次改造获得高产（136.81t/d1999年12月，7mm油嘴）。
1999年塔河油田酸压累计增产原油为23.9362×104t（探井7.6919×104t，开发井16.2443×104t）。西北石油局1999年全年生产原油为114.4249×104t（单井计量），酸压增产占全年原油总产量的20.9％。
由表5中可见塔河油田酸压有10井次施工无效，占总施工井次的40％，究其原因有：①塔河油田奥陶系储层非均质性强，溶蚀孔洞、裂缝发育带横向展布规律很难掌握，受储层本身的发育特征、各井在构造上的位置等客观因素的制约，很多井未达到与油气富集、物性发育的地带连通的目的。②施工方案是否合理，技术措施是否完善，施工力度是否足够直接影响施工的最后效果。酸压力度不足与酸压后出水是个别井酸压无效的原因，如T403井第1次、TK405井第2次酸压。③对个别井重复酸压的无效，增加了无效次数，如TK406井。
4 问题与讨论
（1）酸压出水与酸压裂缝缝高
塔河油田奥陶系储层非均质性强，裂缝较为发育，其中以垂直或中—高角度、张开度小于0.1mm的裂缝为主。酸压裂缝势必受到储层裂缝发育特征与走向的影响，在提高酸压裂缝水平延伸的同时，控制垂直方向缝高的发展，避免与奥陶系水层连通，对于塔河油田是一个非常重要的课题。出水直接影响到原油开采，影响到酸压效果的评价和进一步措施的制订与实施。因此，在加强理论研究的同时，应采取工程技术手段，对裸眼井吸酸层位、裂缝高度等进行测定，进而提高对奥陶系储层酸压机理的认识，指导酸压方案的制定与施工。根据塔河油田技术现状，可采用如下方法：
①利用电测曲线
利用综合测井（全部或部分项目）曲线、六电极侧向曲线、流体电阻和井温测井曲线，对酸压前后电测曲线分析、对比。
②进行生产测井
通过旋转流量计测井、温度测井、放射性示踪测井、噪声测井测量流动剖面，测量裂缝高度，掌握各层段产能贡献，进行酸压改造效果评价。
（2）重复酸压与效果
针对长裸眼“笼统”酸压存在的弊端，造成的结果，西北石油局选择初期酸压的几口井，采取打水泥塞回填的方法缩短裸眼段长度，进行了重复酸压改造。根据首次酸压结果，重复酸压的4口井可分为两类：一类是首次酸压后产水的井，如TK405井、T302井；另一类是首次酸压后不出的井，如TK406、T403井。重复酸压后1302井（2次）、TK406井（3次）不出液，TK405(2次）出水，T403井（2次）获高产。
分析认为：
①储层本身的发育特征是酸压能否获得产能的根本原因，对于低孔、低渗，孔、洞、缝不发育的储层，酸压虽可以穿透较长距离，但如不足以连通油气富集、物性发育地带，则不能获得理想的改造效果。
②重复酸压用酸强度、规模以及施工参数均应大于前次酸压，应选择造缝能力较强的工艺类型。
③前次酸压出水将大大增加以后的处理难度，因裂缝可能在层内延伸、连通，打水泥不能保证有效充填，重复酸压并不能保证有良好的效果。类似这样的井，应具体分析区别对待。
④水源在井眼下部奥陶系地层，采取打水泥塞回填井眼的方法可以减小或避免连通水层，加强酸压的针对性。
（3）残酸返排中的问题
奥陶系地层压力低（密度为1.08～1.10 g/cm3），排液的水样分析数据表明奥陶系地层水矿化度高，密度接近甚至高于奥陶系地层压力当量密度值，酸压后出水量大或含水率高将抑制地层自喷排液的能力，对返排残酸造成极为不利的影响。如酸压未实现与油气富集、物性发育带的连通，未根本改善井底能量供应，残酸返排难度将变大，残酸返排不出会对储层造成二次伤害。因此必须加强科学选井、选层工作，加强残酸助排工艺的研究和应用工作。
塔河4号油田原油总馏量低，粘度高，油流在井筒中的压力损失大，应开展塔河4号油田原油流动特性及井筒降粘技术研究和应用工作，提高油井排液能力。
（4）施工参数优选
注入量、注入速度等施工参数的选择，一方面要考虑到实际施工能力、井内安全和施工对改造力度、深度的要求；另一方面也要考虑到垂直方向裂缝发育情况与应力变化情况，对已酸压的井应利用电测井、生产测井、试井分析等方法进行酸压效果综合评价，加强对奥陶系酸压裂缝扩展范围和走向的认识，建立适合塔河油田奥陶系储层特点的模型，科学计算、合理选择注入量、注入速度等施工参数。
（5）酸压方案的优化
塔河油田奥陶系储层非均质性强，对于低孔、低渗、低产层，是否达到与油气富集、物性发育地带连通的目的决定了酸压的最后效果，尽可能提高酸液的穿透距离至关重要。应从分层、控缝、缓速、降滤等多方面入手，如使用多级酸、调整各级前置（压裂）液与各级酸液的液量、性能配比关系等，进一步优化工艺方案，提高酸压效果。
Application of acid fracturing technology in Tahe oil field
Yang Lantian
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)
Abstract:By the analysis of reservoir characteristics of Ordovician in Tahe oil field,we defines the targets of acid fracturing,Analyzes systems of acidizing fluid,Types of acid fracturing technology, technology after acidizing,acid fracturing pipe assembly and parameters during the job being used in Tahe oil field.By the comparison of crude oil increasing effictiveness and data during the different periods,introduces the significance using acid fracturing technology.Finally discusses the problems existing acid fracturing job in Tahe oilfield.
Key words:Tahe oilfield Types of acid fracturing technology systems of acidizing fluid acid fracturing pipe assembly residual acid returns