王建青
（中原油田石油工程技术研究院，河南濮阳 ４５７０００）
摘 要：普光气田气层埋藏深、井段长（１６０－５５７．９ｍ），投产采用一体化管柱全井段射开笼统酸压，受纵向非均质性影响，生产测井产剖测试结果显示部分层段未动用或贡献率低，在不动管柱条件下常规重复酸压工艺技术现场针对性差，为纵向开启新层，改善产气剖面；横向均匀改造，提高储层动用程度，文章以“自降解暂堵剂”、“清洁转向酸”为核心介绍了多级暂堵转向酸压工艺技术。
关键词：重复酸压；均匀布酸；清洁酸；暂堵转向
中图分类号：ＴＥ３５ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１８）０１—００７６—０２
普光气田储藏埋藏深（＞４５００ｍ）、气层厚度大（２１２．９－６１１．０ｍ）、属于超长井段巨厚储层，且储层非均质性强，Ｉ、ＩＩ、ＩＩＩ类层交互分布，纵向多套压力系统等特点，飞仙关组渗透率介于０．０１１２－３３５４．６×１０－３μｍ２，长兴组渗透率介于０．０３－５８７４．５６×１０－３μｍ２［１］。
针对普光气田缝洞型碳酸盐岩气藏，酸压是储层建产的主要手段，对一些酸压效果较差的井，通过对地质情况、酸压设计和施工等情况进行系统分析，优选潜力较大的井进行重复酸压。
１ 普光气田重复酸压的特殊性
１．１ 存在的问题及技术瓶颈
普光气田储层纵向物性差异大，产层动用程度不均，为改善产气剖面，仍需解决以下四方面技术难点：①普光气田采用永久式封隔器的一次性管柱，在不动管柱的条件下，难以实现针对性改造。②对于超长井段非均质强的储层重复挖潜，尚无有效的技术手段。长井段非均质气层重复酸压是气井稳产增产的技术保证，重复酸压过程必须解决重复酸压选井选层。③投产酸压形成的缝洞，封堵难度大，暂堵剂既有效暂堵，又不污染储层、彻底降解。④高温、高滤失，常规酸压液体难以获得更长酸蚀裂缝。１．２ 重复酸压技术难点分析
①在不动管柱条件下，引入清洁转向酸及暂堵转向剂能否实现酸液的转向。②地层压力下降，暂堵剂既要有效暂堵，又要自行降解破堵难度大。常规水溶、油溶、酸溶性暂堵剂在气相环境中使用受限。③储层层内非均质性强，酸液层内均匀布酸困难。④初次酸压的高泵压、高温、高滤失等施工情况的基础上，需要进一步优化工艺参数，使重复酸压造缝更长，沟通更远。需要同时满足纵向上提高长井段储层动用程度，横向上造长缝，增大波及空间的多级转向酸压设计优化难度大。２ 重复酸压选井 选层原则
通过气井生产动态分析，评价投产酸压效果，结合产气剖面测试，研究提出了重复酸压选井选层依据：利用多因素模糊评判法进行措施选井，结合气田不同部位储层开采情况，优选具有剩余可采储量、产量下降快、层内、层间动用程度不均及首次措施效果差的井，主要包括：①相同部位，储层动用程度低井。根据生产动态和产剖测试分析，重复酸压应在选择长兴组、飞三段动用程度低的井。长兴组射孔厚度占总射开厚度的１８．２％，产出层占总产出层的３．７％，而飞三段没有动用，近井筒产气层主要是飞一、二段。②去除堵塞污染后，同一平台生产压差大的井。通过对堵塞井产剖结果分析表明：重复酸压选择表皮系数大，污染严重的井。统计堵塞井产气剖面可以看出，主产气层在堵塞层段以上的气井，多表现为压力、产量正常；主产气层在堵塞层段以下的气井，则表现为油压、产量偏低或波动。③首次酸化、酸压存在用酸强度偏低的井。重复酸压应选择首次酸压存在用酸强度偏低，酸压技术模式较单一的井。这些井存在用酸强度偏低、酸压技术模式较单一、液量不足等问题，结合目前生产情况，应优先选择重复酸压。
３ 重复酸压改造液体体系
普光气田储层间的渗透性差异较大，常规酸液会增大渗透率极差，加剧层内矛盾。若不采取酸液转向措施，大部分酸液将不断向高渗透层漏失，而使重复酸压效果变差。因此开展对清洁转向酸的研究，酸液在体系粘度增大后阻止酸液向高渗透岩心的前进从而转向低渗透岩心方向，实现储层转向。
针对普光气田储层非均质性强、高温、高滤失的特点，优化形成了具有自转向功能的耐高温清洁酸体系（见图１），它具有以下优点：①以粘弹性表活剂为主剂，无残渣，保护储层与酸蚀裂缝不受污染；具
６
７内蒙古石油化工 ２０１８年第１期 ＊收稿日期：２０１７－１１－１８
有粘弹性，利于酸液转向。②自动变粘特点能保证在产层均匀布酸，不动管柱条件下，同样可以达到转向以及均匀布酸的效果。③与储层岩石接触后就地成胶的特点，降低了酸液滤失。④清洁转向酸体系
的破胶与ｐＨ值无关，
避免了早期破胶提高了酸液的转向效率。⑤由于不像就地交联酸使用Ｆｅ
３＋
、Ｃｒ
４＋
作为交联剂，这样避免了氢氧化物以及硫化物沉淀的产生，
对于高含Ｈ２Ｓ储层的压裂酸化具有很好的适应性，能大大减低了对储层的二次伤害。⑥清洁转向酸体系在初始阶段粘度较低，泵注过程中摩阻较低，能允许更高的泵注排量
微粒算法
。
图１ 室内配置的清洁转向酸
４ 多级暂堵转向重复酸压工艺技术
转向酸压工艺是一项储层改造新技术。其核心工艺是通过酸液暂堵进行多方向造缝，进而形成有效酸蚀通道，以此来增加沟通地下气体储集的几率，使井下气体能够顺利通过井筒到达地面。这项技术有效弥补了传统酸压单方向造缝无法沟通有利储层的缺陷。
根据储层情况及不动管柱特点，以自降解酸压暂堵剂和清洁转向酸为核心，确定重复酸压“暂堵剂
＋前置冻胶＋清洁转向酸……（
可以循环多次）”技术模式。转向酸压可以有效动用新层，同时改造Ⅰ、
Ⅱ、Ⅲ类储层，
提高产气剖面改善程度和重复酸压效果。４．１ 自降解暂堵剂
４．１．１ 暂堵剂的合成。针对普光气田地质特点，
筛选低成本工业化产品单体。针对暂堵剂的自降解性
能，
优选了耐高温、易聚合、具有较好封堵强度、可生物降解的脂类作为合成单体：β
－环糊精、丙交酯、乳酸、丙烯酸甲酯、乙交酯（ＧＡ）
p1950w，提出了自主合成新型自降解暂堵剂，
并设计出自降解暂堵剂的分子结构。具有良好的生物自降解性、抗拉强度及延展度，在水解过程当中生成的酸，这些酸会降低体系的ｐＨ对聚酯纤维类暂堵剂水解会产生自催化效应［
２］
。当前采用低温成型工艺开发三种规格粒径的暂
堵剂（见图２），可有效封堵高渗层、天然裂缝和酸蚀
裂缝。
①细粒状暂堵剂：
直径０．１－１ｍｍ，堵高渗层；②大粒状暂堵剂：
直径１－６ｍｍ，堵裂缝、孔洞；③纤丝状暂堵剂：长６－１２ｍｍ，
堵高渗层、天然裂缝
。图２ 三种不同规格的暂堵剂
４．１．２ 暂堵剂降解性能。在不同液体介质中，
室温下稳定存在，１３０℃下完全降解（
见表１）。表１
暂堵剂降解性能实验
遇见波利介质１００％降解时间
水３０ｈ３％ＨＣｌ ２４ｈ产出液１８ｈ主体产出液混合样
１６ｈ
４．１．３ 暂堵剂用量的确定。在改进的缝内桥堵模
型基础上，
引入分型暂堵的新理论（见图３），提高暂堵效果；结合酸蚀裂缝失效预测模型，
通过不同粒径暂堵剂组合使用，增大裂缝延伸的静压力，更加有效而牢固的封堵微裂缝或先期人工裂缝
收容教养制度退出历史舞台
。
图３ 改进的缝内桥堵模型
通过模型理论研究，初步建立了暂堵剂的计算方法，
重复酸压暂堵剂注入量主要针对酸蚀裂缝，并取决于重复酸压井生产测井产气剖面测试结果，暂堵主要针对产量贡献高的储层，防止酸液进入这类储层的孔洞，降低酸液效率，颗粒暂堵剂的用量确定过程如下：
设粒径分布是连续的，可用积代替求和，则粒径
大于ｄ的颗粒累积质量Ｍ（＞ｄ
）为：Ｍ（＞ｄ）∞∫ｍｉｎ
ｌｍ（
ｄ）ｄｎ（ｄ）式中，ｄ ｍａｘ为最大粒径；ｍ（ｄ）是粒径为ｄ的颗粒质量。４．１．４ 不同类型暂堵剂加注方式。①颗粒暂堵剂加注方式。加注方式：混砂车直接加注，通过加支撑剂设备，人工操作；加注密度：每方液体３０－５０ｋｇ颗粒。②纤维暂堵剂加注方式。加注方式：专用纤维泵，将成团纤维打散，利用鼓风机均匀加注到混砂
车上；加注密度：每方液体２０－３０ｋｇ纤维。在改进
的缝内桥堵模型基础上，引入分型暂堵的新理论，提
高暂堵效果。（下转第１２４页）
７
７ ２
０１８年第１期 王建青 普光气田碳酸盐岩储层多级暂堵转向重复酸压工艺技术
动井２口，开发井１口，平均单井钻遇油层３４．２ｍ／１１层，投产３口井单井日产油１８ｔ
，通过整体评价，落实可动用储量８０万ｔ
，证实了复杂断块油藏资源潜力大。
濮城断裂西翼由于受多条濮城断层切割，呈断阶式构造样式，这种两种构造样式，油气由濮卫次洼沿濮城断裂向上运移，油源充足，油气聚集最为有
利。通过对该区整体部署，
实施新井５口，平均单井钻遇油层８０．６ｍ／２６层，投产初期平均单井日产油１３．１ｔ，动用含油面积２．４ｋｍ２
，石油地质储量１５３．３
×１０４
ｔ
，带动整个濮城断裂西翼构造－岩性及岩性圈闭的整体评价。
７ 结论
①通过不同区带构造演化差异性分析，
重点研究二、
三级断裂的平面展布、剖面结构、断层性质及发育期次，明确切割关系。②总结出不同区带构造样式，分析其对油气富集的控制作用，明确“Ｙ”字型、断阶式、反向屋脊型、垒堑叠置型为目前评价的
有利构造样式；③在卫西断裂带、濮城断裂带的油藏评价工作中，取得了较好效果。
［参考文献］
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（上接第７７页）
４．２ 重复酸压参数的优化４．２．１ 施工规模优化。利用储集体分布边界的距离，确定二次酸压需要形成的缝长；同时将投产酸压
施工、
压后生产及产剖测试、连续油管解堵等情况作为依据，进行综合分析，优化施工规模（见图４
）
上海理工大学校长
。图４
酸液用量优化曲线模板
图５ 施工排量对裂缝参数的影响曲线
４．２．２ 施工排量的优化。增加酸液排量可以提高
酸岩反应速度，但因酸岩反应速度增加的倍比小于酸液流速增加的倍比，故提高注酸排量可以增加酸
液作用距离（见图５
）。５ 结论与建议
自主研发适用于高含硫气田不同类型储层条件下的自降解新型酸压暂堵剂，１３０℃下降解率
１００％；
但其封堵性仍需要进一步研究，验证暂堵剂耐压差。
优化形成了具有自转向、清洁、滤失小、缓速效果好等特点的清洁酸体系酸液，耐温１３０℃，下步可进一步研究降阻性能。
借助单井生产动态及产气剖面测试结果分析，项目选井选层可进一步实现精细优化。
［参考文献］
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２１内蒙古石油化工 ２０１８年第１期
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