低渗透油气藏是我国十分重要的油气藏类型，资源量大，未来将成为我国石油勘探开发的重要对象[1-3]。渗透率低、岩性致密、孔喉半径细小、渗流阻力大是低渗透油气藏的主要储层特点，开发过程中极易遭受污染和损害，且一旦受损，恢复程度比中高渗透储层更低，这已经成为制约低渗透油气藏开发的技术瓶颈[3-5]。
T油田为典型的低渗透砂岩油田，富含钙质胶结物，自然投产产能较低，采用常规土酸酸化投产了部分井，酸化投产初期产量高，但维持时间较短，酸化投产效果不佳。因此，有必要评价强酸酸化对该类富钙质胶结低渗储层的损害机理，提出有针对性的增效措施，为后续油井投产后长时间保持较高产量提供技术指导。
T油田储层孔隙度分布范围为2.52%~16.88%，平均9.45%，渗透率分布为（0.003~411.061）×10−3 μm2，平均渗透率为16.7×10−3 μm2，主要渗透率范围＜35×10−3 μm2，属于低孔低渗储层，渗透率级差＞400，非均质性强。储层矿物全岩平均分析结果为：石英质量分数为61.15%，长石质量分数为22.21%，黏土矿物质量分数为8.26%（以高岭石、绿泥石、伊利石为主），碳酸盐岩矿物质量分数为8.09%（方解石占多数，个别井见白云石）。碳酸盐岩矿物主要以胶结物形式产出，胶结物呈嵌晶、连晶、斑点或单晶等多种产状胶结颗粒（见图1），以斑点状胶结为主。岩性分析结果表明，T油田储层为典型富钙质胶结低渗储层。
2022年9月30日，对首口投产井进行常规土酸酸化，前置段塞配方（质量分数，下同）为：10%HCl+2%缓蚀剂（B2）+2%铁离子稳定剂（D7）+2%黏土稳定剂（T2）+2%破乳剂（D10）+1%助排剂（D2）；主体段塞配方为：10%HCl+3%HF+2%B2+2%D7+2%T2+2%D10+1%D2；后置段塞配方（质量分数，下同）为：5%HCl+1%B2+1%D7+1%T2+1%D10+0.5%D2。酸化后敞放生产，初期产油量为19 m3/d，产气量为8894 m3/d，累计产油量为116.5 m3、累计排液量为789.9 m3后，产油量逐步降至酸化前产量以下，产油量仅维持在8 m3/d，产气量1200 m3/d。由酸化投产数据可知，常规土酸投产初期产能较好，说明近井伤害得到有效解除，渗流能力明显提高。但随着返排的进行，常规土酸投产井稳产能力差，产能下降快且下降幅度较大，酸化有效期不足55天，整体酸化开发效果欠佳。
岩心动态适应性评价实验长期以来被用作研究砂岩酸化机理和优选酸液的手段[6-7]。评价岩心取自T油田取心井主力储层段，岩心长3~8 cm，直径为2.5 cm。评价酸液取自现场实际施工土酸酸液段塞。具体模拟现场实际酸化工序、各酸液段塞实际比例进行岩心分段塞驱替实验，其中，地层水为正向驱替，前置酸、主体酸、后置酸均为反向驱替。实验全程温度为储层温度，恒速驱替。K0为地层水初测渗透率；K1为驱替前置酸后地层水返排测渗透率；K2为驱替主体酸后地层水返排测渗透率；K3为驱替后置酸后地层水返排测渗透率；K4为地层水返排驱替100 PV（PV为实验岩心孔隙体积）后测渗透率。
评价结果如图2所示。从图2可知，随着前置酸段塞、主体酸段塞、后置酸段塞的注入，实验岩心的渗透率逐渐增加，渗透率由初期地层水液测得的0.77×10−3 μm2分别提升至0.89×10−3 μm2、1.36×10−3 μm2、1.50×10−3 μm2，岩心渗流能力明显增加，渗透率增加幅度最高达94.8%，说明土酸体系酸化后储层渗透率初期改造效果较好。
后续利用地层水长时间返排驱替100 PV模拟现场酸化投产后返排过程，长时间返排模拟实验发现，渗透率从1.50×10−3 μm2快速降至1.05×10−3 μm2，岩心最终渗透率相比酸化后初期渗透率大幅下降，下降幅度达57.89%，相比酸化前岩心初测渗透率0.77×10−3 μm2，由酸化后增加94.8%降至返排后仅增加36.7%。由此说明，富钙质低渗储层采用土酸强酸体系酸化作业后初期渗透率较高，随着返排的进行，渗透率又出现大幅下降现象。这与现场生产井酸化后初期产能较好但稳产时间短、返排期后产能快速下降的生产情况吻合，说明酸化后的返排过程导致储层物性变差，影响了储层改造效果。
1） 酸岩反应不均，局部溶蚀强烈，局部溶蚀不完全，加剧非均质性。
强酸酸化后实验评价后岩心电镜及铸体薄片显微镜观察结果见图3。由图3可知，岩心大部被酸液溶蚀较为明显，溶蚀相对较充分，该区域多见较大的酸溶蚀孔隙，部分填隙物溶蚀后有残余，易剥落。整体上，强酸酸化后岩心剖面上孔隙分布极为不均，非均质性加强，可见明显溶蚀区与非溶蚀区界面，相对低渗区改造效果差，相对于溶蚀改造强的高渗透微区，酸蚀残余物更容易剥落，堵塞孔喉，形成二次伤害。
2） 部分长石类骨架矿物及黏土矿物溶蚀不完全，易形成残余微粒运移堵塞。
从实验前后岩心全岩分析结果（见表1）可知，酸化后岩心中的石英相对含量出现较大幅度增加，钾长石、斜长石、方解石、白云石、黏土矿物均有明显下降。其中，方解石及白云石等碳酸盐矿物基本完全溶蚀，钾长石、斜长石、黏土矿物部分溶蚀。
从电镜照片可见大量溶蚀残余物（见图4），主要是长石、岩屑、黏土矿物在强酸酸化作用后微结构被破坏，溶蚀残余物松散，无定形，粒径较小，返排过程中极易发生微粒运移，堵塞孔隙喉道，导致酸化效果变差。
3） 酸化后金属离子含量过高，易形成二次沉淀。
利用等离子体发射光谱仪（ICP）测试残酸及返排液中的离子类型及含量，分析注酸及返排时是否发生沉淀[8-9]。表2为强酸酸化评价过程中酸液及返排液中离子分析结果。从表2可知，岩心出口端驱替出的前置酸、主体酸、后置酸中有大量Si2+、Al3+、Ca2+、Mg2+和Fe3+，且离子质量浓度呈先升后降的变化趋势。其中，前置酸中Ca2+含量显著高于其他离子，说明前置酸更多与碳酸盐岩胶结物发生反应；主体酸注入时Ca2+、Fe3+、Mg2+、Al3+、Si2+等离子含量均明显大幅上升，尤其是Al3+、Fe3+、Mg2+、Si2+等增加了10~20倍以上，表明主体酸酸液与黏土矿物、长石、残留的碳酸盐岩矿物、含铁矿物发生了强烈反应；当后置酸注入时，Al3+、Fe3+、Mg2+、Si2+、Ca2+等有所下降，但质量浓度仍然较高，后置酸配方与前置酸一致，且酸质量浓度更低，理论上与矿物反应的强度要低于前置酸，各项离子质量浓度也会低于前置酸，但实际质量浓度远高于前置酸，说明后置酸维持了较低的pH环境，确保了主体酸强烈反应后的金属离子状态。
返排液体中Ca2+、Fe3+、Mg2+等离子含量仍较高，随着返排PV数的增加，各离子质量浓度有所降低，但始终维持较高的质量浓度，说明岩心中始终残存有一定质量浓度的酸岩反应产物，返排较少孔隙体积则很难完全排出，这部分残存的高质量浓度金属离子是酸化二次沉淀的主要物质来源。
将强酸酸化实验评价后岩心出口端驱替出的酸液、返排液分别收集起来，用滤膜进行过滤，将过滤后的固相物质烘干，然后进行扫描电镜观察并对酸化产物进行能谱分析。图5为酸化产物的电镜照片，表3为其组分分析结果。由此可知，酸液中的固相含量较高[图5（a）、图5（b）]，且成分元素以Si、Fe、Al、O为主，主要来自被溶蚀成无晶型特征的矿物残渣、铁质二次沉淀以及少量脱落运移的石英微粒等。
返排液中的固相组成更为复杂[图5（c）、图5（d）]，微观上呈雪花状、树枝状，固相组分颗粒细小，质地疏松多孔，元素组成以Fe、Si、Al、C、O等为主，推测为铁质二次沉淀和剥落运移的地层微粒。
4） 后续返排阶段大孔粗喉被酸化二次沉淀物、剥落地层微粒堵塞，主流孔喉占比降低。
核磁共振测试方法主要利用流体中的氢原子核在外来磁场作用下的弛豫特征，以获取岩样孔隙体积分布，测试过程中对岩样无损伤[10-11]。核磁实验分析结果表明，酸化实验后岩心孔隙空间有效增大，PV增加155%。图6为酸化实验前后岩心核磁共振T2谱频分布图及孔喉分布图。由图6可知，0.03~0.57 µm极小孔喉占比明显下降或降为0，0.57~2.29 µm的中~细孔喉所占比例小幅提高，特别是2.29~40 µm的中~粗孔喉所占比例明显增大，增加幅度高达64%。说明强酸酸化后岩心中的中~粗孔喉急剧增加，中~细孔喉变化不大，极细孔喉减少。
地层水继续返排时，岩心中4.59~40 µm的中~粗孔喉又大幅减小，降低幅度为39%，而1.14~4.59 µm的中~细孔喉略微增大，增大幅度在3.5%左右；0.28~1.14 µm的细孔喉比例略微降低，降低幅度在3.5%左右，0.03~0.28 μm的极细孔喉比例增加，增大幅度在4.5%左右。这是因为在返排过程中，近39%的中~粗孔喉由于酸化二次沉淀物、酸蚀残余微粒的运移被堵塞、分割，部分形成中~细孔喉，堵塞程度大的则形成极细孔喉，最终导致孔隙体积较酸化前仅增加125%，酸化实验前后岩心铸体薄片对比见图7。由图7可知，富钙质胶结储层土酸酸化不完全形成的酸蚀残余矿物、酸岩反应强烈区域的失稳细粒以及酸化二次沉淀物在酸化后的快速返排期随返排液分割堵塞酸蚀大孔喉是造成酸化效果变差的主因。因此，针对高钙质胶结低渗储层，不宜选择土酸等酸岩反应过快的强酸体系。
T油田目前存在以下问题：①富钙质胶结低渗储层强酸酸化酸液反应不均，加剧了储层的非均质性；②酸化后高价金属离子质量浓度过高，形成二次沉淀物，造成堵塞伤害；③未充分溶蚀完全骨架矿物，形成大量可运移微粒，返排过程中运移堵塞中~粗孔喉。为解决上述问题，采取以下改进措施，以提高该类储层的酸化效果。
1） 酸化结束后，采用气举排酸，避免残酸在油气层中停留时间过长造成二次沉淀、结垢堵塞储层。
2） 酸化增产后控制排量生产，避免生产速度过高造成大量酸蚀残余物质剥落运移。
3） 采用多氢酸等缓速酸体系，减缓酸液与地层岩石的反应，达到深部酸化的目的[12-14]。根据溶蚀实验优选形成了一套多氢酸体系，前置酸配方（w）为5%HCl+6%SA601+1%SA；主体酸配方为：5%HCl+4%SA602+7%SA702+1%SA；后置酸配方为：5%HCl+4%SA601+1%SA。采用与土酸评价实验相同的方法开展上述多氢酸体系配方的岩心模拟驱替实验，酸液体系用量为w（前置酸）∶w（主体酸）∶w（后置酸）=31∶42∶30，返排后岩心渗透率相比酸化前提高了62.61%，更少酸液用量下渗透率较原土酸提高了26%。
以T6井为例，该井于2023年1月20日投产，射孔段4420~4463 m，投产后油压0.24 MPa，日产油3.82 m3，日产水0.18 m3，含水率4.45%，产量较低。4月28日，对射孔井段采用改进后的解堵措施进行酸化增产，前置酸、主体酸、后置酸三个段塞的总酸量203 m3。酸化后气举排酸，排酸见油后最高日产油量25.34 m3，日产液量30.65 m3，控制日产油量11.34 m3，日产液量14.65 m3，产能至今仍维持在10 m3/d以上，持续有效，措施中有效期已超过8个月，远高于前期土酸酸化井的有效期。
1） 对于富钙质胶结物低渗储层，强酸酸化主要存在以下问题：①酸液反应不均，相对高渗区酸蚀强烈，相对低渗区酸蚀不完全，加剧储层非均质性；②酸化后高价金属离子含量过高，易形成二次沉淀物，造成堵塞伤害以及未充分溶蚀完全的矿物残余物，形成大量可运移微粒，返排过程中运移堵塞中~粗孔喉等伤害类型。
2） 提出气举快速排残酸、控制酸化解堵后油井产液速度、采用多氢酸体系等改进措施，室内实验结果表明改进后的多氢酸体系对该区块岩心渗透率的改造幅度相比土酸提高了26%。现场实施后提高了富钙质胶结低渗储层的酸化改造效果，措施井有效期已超过8个月。
2025, Vol. 54 Issue (2): 113-118 2025, Vol. 54 Issue (2): 113-118