胶凝酸反应动力学试验研究

胶凝酸是目前酸化压裂技术中广泛应用的一种酸液体系,具有良好的缓速、降滤失、造缝、携砂与减阻性能,并能减轻二次伤害,在低渗透油气藏改造中,可有效提高酸的穿透距离和酸蚀裂缝的导流能力.介绍了胶凝酸反应动力学的试验方法及基本原理,开展了普通酸和胶凝酸与灰岩的反应动力学试验,得出不同条件下的酸岩反应动力学参数及反应动力学方程.从试验结果可以看出,在相同温度和酸液浓度条件下,普通酸的反应速度大于胶凝酸反应速度,普通酸的反应速度为胶凝酸的2～3倍;温度对酸岩反应速度的影响较大,在相同酸液浓度下,温度升高,酸岩反应速度增加,其中普通酸反应速度增加明显,胶凝酸增加缓慢.     

大型岩板酸蚀裂缝导流能力及激光扫描物模试验

目前国内外对酸蚀裂缝导流能力的试验研究设备所用岩心尺寸过小,酸蚀距离有限,所得结果仅能反映近井地带酸液重复刻蚀的情况,对于预测酸蚀裂缝整体导流能力不够准确,无法考察酸液非均匀刻蚀对酸蚀裂缝导流能力的影响。针对这一情况,自主研制形成了模拟裂缝长度长达1 m的大型岩板酸蚀裂缝导流能力物模试验装置和大型岩板酸蚀表面粗糙度激光扫描测试仪,并形成了相应的试验技术。开展了不同酸液体系、酸液浓度、注酸排量和接触时间对酸蚀裂缝导流能力及岩板表面刻蚀形态影响的试验研究。试验结果表明:胶凝酸、变粘酸和转向酸3种酸液体系中,胶凝酸形成的导流能力最高;高质量分数酸液产生的导流能力在低闭合压力下较高,但随着闭合压力的升高比低质量分数酸液下降的速率更快;岩板表面刻蚀体积与酸蚀裂缝导流能力大小有较强相关性,整体上表现为刻蚀体积越大,导流能力越高。该项试验技术的形成对碳酸盐岩酸压设计的优化具有一定的指导意义。     

高温致密碳酸盐岩与胶凝酸酸岩反应速率测试方法研究

碳酸盐岩酸岩反应速率的测量方法包括：酸碱中和滴定法测定酸液消耗量、失重法测定岩石矿物的消耗量和Ca²⁺、Mg²⁺浓度变化（AAS法或ICP法）测定反应产物生成量,目前测试方法大多只采用了其中的一种,对各方法的适用性和可靠性鲜有对比研究。文章采用旋转圆盘实验测试等装置,对比了3种测试方法在高温条件
下胶凝酸与致密碳酸盐岩的酸岩反应速率结果。结果表明,失重法和AAS法可准确揭示致密碳酸盐岩与胶凝酸在高温条件下的酸岩反应规律;受高温取样酸液挥发和实验测试误差双重影响!酸碱中和滴定法未能揭示这一规律,且测量结果明显偏大;受酸液挥发影响,AAS法测量结果略小于失重法。失重法是测量高温条件下致密碳酸盐岩与胶凝酸反应速率相对可靠的方法。文章可为高温条件下致密碳酸盐岩酸岩反应速率测试方法的合理选取提供参考,确保酸岩反应速率测试结果的可靠,指导酸压方案设计。     

泥灰岩致密油自转向酸体系

为解决束鹿凹陷泥灰岩致密油储层以往改造中面临施工压力高、改造距离短和导流能力低的难点,根据泥灰岩酸岩反应特征,优化了自转向酸体系配方,开展了转向酸体系黏度性能、流变性能及破胶性能评价。利用岩心流动实验方法,研究了酸液对裂缝网络的沟通作用,明确酸液体系与施工参数对酸蚀裂缝网络的影响。实验结果表明,自转向酸具有低伤害、易破胶和易均匀布酸的优点,残酸浓度降低到5%时黏度可达到96mPa²s;酸液能够实现侧向对天然裂缝的大幅度沟通,满足泥灰岩储层改造的要求。对比不同改造工艺下裂缝导流能力,形成一套适合泥灰岩储层的转向酸压与加砂压裂复合的体积改造模式,该技术在ST1H井等3口井15段中综合应用,稳定日产量是以往的10倍。      

川东北地区碳酸盐岩储层深度酸压技术

川东北地区碳酸盐岩储层埋深大,致密化程度高,破裂压力高,地层温度高,施工摩阻高,微裂缝发育,酸压施工压力高、酸液滤失量大、酸蚀和酸岩反应速度快,酸蚀作用距离短,管柱腐蚀大,储层改造程度低,常规酸压改造增产效果差.大量现场应用试验表明,采用胶凝酸液和温控变粘酸液体系、“前置液+胶凝酸”及其多级交替注入和闭合酸压等深度酸压工艺能有效降低地层滤失,延缓酸蚀和酸岩反应速度,降低管柱腐蚀,增加酸蚀作用距离,显著提高酸蚀裂缝导流能力和天然气增产稳产效果.     

不同类型酸液指进可视化研究及应用

为了研究不同酸液体系在碳酸盐岩油藏酸压裂缝中指进的机理,利用研制的可视化酸液指进模拟试验装置,模拟酸压工况对不同注酸排量、不同压裂液/酸液黏度比、不同酸液浓度下酸液指进效果进行了评价。试验结果表明,整体上胶凝酸指进形态为根型,冻胶酸黏度高不会产生指进现象;重力、压裂液与酸液黏度比是决定指进形态的重要因素,重力影响酸液指进形态明显上向下发展,黏度比越大指进特征越明显;施工排量变化对酸液指进形态影响不大;随着酸液浓度增加,酸岩反应产生的CO_2越多,对酸液指进形态具有一定的破坏作用。采用低黏度的胶凝酸和大排量施工有利于酸液指进,依据实验优化结果制定了X井酸压施工方案,压后产能较常规工艺酸压井提高2倍,增产效果明显。     

超低浓度羟丙基瓜胶压裂液在煤层气储层改造中的应用

开发了一种适用于煤层气储层改造的超低浓度羟丙基瓜胶压裂液的交联剂ＧＪ－１,其具有长链多交
联点螯合能力、交联网络密集、交联时间短、冻胶的黏弹性较好等性能;过硫酸铵和低温酶复合体系实现了低温高
效破胶。从黏度、伤害等方面进行综合评价,结果表明,０．１５％改性羟丙基瓜胶ＧＪ与０．３％交联剂ＧＪ－１组成的交
联体系交联速度快,伤害率较低。控制低温酶和ＡＰＳ加量可以将破胶时间调节在２～８ｈ内且可控,破胶后残渣只
有３３ｍｇ／Ｌ,有效减小对煤层裂缝导流能力的损害。现场应用表明,这种超低浓度羟丙基瓜胶压裂液体系的加砂量
达到了设计要求,压后返排液破胶良好。     

四川盆地震旦系灯影组储层改造实验与应用

为了提升四川盆地震旦系灯影组储层的改造效果,研究了高温下不同酸液的酸岩反应速率、高闭合压力下不同酸液及不同注入方式下酸蚀裂缝导流能力保持率、酸液穿透实验最低穿透时间、酸蚀裂缝形态特征数值化特征表述及暂堵球转向暂堵效果。在此基础上,提出了适合灯影组储层改造的主体酸液类型,以及适合不同储层类型的主体改造工艺,优化了施工参数。现场试验18口井,平均单井获得井口测试天然气产量45.482×10~4m~3/d。结论认为:①酸岩反应速率影响因素大小为酸液类型温度转速酸液浓度同离子效应,灯影组储层酸化要考虑酸液类型、转速(施工排量)的优化及工艺上降温措施;②采用自生酸+胶凝酸+转向酸注入顺序不但能实现深穿透,而且能同时获得较高的导流能力;③孔洞型储层采用高温胶凝酸改造,非均质性强的储层采用高温转向酸实现均匀改造,岩性致密、裂缝及孔洞均不发育的储层宜采用自生酸与主体酸交替注入造长缝改造;④除了少数裂缝发育储层外,主体工艺应以深度酸压为主;⑤解堵酸化施工排量应不低于3.5 m~3/min;⑥可溶解暂堵球转向酸化工艺技术能够调整酸液在各酸化层的注入量,以实现对非均质储层的均匀改造。     

高温酸化杂化胶凝剂的研制与性能评价

酸化是油气增产作业中的重要措施,但在高温强酸环境中,常规酸化胶凝剂的功能基团作用有限,且加量大,残酸不易处理,抗高温能力不足。针对以上问题,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、疏水单体和烯基聚倍半硅氧烷分子纳米粒子为原料,利用疏水缔合作用和纳米粒子强化作用,采用乳液聚合方法制备了胶凝酸用抗高温杂化胶凝剂。考察了疏水单体和纳米粒子加量对胶凝剂表观黏度的影响,采用傅里叶变换红外光谱仪和同步热分析仪对胶凝剂的结构进行了表征,并对其酸溶时间、抗高温性能、缓速性能和残酸黏度进行了综合评价。结果表明,最佳合成条件为：疏水单体的物质的量分数为0.75%,烯基聚倍半硅氧烷的质量分数为1.0%。该杂化胶凝剂加量低,易溶于酸液,具有较好的缓速性能,增黏效果突出。在170 s^-1的剪切速率下,将2.0%的胶凝剂溶于20%的盐酸中,常温下酸液的表观黏度可达到51 mPa·s,在180℃下胶凝酸液的表观黏度仍高于15 m Pa·s,具有良好的抗温性能。利用过氧化氢和过硫酸铵复合破胶后,胶凝酸液的残酸黏度仅为4.5mPa·s,便于返排。该胶凝剂可应用于抗高温的胶凝酸...     

多级注入闭合酸化工艺在克拉玛依油田的应用

多级注入闭合酸化工艺通过降低酸液的滤失、减缓酸岩反应速度和利用酸液的指进效应提高酸液有效作用距离,通过闭合酸化提高酸蚀裂缝导流能力,很适合酸溶成分较多的储层的增产.北403井和北404井目的层渗透率低,酸蚀矿物含量较高,适合多级注入闭合酸化工艺.施工时采用二级交替注入酸压工艺,以水基胍胶压裂液为前置液,采用胶凝盐酸作为主体酸.闭合酸采用普通盐酸.施工后,北404井初期产量接近100t/d,稳定产量15t/d,北403井稳定产量8t/d,两口井累计产油4730t,取得了良好的经济效益.     

顺南区块高温高压腐蚀机理及选材研究

顺南区块的腐蚀环境非常特殊,超高温、高压、高含ＣＯ２、低含Ｈ２Ｓ、高矿化度的多种组合极具挑战性,
特别是井下温度超过２００℃,常用的不锈钢材质的油套管和井下工具很难满足施工作业需要,高级不锈钢材质的油
套管又缺乏在该工况中的实验和现场使用经验,如何经济、安全选材成为顺南区块高效开发亟待解决的问题。通
过对１３Ｃｒ－Ｐ１１０超级马氏体不锈钢、２２０５双相不锈钢和２５０７超级双相不锈钢三种材料模拟顺南工况下腐蚀行为
进行实验研究,认为顺南井区的生产管柱可以考虑采用双相不锈钢和镍基合金两种材质管柱的组合,在双相不锈
钢开裂敏感温度区采用镍基合金管柱。     

顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术

顺北油气田碳酸盐岩储层具有超深、高温和高破裂压力等特点,酸压改造时存在酸蚀裂缝短、导流能力递减快等问题,为此,提出了应用深穿透酸压技术对超深碳酸盐岩储层进行改造的技术思路,并进行了技术攻关研究。合成了酸用稠化剂、高温缓蚀剂,研制了抗高温清洁酸,并进行了酸液非均匀刻蚀导流能力试验,分析了在闭合应力为20～90 MPa时仅注入清洁酸、仅注入胶凝酸和先注入清洁酸再注入胶凝酸3种注酸方式下裂缝的导流能力;同时,研究了酸液非均匀驱替流动机理,优化了非均匀刻蚀酸压工艺参数。研究发现,采用“清洁酸+胶凝酸”组合注入模式,不仅酸蚀裂缝导流能力有较大幅度提高,有效缝长也增加近1倍。超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术在顺北油气田进行了5井次现场试验,酸压施工成功率及有效率均达到100%,酸压后平均日产油107.7 m3,平均酸蚀缝长133.20 m,取得了明显的储层改造效果。研究认为,顺北油气田超深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术可极大改善超深碳酸盐岩酸压效果,可为国内类似储层的酸压改造提供借鉴。      

MX井深层白云岩储层非均匀酸化压裂技术

针对MX井深层白云岩储层酸液刻蚀裂缝导流能力不足的问题,设计了非均匀酸化压裂工艺,通过不同黏度、不同反应速度酸液的组合注入,在非均匀酸液分布和非均匀酸岩反应强度的双重作用下,可产生极强的不规则刻蚀。运用室内酸蚀裂缝导流能力评价技术,刻画了岩板刻蚀特征,测定了20~90 MPa闭合应力条件下的非均匀刻蚀裂缝导流能力。结果表明:交联酸+盐酸和交联酸+胶凝酸的交替刻蚀都在岩板上形成了明显的非均匀沟槽或坑洼,细长的酸蚀沟槽模式在高闭合应力下能提供较好的流动通道,大片的酸蚀坑洼模式在中低闭合应力下导流能力较高。MX井采用交联酸+胶凝酸二级交替刻蚀非均匀酸化压裂工艺,酸液黏度比为6.67,施工排量为5.5~6.0 m~3/min,压裂后初期日产油达到65 t/d。非均匀酸化压裂技术工艺简单,不额外增加措施成本,对于提高深层白云岩储层改造效果具有重要意义。     

同离子效应对不同酸液与碳酸盐岩反应的影响

用自主研发的酸液体系酸岩反应动力学参数测定装置,测定了4种酸液（常规酸、胶凝酸、转向酸、交联酸）与碳酸盐岩间的反应速率,并研究了同离子效应的影响。结果表明,常规酸、胶凝酸、转向酸、交联酸平均酸岩反应速率分别为6.0909×10^-6、5.4583×10^-6、10.6005×10^-6、4.8191×10^-6 mol/(cm²·s),加入CaCl₂和MgCl₂后的平均酸岩反应速率分别为3.3935×10^-6、5.1353×10^-6、9.0923×10^-6、4.7386×10^-6 mol/(cm²·s)。与鲜酸酸岩反应相比,加入同离子后,常规酸酸岩反应变得平缓,相同反应时间下的酸浓度增加;在反应8、4、12 min后,同离子效应分别对胶凝酸、转向酸、交联酸酸岩反应的影响增大。4种酸液的黏度大小依次为交联酸（250 mPa·s）＞胶凝酸（31 mPa·s）＞转向酸（18 mPa·s）＞常规酸（3 mPa·s）;加入同离子后,4种酸液反应速率降幅依次为常规酸（44.29%）＞转向酸（14.23%）＞胶凝酸（5.92%）＞交联酸（1.68%）。同离子效应的影响反比于酸液的黏度,黏度越大,同离子效应的影响越小。     

酸蚀裂缝导流能力实验研究

酸压技术是储层增产改造的重要手段之一,而导流能力是影响酸压效果的重要因素,运用酸蚀裂缝导流能力实验仪,分析酸种类、酸用量、酸浓度、岩性等对导流能力的影响,得出:酸种类对酸蚀效果影响程度的大小顺序为:高温胶凝酸>自转向酸>变粘酸;变粘酸随着酸液用量的增加对岩板导流能力的影响越来越大;随变粘酸酸浓度的增加,导流能力增大,而导流能力保持率先增大后减小说明变粘酸的浓度存在最佳值;酸液对灰岩的腐蚀能力最强,白云岩较弱,碎屑岩最弱。     

可携砂交联酸体系的研制与导流能力表征

室内研究形成一套耐高温可携砂的交联酸酸液体系,该体系在120℃、170 s-1条件下剪切60 min后黏度仍保持在70.9 mPa·s,具有较好的耐温、抗剪切能力;与塔河油田现用的胶凝酸相比,该新型交联酸反应速度更慢,腐蚀速率更小,携砂性能更好,说明该交联酸更有利于降低酸液滤失量,增加酸蚀有效作用距离。通过室内实验评价了其酸蚀后和携砂酸蚀后的裂缝导流能力,并引入激光扫描成像技术对裂缝形态进行数字化表征。实验表明,在不同闭合压力下,交联酸体系携砂酸蚀后的导流能力保持率较单纯酸蚀提升20%左右,说明该交联酸可用于携砂压裂工艺。     

酸化用酸液胶凝剂LY-1的性能

采用水溶液聚合的方法合成了酸化用酸液胶凝剂LY-1,并对其性能进行了评价。结果表明,LY-1具有良好的酸溶性、稳定性、抗盐性和缓速性。其在酸液中的溶解时间为75min;当胶凝剂在酸液中的质量分数大于1.5%时,胶凝酸黏度大于40.0mPa·s;随着温度升高,胶凝酸黏度降低,但在90℃时仍可达到30.2mPa·s;经过120min的剪切后,胶凝酸黏度仅下降4.0mPa·s;添加胶凝剂的体系持续反应80min后,残酸质量分数仍大于11%。     

碳酸盐岩油藏定点射流深度均衡酸压工艺研究及应用

桩西油田桩斜169块属裂缝性碳酸盐岩储层,采用打孔筛管完井,油层埋藏深、地层温度高、油层跨
度大,采用常规盐酸笼统酸压工艺易导致酸岩反应速度快、酸压不均匀。为此,评价了高温酸化缓蚀剂,优选出了
黏度高、穿透能力强的胶凝酸配方,优化了耐高温压裂液配方。在此基础上,开展了均衡酸压工艺优选以及参数优
化!形成了针对桩斜169块高温、深层、大跨度油井前置压裂液+胶凝酸多级交替注入的定点射流深度均衡酸压工
艺。现场应用表明,新型酸压工艺沟通了储层远处的天然裂缝,实现了纵向各层的均衡改造,取得了较好的改造效
果!为桩斜169块后续投产井的酸压改造提供了有效的技术支撑。     

耐温230℃的新型超高温压裂液体系

目前使用的天然植物胶压裂液,耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题,通过大量的室内实验,筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂,形成了一种耐温在200～230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明,这些添加剂协同作用下,形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系,该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能,并且显著降低了聚合物用量,可以实现完全破胶,对支撑剂导流层的伤害小。      

华北油田碳酸盐岩及复杂砾岩储层酸压改造技术

碳酸盐岩和复杂砾岩储层在华北油田具有广泛的分布,而且该部分储层的地质特征复杂,认识难度大,储层非均质性强,埋藏较深,使用常规的酸化技术很难实现长距离改造的目的.优选出一种新型的能提高酸液作用距离的清洁酸液体系及前置液酸压或者多级注入酸压技术.该体系具有良好的缓速性能,在80℃下的酸岩反应速率仅为盐酸的65%左右,抗温达120℃,破胶彻底,降摩阻性能好,对储层的伤害程度低,残酸对储层的伤害率仅为胶凝酸的32%左右,为常规瓜胶压裂液的20%左右.在虎X井的现场试验应用表明,该酸液体系结合新的工艺方法可以提高裂缝的深穿透性,有利于提高改造效果.