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。      

塔河油田碳酸盐岩储层自生酸深穿透酸压技术

随着塔河油田碳酸盐岩油藏勘探开发区块向外围扩展,储层条件越来越差,需要通过酸压提高产能,高温条件下常规酸液酸岩反应速度快、滤失量大等问题严重影响了酸液深穿透效果。为此,研制了一种在高温下缓慢生酸的耐温型自生酸体系,该体系由高聚合羰基化合物（A剂）和含氯有机铵盐类（B剂）组成。室内试验结果表明,A剂、B剂的体积比为1:1时生酸能力最强,自生酸具有较低的酸岩反应速率及较好的酸蚀裂缝导流能力,且与塔河油田地层水及常用工作液体系的配伍性良好。该自生酸体系在塔河油田累计应用15井次,油井酸压后的自喷时间和产油量比邻井（未应用自生酸酸压）平均提高了1.5~2.5倍,取得了较好的增油效果。研究表明,自生酸深穿透酸压技术能够满足塔河油田碳酸盐岩储层深穿透改造的要求。      

富满油田超深碳酸盐岩酸压液体体系优化组合及应用

塔里木油田富满区块储层埋深大，地层温度高，常用的缓释酸面临高温下酸岩反应速度快，存在人造裂缝远端刻蚀性差等问题，严重制约了储层酸压改造效能。文章选取了由两种主要成分构成的自生酸体系，通过相关实验分析了其在不同温度下的生酸能力与低温稳定性，并借助Meyer和FracPT软件对酸压工艺进行了优化模拟。实验结果表明：其在低温下生酸速率慢、稳定性强，而在110℃以上时生酸速率显著加快。同时，自生酸对远井地带的刻蚀效能优于胶凝酸、交联酸与转向酸，结合优化模拟情况，可根据具体井型、井—储关系与储层特征，确定同时适配近中远距离的酸压改造工艺。现场施工实践证明，该酸压改造工艺能够大幅提高地层的导流能力，实现深穿透改造目的，定产时折日产油达624 m³。所选取的自生酸体系对产层的深度酸压改造效果明显，在高温超深井储层酸压改造中具有极大推广潜力。     

酸蚀裂缝导流能力实验与酸压工艺技术优化

使用ＦＡＴＳＣ 实验模拟装置研究了酸用量、酸类型、岩性、岩石纹理、溶蚀量、温度、缝宽、注入速率和注入方式等因素对酸蚀导流能力的影响。结果表明：高闭合应力时,交联酸更有利于提高酸蚀裂缝导流能力;酸蚀导流能力受岩性和岩石纹理分布影响大,与岩石的酸溶解量线性关系较差;高温时酸蚀裂缝容易形成不连续、较深的点蚀坑,酸反应局部消耗多,降低酸蚀导流能力;交联酸与胶凝酸交替多级注入、闭合酸化等技术有利提高酸蚀导流能力。基于实验结果,对不同岩性碳酸盐岩提出针对性酸压工艺优化技术：纯灰岩使用交联酸酸压工艺、含泥灰岩使用交联酸与胶凝酸交替注入工艺、闭合酸化工艺。优化的酸压工艺技术现场应用后取得了很好的效果。     

胶凝酸闭合酸压工艺在YB高温超深储层中的应用

YB气田碳酸盐岩储层具有“埋藏深、温度高、压力高和基质孔渗性低”的特点．完钻井射孔自然产能低,需要通过储层改造获得好的油气产能,酸压是该储层获产的主要技术手段。针对储层特征,通过室内研究形成了高温低缓蚀低摩阻胶凝酸酸液配方,并形成了闭合酸压工艺技术,实现了深度酸压,增加了酸蚀缝长和裂缝导流能力,达到了深度改造的目的。通过优化施工参数,在YB地区多口井现场应用,酸化效果显著,单井测试气产量达在10×10 4 m3／d以上,显示出YB地区碳酸盐储层广阔的勘探开发前景。     

低固相胶凝酸对川东北地区碳酸盐储层改造技术研究

酸化作业是川东北碳酸盐岩油气藏增产措施之一,目前常规的酸液体系在川东北深井高温条件下不能形成较长和具有一定支撑能力的酸蚀裂缝。文章考察了低固相胶凝酸液体系的适应性及酸压工艺的选择,实验表明低固相胶凝酸具有良好的热稳定性和缓速性能好;低固相胶凝酸酸液体系在川东北碳酸盐气藏条件下能形成较长和具有支撑能力的刻蚀裂缝;改变酸压工艺也能显著的提高其在油藏条件下的酸蚀裂缝导流能力,完全能够满足酸压施工要求,对川东北碳酸盐油田资源的开发具有现实意义。     

低弹性模量碳酸盐岩储层裂缝导流能力实验研究

中东及中亚地区碳酸盐岩储层弹性模量较低,仅为中国碳酸盐岩储层弹性模量的1/2~1/3。这类储层酸压后增产有效期短、裂缝导流能力难于保持。为此开展了室内实验,研究储层弹性模量、排量和酸压工艺对裂缝导流能力的影响。结果表明:对于低弹性模量(＜20 GPa)碳酸盐岩来说,采用胶凝酸酸压,在闭合应力超过20 MPa后导流能力无法保持;对于低弹性模量碳酸盐岩,高排量比低排量的导流能力强。高闭合应力条件下,闭合酸化可以有效提高裂缝导流能力,且闭合酸化时低排量注酸导流能力提高效果更好。中东S油田碳酸盐岩酸压后虽然产生大量的酸蚀蚓孔,但没有形成有效的导流能力,采用加砂压裂后导流能力更好。     

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。     

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。     

酸液对酸蚀裂缝导流能力影响的研究

采用塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心,在不考虑酸液滤失的情况下,用Nierode-Kruk方法,通过室内实验评价了酸液用量、温度、酸液体积分数、组合酸等因素对长效酸（高温胶凝酸、变黏酸和自转向酸）酸蚀导流能力的影响规律,分析了闭合压力对导流能力的影响程度。研究表明：酸蚀导流能力和刻蚀强度由强至弱依次为高温胶凝酸、自转向酸、变黏酸,且随酸液体积分数和用量的增加,酸蚀导流能力逐渐增加,但裂缝导流能力保持率的变化趋势有所不同;高温胶凝酸在高温状态的酸蚀导流能力较高;高温胶凝酸和自转向酸的组合产生的裂缝导流能力最大。现场应用长效酸进行酸化压裂施工取得了良好的效果,该研究成果在优化酸化压裂施工设计和提高现场施工效果方面具有一定的参考价值。     

TP区裂缝孔洞型碳酸岩储层复合改造技术研究

TP区是塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏主力产油区块之一,在高温、高闭合压力条件下,常规酸压形成的酸蚀裂缝穿透距离受限且易发生闭合,酸压投产后表现出快速递减特征。通过实验研究开发了水力加砂压裂+酸压复合改造技术,前期利用冻胶携砂以提高人工裂缝远端导流能力,后期采用酸液刻蚀来提高近井导流能力和改造范围,从整体上提高人工裂缝导流能力及其保持率。水力加砂压裂+酸压复合改造技术在TP区现场实施6井次,建产率达到83.3%,累产油3.76×104 t,表明该技术在低品位裂缝孔洞型碳酸盐岩油藏具有较强的适应性。     

狮29斜井措施地质评价及深度酸压技术应用

狮29井储层处于狮子沟油田狮20井区构造油藏裂缝发育带，完井产能高，但因油水层间互，含水高，由于裸眼完井，措施处理对井筒的稳定性、改造的针对性要求高。该井近井地层采出程度高，酸压增产就必须形成足够长的高导流酸蚀裂缝，连通远井地层的裂缝系统和聚集空间。为了提高液体效率和油层处理强度，建议打水泥塞封堵下部产层，酸压上部主力油层，并通过技术方案的优化，采用胶凝酸与变粘酸交替注入酸压＋闭合酸化工艺，提高酸蚀裂缝长度与酸液穿透深度。而变粘酸具有低摩阻、低滤失、缓速性能，以及酸液的转向作用，增强了酸蚀裂缝的沟通能力。通过狮29斜井的现场实施与生产制度控制，增产倍比达到5，取得了较好的增产效果。     

酸压技术在河南油田白云岩储层的应用

针对河南油田云 2井白云岩储层的特点 ,根据大量的室内试验 ,评选出酸压的胶凝酸、普通酸、复合酸酸液配方 ,其酸液腐蚀速度 2 4 75 3g/m2 ·h ,铁离子质量分数 82 91% ,表面张力为 2 8mN/m。确定了胶凝酸→普通酸→胶凝酸→普通酸→复合酸→活性水的酸压工艺 ,利用普通酸与胶凝酸交替注入实现深穿透 ,复合酸作为封口剂 ,避免近井地带污染堵塞。同时全面考虑井筒温度场及裂缝温度场、裂缝几何尺寸模拟、酸岩反应参数和酸蚀裂缝参数 ,制定了云 2井酸压施工方案 ,2 0 0 3年 1月 1日该技术首次在河南油田进行了现场施工 ,并取得成功。     

大型酸压技术在富台油田潜山油藏勘探中的应用

富台油田下古生界潜山油藏储层基质渗透率低、裂缝和溶蚀孔洞发育、普遍受到污染,采用酸化压裂措施改造油层以增加油井产能。根据地层测试资料和压力曲线特征,结合储层静态资料指导选择酸压井层及酸压规模,进行常规酸预处理。采用胶凝酸和压裂液交替注入的闭合酸化工艺,增产效果显著,对改善该区深井、超深井的潜山储层的裂缝导流能力、提高油层渗透率和解除油层的污染状况有明显效果。     

深度酸压自生酸酸液体系研究

目前深层、超深层碳酸盐岩储层存在温度高和物性差等特点，常规酸压技术的酸岩反应速率过快，酸蚀裂缝导流能力低，无法实现深部酸压，储层改造效果差。针对此类问题，设计了一种新型自生酸酸液体系，并通过室内评价实验对酸液体系性能进行评价，结果表明自生酸酸液体系可有效实现深度酸压的目的。     

酸压技术在新场复杂砂岩气藏的应用

新场气田须家河组属于低渗透、超致密砂岩储层,岩性变化大,类型复杂,非均质性较强,物性条件不理想。目前,这种复杂砂岩储层的增产改造工艺是困扰酸化压裂界多年亟待解决的难题。针对新场气田855探井的具体情况,首次提出将胶凝酸平衡/闭合酸压工艺作为改造此类储层的手段,给出了该工艺的原理和设计思想。现场施工表明该工艺能够延长酸岩反应时间,压开具有相当导流能力的酸蚀裂缝,返排时即可得到一定产气量。这对于胶凝酸平衡/闭合酸压技术在四川地区乃至全国的推广和应用具有一定的指导意义。     

元坝陆相气藏裂缝型致密砂岩储层酸压技术

元坝陆相致密砂岩储层具有低孔、低渗、非均质性强等特征,储层微裂缝发育,加砂压裂造缝困难而施工作业难度大、安全风险高、改造效果差。由于该气藏储层含钙质胶结物或钙屑,因此采用酸压技术是降低储层改造风险的有效措施之一,但常规土酸酸化也面临着酸液滤失大、腐蚀性强、酸蚀速度快、施工泵压高等问题。实验和现场应用试验表明,采用胶凝盐酸和胶凝土酸分别作为前置酸和主体酸进行"前置酸酸压+主体酸闭合酸化"施工能有效降低酸岩反应速度、酸液腐蚀程度、酸液滤失量、施工摩阻和施工泵压,进而降低施工作业难度,确保酸蚀裂缝的高导流能力,获得良好的增产效果,可实现元坝陆相裂缝性致密砂岩储层的有效改造。     

塔河油田深穿透酸液体系性能研究

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏酸压滤失量大、酸蚀裂缝穿透距离有限等问题,优选出3种适合塔河油田深穿透酸压的工作液体系,即FRK-V180高温胶凝酸体系、KMS-50变黏酸体系和SRGE地面交联酸体系。对3种酸液的黏度、溶蚀率、酸岩反应动力学参数、H＋传质系数、携砂性能及破胶性能等进行了考察,为塔河缝洞型碳酸盐岩储层实现深穿透改造提供技术支持。     

高温高粘胶凝酸体系合成及性能评价

为了适应富台油田和渤深6井区深层、高温碳酸盐岩油藏酸化压裂改造的需要,通过反相乳液聚合反应合成了一种新型的YLG-1高分子共聚物,将该共聚物溶解到盐酸中,可以形成一种新型的耐高温胶凝酸体系。室内实验表明,该胶凝酸体系在质量分数为25%的盐酸中,当温度达到170℃时,其粘度值仍大于25mPa·s。利用YLG-1胶凝剂配制的胶凝酸体系,可以有效地提高酸液的粘度,降低胶凝酸岩与碳酸盐岩岩心的反应速度,提高酸刻蚀裂缝的穿透深度。在富台油田和渤深6井区碳酸盐岩油藏的酸化压裂中取得了较好的应用效果。     

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.