超深高温碳酸盐岩自生酸深穿透酸压工艺研究与应用

针对塔河油田超深、高温碳酸盐岩油藏酸压改造中,常用胶凝酸酸岩反应速度快、裂缝远端酸蚀导流能力低、无法实现深穿透改造的难题,研究形成了自生酸深穿透酸压工艺。该工艺由自生酸前置液酸压和胶凝酸闭合酸化构成,利用自生酸在高温条件下逐渐生成较高浓度盐酸的特性,对裂缝中远端岩石进行有效刻蚀,实现深穿透改造;低排量下采用普通胶凝酸闭合酸化,提高近井导流能力,实现提高裂缝整体导流能力的目的。现场在TH-1井成功开展了自生酸深穿透酸压工艺试验,增油效果良好,证明了自生酸酸压工艺在高温储层改造中的优越性。     

SECTT产出剖面动态监测技术在碳酸岩气井暂堵酸化评价中的应用

四川盆地碳酸岩气储层厚度大,非均质性强,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层分布范围广,不同类型储层酸化改造动用状况差异大。近年来不断尝试探索新工艺新技术优化碳酸岩气井酸化压裂改造措施,以实现各类储层均匀布酸,提高单井产量。转向酸+可溶暂堵球作为一种新型的酸压技术开始应用于碳酸岩气酸化改造,通过优化酸液用量和暂堵球投球次数及投球量,实现在不同类储层上均匀布酸。传统的生产测井只能识别储层机械分段的改造效果,不具备评价暂堵分段改造效果的能力,一种新型安全、环保的化学示踪剂产剖测试技术很好的解决了这一难题。伴随每一段酸液分别注入一种特定的气溶性和水溶性化学示踪剂,对该段酸液动用储层的产出气和返排液进行标记,根据示踪剂在返排测试阶段的产水产气情况,评价暂堵球的分级转向效果和各类储层的动用状况,以进一步指导施工方案优化,提高措施效果和经济效益。     

多级暂堵转向技术在高石梯——磨溪储层改造中的应用

在四川盆地高磨地区碳酸盐岩储层改造过程中存在施工井段长、储层非均质性强、酸液均匀铺置难等问题。为更好地解决这类碳酸盐岩储层改造酸液铺置问题,通过室内研究与现场应用,形成一种新的适用于气井的可溶球+转向酸多级暂堵转向技术。室内实验结果表明可溶球降解率高,能满足天然气井现场施工需求,同时从现场实施效果来看,多级暂堵转向后酸液转向效果显著。多级暂堵转向技术为长施工段、非均质性高温储层酸化改造提供了新的技术方法,具有重要应用价值。     

四川盆地龙王庙组气藏储层改造技术及其应用效果

四川盆地中部磨溪构造下寒武统龙王庙组气藏具有高温、高压、含H2S等特点,视均质中高渗储层厚度是气井高产的地质基础,天然缝洞良好搭配是气井高产的关键因素。过平衡钻进导致天然裂缝开启,易发生钻井液漏失,储层伤害严重,实验评价结果显示,钻井液对储层天然裂缝岩样伤害率为82.2%~89.2%,严重制约了气井产能的发挥。基于此,有必要深化实验评价技术和方法,以此来提升工艺技术参数设计的针对性。研究结果表明:①优选的胶凝酸和转向酸具有缓速、解堵效果且能够有效形成酸蚀蚓孔,充分解除钻井液污染堵塞;②研制的纤维转向剂和可溶性暂堵球能够起到转向效果,井底处理压力增加5~15 MPa,实现非均质储层的均匀改造;③基于酸液穿透和酸岩反应等实验评价,推荐出解堵酸化合理的施工排量为3.0~3.5m3/min,用酸强度为3.0~5.0m3/m;④形成的解堵和转向酸化技术现场推广应用20余井次,增产效果显著,充分发挥了气井自然产能,同时降低了用酸规模。上述技术措施有效提高了该气藏的开发质量与效益。     

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。      

高磨地区非均质储层转向酸导流能力研究

针对四川盆地高磨地区碳酸盐岩储层非均质性强、渗透率差异大的特点,分别从酸液含量、储层温度、注酸排量、酸液用量等方面开展了不同类型转向酸导流能力研究。实验结果表明:在相同条件下的高酸含量黏弹性转向酸体系刻蚀岩板形成的酸蚀裂缝导流能力高于低酸含量黏弹性转向酸体系的导流能力;随着酸液含量、储层温度、注酸排量及酸液用量的增加,酸蚀裂缝导流能力增大,但当酸的体积分数大于20%以后,转向酸酸蚀裂缝导流能力增加有限。研究的转向酸导流能力成果在高磨地区开展了现场应用,实现了气井的高导流能力,测试产气量达80.01×10⁴ m³/d。      

元坝海相超深水平井均匀布酸技术研究及应用

碳酸盐岩水平井酸化改造的关键问题是水平段如何均匀布酸,常用方法是采用多级暂堵工艺。但元坝海相长兴组气藏由于埋藏超深、温度高,常规的暂堵剂无法满足施工要求。为此,研制了新型有机纤维暂堵剂,输送介质采用高黏压裂液,室内实验测试可降低岩心渗透率1 000倍以上,具有较好的物理暂堵效果,同时纤维在高温酸液中溶解率高,实现了暂堵后零残留。酸化前利用液氮诱喷钻井液净化水平井井筒,酸化工艺采用多级暂堵交替注入,依据水平段储层分布及衬管段确定暂堵级数,暂堵液与胶凝酸以“初期低排量、暂堵定排量、后期大排量”的方式交替注入,实现水平段的均匀布酸。该工艺在现场实施4口井,暂堵有效率近80%,增产有效率100%,表明对深层碳酸盐岩水平井改造有较好的针对性。     

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。     

合川—潼南地区投球暂堵限流酸压工艺

合川-潼南地区海相储层埋深4 000～4 500 m,属于深层海相酸性气藏，具有储层温度高、非均质性强、水平应力差值较大、部分层位厚度大等特征，难以实现均衡酸压改造，需采用暂堵等措施来提高纵向上改造程度，以达到各小层酸液均匀进液的目的。结合暂堵限流酸压工艺需求，评价了研制的耐高温暂堵球，该暂堵球在120℃条件下8 h内完全降解，封堵强度达40 MPa以上；优化了暂堵球大小、用量、泵送排量及投注方式，形成了投球暂堵限流酸压工艺技术。现场试验及推广应用表明，泵注压力上升了2～4.2 MPa,暂堵限流效果明显，有助于酸液进入最小水平主应力相对较高的射孔段，从而实现均衡改造。     

裂缝型碳酸盐岩储层暂堵转向酸压实验评价与工艺优化

四川盆地茅口组储层天然裂缝发育程度不同,非均质性强,均匀布酸困难,导致储层目标层段改造不均匀,影响单井储层改造效果。为提升强非均质裂缝型储层的整体改造效果,基于3D打印裂缝岩板模拟技术,模拟研究了不同完井方式下非机械方式暂堵转向工艺,优选了耐温、承压能力的暂堵转向材料,评价了不同裂缝下暂堵转向材料含量、粒径组合等设计参数及其封堵能力。实验结果表明:优选的暂堵材料承压达15 MPa,150 ℃降解率＞98%,适用于四川盆地茅口组裂缝型储层条件；针对射孔完井的暂堵球投球总数需为炮眼数的1.1~1.3倍,暂堵纤维和2 mm暂堵颗粒组合可有效封堵3 mm裂缝,并明确了暂堵纤维及暂堵颗粒设计加量。暂堵转向实验评价丰富了强非均质裂缝型储层非机械方式均匀改造技术,为提高单井储层改造效率及现场施工提供了理论依据。      

水平井精细分段深度酸化压裂技术研究与应用

四川盆地高石梯-磨溪地区震旦系灯影组碳酸盐岩气藏储层具有超深、高温、低孔低渗且非均质性强的地质特征,为储层改造带来新挑战,当前的改造工艺需进一步优化.通过室内实验和理论研究,对储层可压裂改造性进行量化评价,优选酸液体系和酸化压裂工艺,优化注酸排量和注酸强度等参数,形成了水平井精细分段深度酸化压裂工艺,并进行了现场应用....     

川西南靖和1井茅口组立体酸压技术

川西南地区以五峰组—龙马溪组为页岩气主力生产层位,过路井在茅口组均有良好气测显示,为落实茅口组的潜力,部署靖和1井作为茅口组专层预探井.针对邻区茅口组酸压改造中酸蚀有效作用距离短、改造体积受限等问题,分析了靖和1井钻遇地层的裂缝及孔隙发育特点,从全三维酸蚀裂缝扩展、酸压入井液体以及配套工艺参数入手,研究应用了立体酸压技...     

杨税务深潜山AT3井复合酸压改造工艺技术

廊固凹陷杨税务潜山奥陶系碳酸盐岩油气藏储层具有埋藏深、温度高、岩性致密、非均质性强等特点,实现有效改造、达到高产稳产的难度大。因此,研究了"多级注入酸压,纤维（颗粒）暂堵转向,加砂酸压"三项工艺,优选了"高温中性交联压裂液、高温清洁自转向酸、低摩阻滑溜水"3种措施液体系及暂堵转向（剂、球）技术,形成了具有耐高温、低摩阻的措施液体系,以及复合转向及多级注入加砂酸压工艺。在该区AT3井进行了现场应用,获得了日产气50×104 m3,日产油35 t的良好效果,实现了均匀酸化、造复杂缝网、沟通远井区域优势储层、提高纵向动用程度、提高人工裂缝导流能力的目的,满足了该类型储层大型体积酸压改造的需求。      

四川盆地下寒武统龙王庙组气藏转向酸酸化模拟及其应用

四川盆地下寒武统龙王庙组气藏白云岩储层溶蚀孔洞、天然微裂缝均发育,储层较强的非均质性和严重的钻完井液伤害导致均匀布酸困难,特别是对于长井段大斜度井和水平井酸化改造则更加困难。为此,从黏弹性表面活性剂转向酸转向变黏机理和流变行为研究入手,优选转向性能好且二次伤害低的转向酸作为主体酸液,根据流变行为实验结果拟合有效黏度经验模型,耦合双尺度蚓孔扩展模型,建立自转向酸酸化数学模型,模拟长井段大斜度井非均匀伤害下转向酸酸化的pH值、Ca~(2+)浓度、有效黏度和蚓孔形态等,并对比了胶凝酸和5%VES转向酸酸化的蚓孔形态、流量分配和吸酸剖面。结果表明:转向酸可明显地改善强非均质性储层的吸酸剖面,增强对低渗透储层的改造力度。针对该盆地龙王庙组白云岩储层强非均质性和钻完井液伤害复杂性,形成了长井段割缝衬管完成大斜度井和水平井变VES浓度转向酸酸液置放技术,现场应用8井次,累计获井口测试天然气产量1 233.46×10~4m~3/d,平均单井增产倍比达到1.95,该技术有力地支撑了对龙王庙组特大型气藏的高效开发。     

一种新型耐高温碳酸盐岩酸压胶凝酸及其应用

酸压改造是高效开发碳酸盐岩储层油气资源的关键措施,酸压工作液的性能及其与储层的适用性是成功增产的前提。针对现有酸液不能很好满足深层高温储层酸压改造需求的难题,优选研发了一种新型耐高温碳酸盐岩酸压胶凝酸体系,对其进行了综合性能评价和现场试验。性能评价和现场试验结果表明:新型胶凝酸使用的胶凝剂（0.8%）降阻率达68.5%;180℃下缓蚀剂和新型胶凝酸对N80试片的缓蚀率达96.70%和98.03%;新型胶凝酸在180℃和170 s-1连续剪切70 min后黏度保持在23.0 mPa·s;在180℃下老化4 h后,胶凝酸保持均相,未出现沉淀、残渣、分层等现象。新型胶凝酸的酸岩反应速率约为现场在用常规胶凝酸的一半。这些性质有利于降低施工难度和风险,实现深穿透储层,形成更长的酸蚀裂缝,实现深度改造和有效提产。新型胶凝酸在高温碳酸盐岩酸压现场试验中获得了初步成功。该新型胶凝酸能够满足180℃碳酸盐岩酸压改造需求,将进一步推广应用。      

水溶性无机盐颗粒转向酸的制备与应用

为提高酸化压裂的措施效果,根据同离子效应制得水溶性无机盐颗粒转向酸,研究了其制备过程、配方优选。通过调整酸盐配比可控制影响封堵转向效果的重要因素之一的固体含量;改变搅拌速率、氯化钠溶液滴加速率、分散剂种类和加料顺序,可将水溶性无机盐颗粒粒径控制在10.0~40.0 μm范围内。采用双岩心流动实验对该水溶性无机盐颗粒转向酸的性能进行了室内测试,突破时间为15 min,突破压力为2.8 MPa,酸化后低渗透率岩心的酸化改造率为45.5%,说明该转向酸转向性良好。现场应用测试中注入转向酸化液后,油压和套压均有上升,说明暂堵转向成功。酸压后返排率达77.5%,测试产气量13.6×104 m3/d,验证了水溶性无机盐颗粒作为转向材料的可行性。     

酸压裂缝体形态与流动能力的控制因素——以鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五_5亚段储层为例

立体改造技术是实现非均质碳酸盐岩油气藏立体开发的关键技术之一,而控制酸压裂缝体的形态和流动能力则是其核心。为了揭示控制酸压裂缝体形态和流动能力的主要因素,选取鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段露头岩样,针对"滑溜水+高浓度酸液"酸压工艺,采用岩石力学真三轴耦合系统开展室内物理模拟实验;采用CT扫描技术来表征酸压裂缝体形态及获取裂缝宽度;在此基础上,研究了酸压裂缝体形态控制因素;然后,通过对裂缝系统的渗透率进行测试,分析了酸压裂缝体流动能力的控制因素。研究结果表明:①大牛地气田马五5亚段储层平均水平应力差异系数为0.25,酸压后能够形成复杂裂缝体;②酸液对裂缝条数的影响不明显,其对水力裂缝的溶蚀、疏通作用增加了裂缝宽度,酸蚀缝宽是酸液在水力裂缝主缝与分支缝、靠近注液端的水力裂缝与远端水力裂缝中竞争流动、反应的结果 ;③该气田马五5亚段储层进行酸压改造时的合理注酸强度为12.0 m~3/m,注酸排量应大于等于6.0 m~3/min;④进行立体酸压设计时,需要针对特定储层改造对象,确定注酸量的合理范围及最小合理注酸排量,进而优化注酸规模,以实现对储层的充分改造。结论认为,所取得的研究成果可以为致密碳酸盐岩储层立体酸压的优化设计提供指导。     

致密碳酸盐岩酸蚀蚓孔研究

基质酸化是碳酸盐岩储层最早使用的解除储层污染的增产技术之一。但现场实践表明,对于微裂缝不发育的致密碳酸盐岩储层,基质酸化效果往往不佳。该文利用压裂酸化工作液动态滤失实验系统,进行了系统的岩心驱替实验。通过改变酸液注入速率、实验温度及使用不同酸液体系等方法,对致密碳酸盐岩储层孔隙基质在酸化过程中蚓孔产生的可能性进行了实验研究。研究表明：对于致密碳酸盐岩,由于基质渗透率非常低,在10MPa的驱替压差下．酸液仍然很难进入岩心基质,所以酸岩反应仅能在岩石表面进行,即使部分酸液进入基质孔隙内,由于残酸难以快速滤失,所以鲜酸难以迅速补充,使得酸岩反应的类型仅能停留在密集型溶蚀阶段,难以形成深穿透的酸蚀蚓孔。此外,通过岩心流动实验对比,分析了高渗露头及致密岩心的流动反应特点,证实酸液在高渗透岩心表面及天然裂缝发育处能形成酸蚀蚓孔。最后,通过理论分析认为．对于致密碳酸盐岩储层基质酸化很难形成深穿透的酸蚀蚓孔。     

考虑多重滤失效应的前置液酸压有效缝长模拟

为了提高天然裂缝较发育的碳酸盐岩储层酸化压裂设计的准确性和有效性,在采用经典裂缝拟三维延伸数学模型模拟前置液造缝过程中裂缝几何尺寸动态变化的基础上,结合液相反应平衡原理和局部反应平衡原理,建立了考虑天然裂缝、蚓孔及基质多重滤失效应的酸液流动反应模型,以现场实例井的酸化压裂改造为例,使用所建模型模拟前置液酸压注酸过程中裂缝内酸液渗滤过程及酸岩动态刻蚀形态,通过酸液沿水力裂缝长度方向的浓度变化和残酸极限浓度综合确定酸蚀裂缝有效缝长,并与压力恢复试井的解释结果进行了对比。结果表明:(1)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中,沿裂缝长度方向的酸液滤失速度非定值,滤失速度曲线呈锯齿状波动变化,在酸蚀蚓孔与天然裂缝相遇时酸液滤失速度普遍大于基质处的滤失速度;(2)裂缝—孔隙型储层酸化压裂过程中酸液滤失严重,酸液有效作用距离大幅度降低;(3)验证井酸化压裂解堵增产效果显著,该井试井解释结果与所建立的数学模型模拟解释结果相吻合,说明所建立的前置液酸化压裂数学模型可靠。结论认为,考虑多重滤失效应的前置液酸化压裂数学模型更适用于裂缝—孔隙型储层的酸化压裂模拟。     

鄂尔多斯盆地中部长6和长8储层特征及酸敏机理

运用铸体薄片、X衍射、扫描电镜、能谱、等离子发射光谱仪等分析测试技术,对鄂尔多斯盆地中生界延长组湖盆中部长6和长8储层酸敏特征及机理进行分析的结果表明,长6和长8储层的敏感性为改善-弱酸敏性.绿泥石膜的溶蚀作用是造成改善型储层的主要原因;绿泥石与盐酸的反应过程中,反应残余的绿泥石晶片堵塞喉道,这是形成弱酸敏型储层的主要原因.对酸敏残液分析结果表明,在一定时间内不可能形成Fe(OH)₃沉淀及堵塞喉道.因而,在储层酸化过程中应注入足量的酸化液,使残余物发生完全反应.但酸化液不宜在地层中滞留时间太长,否则易形成沉淀,从而降低渗透率.