高温携砂酸液体系及其性能评价

携砂酸压已经成为碳酸盐岩地层储层改造的重要措施之一,而实现携砂酸压的关键问题是选择性能良好的耐高温可携砂酸液体系。针对目前国内外交联酸液体系剪切变碎、脱酸严重、交联剂用量大、成本高等问题,通过设计合成了新型酸用疏水缔合稠化剂和高效交联剂,优选出了最佳交联酸体系配方,并对该体系进行综合性能评价室内实验。具体配方为20%盐酸+0.8%稠化剂SRAP-1+0.8%交联剂SRACL（2:10）+2%高温缓蚀剂SRAC-1+0.2%铁离子稳定剂DF-1+1.0%助排剂SRCU-1+0.05%胶囊破胶剂JSP-8。综合性能评价结果表明,在大幅度降低交联剂用量的同时,该体系交联时间为89 s左右,具有良好的延迟交联特性;在140℃、170 s-1条件下恒温剪切2 h后黏度仍大于60 mPa·s,且交联状态仍然良好,无脱酸现象,完全满足现场施工要求,有很好的推广意义。      

“一井一制”聚合物注入段塞的设计与应用

原有聚合物驱的设计和实施采用“分阶段、统一段塞”的注入方式，即同一阶段内，注聚区的所有注入井注相同浓度的聚合物溶液段塞，不同阶段，聚合物溶液的浓度不同。这种方式没有区别各井区不同的地层参数，使有的井因粘度太低而仍存在聚合物窜流，而有的井则因粘度太高注不进去。根据孤东油田七区西Ｎｇ５２＋３层和八区Ｎｇ３～６层的聚合物驱工业性矿场试验中暴露出的问题，提出并实施了“一井一制”聚合物注入段塞，井与井之间、同一井的不同时段，其注入段塞也不同。为了实现这一点，根据流动系数、单井注入压力、吸水指数、启动压力、大孔道分布等５个条件，设计了５种段塞，在不同井、不同时段注入。１９９６年８月起在七区西的３７口井上实施，２６口井见效，到１９９７年７月，比原聚合物驱又增油２０１９０ｔ；在八区推广实施３个月，也取得明显增油效果。     

注入段塞对空气泡沫驱油效果的影响

泡沫驱特有的高粘度及在油层孔隙介质中渗流时不停消泡与起泡特点,使其即具有聚合物改善流度比、提高波及效率的作用,也能够抗高温高盐.通过室内驱替实验和数值模拟技术,依托高温高盐稠油的鲁克沁油田地质情况,研究泡沫注入段塞对驱油效果的影响.结果表明空气泡沫驱最佳注入段塞为：以改善水驱为主的深部调驱段塞（0.15 PV）和以段塞驱油为主的大段塞（0.45 PV）.泡沫段塞0.15 PV时,提高的采收率为8.59 ％OOIP,吨起泡剂增油量187.47t/t,综合指数16.10;泡沫段塞0.45 PV时其提高的采收率为14.65％OOIP,吨起泡剂增油量106.60t/t,综合指数15.62.     

优选三元复合驱注入段塞组合参数的新方法

根据大庆油田实际开发特点建立了理想地质模型,通过数值模拟方法分析主段塞、副段塞、前置段塞和后置段塞的碱、表面活性剂和聚合物三元复合体系化学剂含量、段塞大小等共12个因素对采收率增幅的影响规律,用多元非线性混合回归方法求得采收率公式,并利用函数最优值理论求得最大采收率及对应各个段塞因素的数值。研究结果表明:12个段塞因素与采收率呈现非线性关系,由此得出二次多元非线性回归公式,用函数最优值法求得的最大采收率为66.525%。用数学方法形成了一套三元复合驱前置段塞、主段塞、副段塞、保护段塞化学剂大小、化学剂配方优选方法,对三元复合驱数值模拟应用性研究具有重要意义。     

携砂酸液体系综述

储层改造方式主要为水力压裂、基质酸化、酸化压裂,然而在20世纪80年代初,国外公司研制的新型酸液具有的携砂性能,为在储层中产生具有较高导流能力的酸蚀支撑裂缝提供可能,此后酸携砂压裂技术被越来越多地研究[1]。文章重点从粘温性、携砂性和现场应用情况三个方面,对比和分析国内外报道的携砂酸液,分别是地面交联酸、清洁酸和乳化酸。结果证明地面交联酸的耐温性,携砂情况以及现场应用效果是最好的。同时,文章在总结对比的基础上,发现了一些在携砂酸液研究中存在的问题。     

塔河油田碳酸盐岩储层用新型长效酸液体系的实验研究

塔河油田碳酸盐岩储层酸压要求酸液具有耐高温、延缓反应速率和降低滤失速率的性能,为此需要研发一种新型长效酸液体系。通过优选聚合物、破胶剂和助排剂,筛选出一种新型长效酸液体系配方：20%HCl＋0.9%聚合物A＋2.5%缓蚀剂H＋1.0%助排剂C＋1.0%破乳剂Q。评价结果表明,该长效酸液体系耐温耐剪切性能好,腐蚀速度低,缓速性能及助排性能好。     

中东M油田碳酸盐岩储层酸液体系研究及应用

中东地区M油田主力开发层系为中高孔中低渗的孔隙-裂缝型碳酸盐岩油藏,酸化是储层改造的主要技术手段。由于储层裂缝溶洞发育,非均质性强,酸液滤失量大,作用距离有限,需要结合缓速及暂堵转向技术,实现对非均质储层的深度处理。针对该油田储层特征,对目前碳酸盐岩主要缓速酸液体系（胶凝酸、转向酸、交联酸、乳化酸和螯合酸）性能进行了综合评价对比,优选转向酸体系。转向酸体系在现场累计应用30余井次,作业后单井平均增油量逾200 m3/d,增产效果显著。     

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。     

深井超深井碳酸盐岩储层深度改造技术——以塔里木油田为例

塔里木盆地碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、油气藏类型复杂、非均质性强等特点,这使得储层深度改造技术成为世界级难题。在低伤害前置液、地面交联酸、乳化酸等材料技术飞速发展的基础上,通过建立大型物理模型,并对酸蚀裂缝导流、酸岩反应动力学等酸压裂机理进行深入研究,初步形成了适应不同储层特点的具有针对性的储层多元化深度改造技术,如深度酸压技术、水力压裂技术、交联酸加砂压裂技术等。塔里木油田碳酸盐岩储层改造的成果及现场应用情况也验证了上述工艺技术的有效性。     

深井碳酸盐岩储层深度酸压工艺技术探讨

依据影响碳酸盐岩储层酸压效果因素,并对塔河油田深井碳酸盐岩储层酸压技术难点进行了分析,提出了三种适合于塔河油田深井碳酸盐岩储层深度酸压改造的工作液体系即:胶凝酸、乳化酸、活性酸及其配套酸压工艺技术,并对四种深度酸压工艺及其特点做了简要介绍。     

超深碳酸盐岩储层携砂酸压技术

塔里木油田超深碳酸盐岩储层温度高,酸岩反应速度快,酸蚀裂缝长度短,闭合应力高,有效导流能力保持时间短,水力加砂压裂液为惰性液体,侧向沟通能力差。结合常规酸压和水力加砂压裂的优点提出交联酸携砂酸压技术。室内实验了交联酸的交联、携砂、耐温耐剪切和破胶性能,同时研究了酸对支撑剂性能的影响、酸岩反应对冻胶携砂性能的影响,验证了交联酸携砂酸压的可行性。现场应用表明:携砂酸压沟通了更多的储集体,增大了改造体积,为碳酸盐岩储层改造提供了一种新的技术手段。     

渤海超高温碳酸盐岩储层酸化技术

潜山碳酸盐岩储层是当前渤海油气勘探开发的重点领域,而酸化则是碳酸盐岩油气藏增产改造的关键措施。在研究渤海潜山超高温碳酸盐岩油气藏勘探开发的过程中,针对其超高温、埋藏深、物性差、非均质性强、测试层段长、含硫化氢等特点,通过相应的基础理论研究和技术研发配套,创新性地提出“非酸螯合+高温缓速缓蚀”相结合的方式。通过非酸螯合体系降温缓速、深部溶蚀,结合高温缓速缓蚀酸液激活天然裂缝、增大改造范围,形成了针对渤海潜山超高温碳酸盐岩储层的酸化技术。该技术在现场成功应用,探井A酸化后测试产气量增加55倍,增产效果显著。     

预交联复合调剖段塞注入方式室内研究

中低渗油藏预交联复合调剖段塞注入方式研究是工艺优化的一项重要内容.通过物模实验研究了三种基本段塞注入方式下复合调剖体系注入压力、高渗层分配堵剂比例变化以及低渗层污染深度的差异.结果表明:中低渗油藏条件下段塞注入方式对调剖的影响比高渗油藏显著;预交联颗粒在中低渗油藏中选择注入性较差,注入过程中压力上升较快;凝胶+颗粒同时...     

高温碳酸盐岩油藏酸压用酸液体系发展与应用现状

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储层改造存在高温条件下酸岩反应速度快、滤失量大的特点,常规酸液体系难以实现深度改造和提高酸蚀裂缝导流能力的目的.通过多年室内研究与现场试验,形成了以胶凝酸、变黏酸、转向酸、地面交联酸为主的多套酸液体系.通过高温流变实验,分析不同油藏类型酸压适合的酸液体系,指导单井酸压酸液选型和工艺优化,取得较好的现场应用效果.     

稠油油藏降黏化学驱注入方式优化

降黏化学驱是稠油油藏蒸汽吞吐后的有效接替生产方式,其注入方式对开发效果影响较大。基于降黏化学驱的驱油机理,建立油藏数值模拟模型对蒸汽吞吐后降黏化学驱动态特征进行了分析,基于注采能力和开发效果对注入段塞顺序进行了优化,并基于净现值法建立了蒸汽吞吐后降黏化学驱注入参数的优化模型,将油藏数值模拟技术和粒子群算法相结合,求解获得最优注入参数。研究结果表明,蒸汽吞吐后降黏化学驱可以有效降低地层中原油的黏度,含水率在快速上升后出现明显的下降;先注降黏剂后注聚合物为最佳注入段塞顺序;通过优化,目标区块最优降黏剂质量分数为0.28%,最优聚合物的质量分数为0.32%,最优降黏剂注入量为0.40 PV,最优聚合物注入量为0.36 PV。优化结果可有效提高稠油油藏的开发效果,注入方式优化方法对指导稠油油藏蒸汽吞吐后降黏化学驱的开发实践具有重要的意义。     

致密碳酸盐岩水平井分段酸压工艺技术

针对大牛地气田下古生界低渗致密碳酸盐岩气藏储层非均质性强、微裂缝发育、酸液滤失严重和直井酸压改造难以有效建产等问题,采用水平井裸眼完井、管外封隔分段压裂工具实施分段,并对孔隙型和裂缝-孔隙型储层分别优选低滤失的胶凝酸和黏弹性清洁转向酸或交联酸酸液体系进行分段酸压改造,从而降低了酸压施工风险,取得了显著的酸压增产效果,实现了该气田致密低渗碳酸盐岩气藏的经济有效开发,也为其它致密碳酸盐岩储层水平井的勘探开发提供了借鉴,值得推广应用.但鉴于水平井裸眼井段长、裂缝发育、酸液滤失量大、酸蚀裂缝短等问题,建议结合碳酸盐岩储层特征尝试采用套管固井来实施水平井的多级分段酸压改造.图2表参5     

高温深层非均质性碳酸盐岩水平井分段改造技术

碳酸盐岩非均质性强的特点决定了常规水平井分段改造优化设计方法不再适用,同时塔中地区高温、深层及缝洞发育等特点给储层改造液体和分段改造工艺带来挑战。从统计分析反映非均质性储层特征的资料出发,确定了基于改造设计为目的的压前储层描述模型,明确反映远井储层特征的地震资料对于指导改造设计具有重要作用,并基于该认识,建立了在缝洞精细雕刻基础上的非均质性碳酸盐岩水平井分段改造优化设计方法。通过稠化剂优选、交联剂研发形成耐温140℃地面交联酸体系,其低滤失、缓速好的特征为实现深穿透酸蚀缝提供基础;并根据碳酸盐岩缝洞发育特点,优选裸眼封隔器多级滑套水平井分段压裂工具,从而形成系统的水平井分段改造技术。现场应用表明,该技术适用性好,增产效果显著,在国内同类非均质性海相碳酸盐岩储层中具备较大的推广应用前景。     

聚合物驱不同注入方式对比评价

对油田实际的注水结果统计分析表明,油田进入高含水期以后,厚油层内90%以上的注入水进入层内高渗透及强水洗段,致使厚油层内存在严重的无效注采循环。因此,为了解决纵向非均质层内开发矛盾,改变无效注采循环现状,提高开发效益,进行了室内物理驱油实验,对强水洗油层转注高相对分子量聚合物的情况进行了模拟,分析了不同流度控制条件对提高采收率的影响规律。实验结果表明,采用高相对分子质量聚合物驱是一种较好的提高原油采收率的方法。综合对比采收率提高幅度和注入压力,聚合物溶液质量浓度由高到低的三阶梯式段塞驱油效果最好,能够在水驱基础上将采收率提高27.97%。     

高温深井碳酸盐岩储层降滤失酸体系研究与应用

针对海上高温深井碳酸盐岩储层的酸压改造提出了降滤失酸体系。该体系是在普通酸液中加入线性高分子稠化剂GC-201,并通过加入交联剂GC-205及辅助交联剂GC-206,使酸液具有较高的黏度。性能评价结果表明,该体系具有较好的温度稳定性和抗剪切性能,在150℃高温下的有效黏度保持在100～150 mPa.s之间,可有效控制滤失,保持很好的缓速效果,其酸岩反应速度约为常规稠化酸反应速度的1/4左右。该体系在冀东油田海上重点探井南堡283井奥陶系裸眼段大规模酸压改造中进行了应用,同时采用了多级注入降滤失酸酸压工艺技术,实现了深度酸压,提高了有效酸蚀裂缝距离,为中国海上碳酸盐岩高温储层大规模酸压施工提供了经验。     

砂质碳酸盐岩储层重复酸化酸液体系的优选与应用

胜利油田桩120、桩121区块生产层系主要为ES2段,该层段由于地质沉积的特殊性,形成了以碳酸盐含量占50%左右,砂质成分占40%以上的特殊地层。认为该类储层的酸化增注应有别于常规砂岩和碳酸盐岩储层;确定了重复酸化酸液体系的优选原则,并在此基础上进行室内模拟试验研究,优选出了有机化学级达酸体系。该体系利用缓速剂在岩石表面的吸附,有机酸与碳酸盐反应平衡等机理,实现保护地层骨架,减少二次伤害,以及深度酸化的目的。针对回注污水主要由乳化油引起伤害的特点,采用有机溶剂前冲洗地层再酸化的技术进行施工。1997年9、10月在两区块各进行了1口井的先导性试验,酸化增注效果显著。