酸压裂缝导流能力研究回顾与展望

酸压的关键是形成具有高导流能力的酸蚀裂缝。当前酸压裂缝导流能力的研究主要局限于小尺寸实验范畴,仅能模拟近井筒地带酸压裂缝中的酸液流动反应过程,不能反映全裂缝的酸液流动反应现象。直接获取各因素影响下的酸压裂缝表面形态,并探索裂缝表面形态与裂缝导流能力之间的相关性,是当前研究的热点。建立大尺寸酸压裂缝物理实验方法,形成与之配套的高精度岩面形貌数值成像及表征技术,探索"酸压裂缝形态的影响因素、多尺度壁面酸蚀形态、导流能力"三者之间的关系,逐步实现酸液流动反应的数值实验,是酸压裂缝导流能力研究的重要发展方向。     

变参数酸蚀裂缝导流能力实验

酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的决定性因素,测试是在固定的实验条件下主要采用鲜酸进行的,买验结果仅能表征近井筒区域的裂缝导流能力,影响了酸压效果的准确判断.采用变参数导流能力实验方法研究了沿缝长方向不同酸液质量分数、温度、流速、裂缝宽度下的裂缝导流能力.结果表明,酸蚀裂缝导流能力最高的区域出现在距井筒一段距离的区域,沿缝长方向酸液质量分数的变化是引起裂缝导流能力变化的主要原因,而裂缝宽度以及酸液流速的变化可能导致酸蚀裂缝的有效作用距离大幅度缩短.实验证明,酸液质量分数、裂缝宽度、注入速率等因素的综合变化对酸蚀裂缝导流能力沿缝长的分布影响很大.     

酸压裂缝导流能力影响因素分析

酸压是碳酸盐岩油气田大型增产改造的重要措施,酸压裂缝导流能力与酸蚀后裂缝表面的粗糙程度有关,不规则裂缝表面使酸压导流能力预测变得较为困难.酸压裂缝导流能力由裂缝表面形状、闭合应力和岩石力学性质决定,因而从裂缝粗糙表面形成机理角度研究了裂缝表面渗透率分布、岩性分布、温度和氢离子扩散系数对酸蚀裂缝导流能力的影响.通过建立中尺度酸压模型,模拟酸液在碳酸盐岩裂缝中的流动,分析酸液在裂缝表面与岩石的反应和裂缝表面形状随岩石溶解的变化,得到酸蚀裂缝的表面形状,然后计算裂缝导流能力.研究结果表明,酸蚀裂缝表面形状主要由油藏属性(渗透率和岩性在裂缝表面的空间分布)决定;闭合应力和岩石强度对酸压裂缝导流能力的影响与裂缝形状相关;酸蚀沟槽较宽时,较小的闭合应力能使沟槽闭合;局部非均质性使酸蚀沟槽在较高应力下保持张开,宏观非均质性使沟槽相互连接形成贯穿裂缝的沟槽.     

常规酸性压裂液对裂缝导流能力影响的室内研究

本研究向用于碳酸盐地层的水基压裂液中添加酸液,并通过模拟实际酸压条件,在实验室中进行了酸压裂缝导流能力试验,从而评价酸液的影响.通过模拟水力压裂过程中压裂液大部分沿裂缝流动、小部分滤失的流动方式,进行了一系列酸压导流能力测量试验.用这些酸压体系对印第安那石灰石和白云石进行了一系列实验,得到以下结果:①所产生的裂缝导流能力并不总随酸岩反应时间的延长而增强,实际上,对于一些酸体系来说,在更长的酸岩反应时间下,裂缝导流能力反而降低,这表明在酸压过程中存在最佳酸化时间;②用三种酸体系所测试的导流能力有很大的差别,在200℉条件下,聚合物稠化酸与黏弹性表面活性剂转向酸比乳化酸体系所产生的导流能力更高;③实验室测量的这些裂缝导流能力与Nierode-Kruk经验关系式所预测的结果不一致.     

非均匀酸蚀裂缝表面三维酸液浓度计算方法

酸化压裂是碳酸盐岩储层重要的改造措施,酸蚀裂缝的长度和导流能力是酸化压裂方案优化的重点,研究酸液在裂缝表面的反应过程及浓度分布描述对提高酸化压裂模拟精确度具有重要的作用。文章通过酸蚀裂缝表面酸岩反应数学模型推算,建立了非均匀酸蚀裂缝表面酸浓度分布方程、裂缝表面变化方程、酸液漏失方程,并进行了数值求解,得到了裂缝内三维酸液浓度分布特征。通过室内CT扫描酸蚀岩板与模拟得到的裂缝酸蚀深度结果进行对比,两者匹配度良好,误差仅7.4%,验证了该模拟方法具有良好的适用性和准确性。对山西奥陶系马家沟组灰质白云岩储层进行酸蚀模拟计算,从结果可知酸岩反应及酸蚀蚓孔的漏失会大量消耗酸液,导致端部裂缝处酸液浓度低、溶蚀效果差、导流能力低。在酸压改造时,应综合考虑酸液浓度分布、有效酸蚀裂缝长度和导流能力,进行酸压参数的优化。     

顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法

顺北碳酸盐岩油气藏温度压力高,储层酸压改造难度大。为解决在闭合应力长期作用下,酸蚀裂缝导流能力损失,导致酸压效果大幅降低的问题。通过酸蚀裂缝导流能力评价实验,研究不同酸液质量分数、温度和闭合时间条件下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。综合各条件下酸蚀裂缝导流能力关系式,建立并验证了顺北碳酸盐岩储层长期酸蚀裂缝导流能力预测方法,模拟计算了不同时间和排量下的酸蚀裂缝导流能力变化规律。结果表明：低闭合应力下,酸液反应速率是酸蚀裂缝导流能力主控因素。高闭合应力下,闭合应力、岩石特征和岩面非均匀性是酸蚀裂缝导流能力主控因素。闭合应力是影响岩石表面变形的主控因素,是长期酸蚀裂缝导流能力的决定因素。闭合应力长期作用时裂缝深部导流能力下降幅度比缝口大。人工裂缝中长期酸蚀裂缝导流能力分布规律受酸岩反应速率控制。     

地面交联酸酸蚀裂缝导流能力研究

酸蚀裂缝导流能力是影响酸压效果和评价酸液性能的重要指标。根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置室内开展了地面交联酸及其闭合酸化后裂缝导流能力的测试。结果表明,闭合压力40 MPa时地面交联酸的酸蚀裂缝导流能力为150 μm2·cm,55 MPa时依然在80 μm2·cm以上;地面交联酸酸压后经过闭合酸化,40 MPa下酸蚀裂缝导流能力为269 μm2·cm,较未闭合酸化前提高了1.7倍;酸岩反应后的溶蚀形态好,沟槽明显,深度多在0.5~4.5 mm,可承载高闭合压力和提高长期导流能力;同时,其导流能力值远高于5级普通酸和5级稠化酸,显示出更为优良的液体性能。     

酸蚀裂缝导流能力实验及预测模型研究综述

酸压技术作为碳酸盐岩油气藏储层增产改造的重要措施,已得到广泛应用,并取得了良好效果。酸压成功的关键,是形成一定长度的具有高导流能力的酸蚀裂缝。文中在阐述国内外酸蚀裂缝导流能力实验研究及预测模型研究现状的基础上,提出现有的酸蚀裂缝导流能力室内模拟实验装置存在以下不足：考察范围有限、裂缝导流能力室内模拟实验研究与现场原型相似性不足、室内实验的温压条件模拟存在一定缺陷、实验考察因素的完备性有待完善等。建议结合相似准则,完善室内酸液流动反应模拟实验装置和实验研究方法。通过分析各影响因素之间的交互作用,构建相互独立的参数群,建立考察因素更全面的酸蚀裂缝导流能力预测模型。     

不同砾石含量砂砾岩酸蚀裂缝导流能力

九龙山珍珠冲组为一套含灰质砂砾岩的低孔低渗储层,通过酸压手段改善该类储层的导流能力提高气井产能。酸蚀裂缝导流能力是衡量酸压成功与否的关键因素之一,针对含灰质砂砾岩,借助酸蚀裂缝导流能力的实验测试结果,总结了不同酸液类型、不同砾石含量对含灰质砂砾岩酸蚀裂缝导流能力的影响,得出针对不同砾石含量选择不同酸液类型获得的导流能力区间,验证了砾石含量在40％～60％时酸蚀裂缝导流能力值最高,为今后该类储层的酸压工艺提供指导。     

白云岩储层酸蚀裂缝导流能力实验研究

酸蚀裂缝导流能力是评价酸压效果的关键参数之一,目前碳酸盐岩油藏裂缝酸蚀实验研究多集中在灰岩储层,对白云岩储层的相关研究鲜有报道。灰岩与白云岩储层的酸岩反应特征差异明显,为了对白云岩储层裂缝酸蚀形态和微观反应机理进行研究,以长庆油田取心白云岩储层岩心为例,开展酸蚀裂缝导流能力实验研究,并通过3D激光扫描对比分析灰岩与白云岩岩板酸蚀微观形态。通过短期导流能力实验,分析储层物性、酸液浓度等条件影响下酸蚀裂缝导流能力的变化规律。结果表明,白云岩相对于灰岩而言,其表面反应速度低,酸岩反应速度慢,酸岩反应速度数值相差一个数量级;白云岩酸液刻蚀程度低,溶蚀主要沿节理面进行,高酸液浓度有利于深入酸蚀节理面,从而沟通基质与裂缝;另外高浓度酸液能更为充分地刻蚀酸压裂缝壁面,提高非均匀刻蚀程度,获得更高导流能力的裂缝;通过数值模拟研究发现,酸液交替注入可以有效地提高白云岩岩板的非均匀刻蚀程度,提高酸蚀裂缝导流能力,改善酸压改造效果。     

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。     

碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力试验研究

利用酸蚀裂缝导流仪,以胶凝酸为反应介质,对大理石和灰岩露头进行酸蚀裂缝导流能力实验,分别考察了裂缝缝宽、注酸排量、实验温度、闭合压力、测试流量等因素对裂缝导流能力的影响.实验结果表明:窄裂缝缝宽和高注酸排量能使酸液在裂缝中的流速加快,有利于形成高导流能力通道;升高温度能加快酸-岩反应速率,利于提高酸溶蚀率更高的大理石裂缝导流能力;而灰岩露头与酸反应产生的不溶物及刻蚀坑对裂缝导流能力影响较大,影响测试结果;闭合压力的增加使得裂缝导流能力快速下降,灰岩露头在闭合压力高于30MPa后的有效导流能力能下降至极低水平;测试流量的增加也会使裂缝导流能力测试值下降.另对岩板表面的刻蚀形态差异性及其对裂缝导流能力的影响进行了分析.     

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.     

多层碳酸盐岩气藏酸压裂缝参数优化

酸压是碳酸盐岩储层增产的重要工艺技术,产能模拟是评价酸压效果,优化酸压参数的重要手段。目前国内外学者在产能预测时没有考虑酸蚀裂缝导流能力随时间的变化,为此,基于酸压直井压后流体渗流特征,在考虑酸蚀裂缝高速非达西流基础上,结合酸蚀裂缝粗糙接触面上岩石的溶解、扩散和自由面溶解/沉淀三个过程,建立考虑酸蚀裂缝长期导流能力变化的酸蚀裂缝与地层耦合的渗流数学模型,给出了模型的求解条件和求解方法。模拟计算了四川某气藏三类碳酸盐岩储层酸蚀裂缝半长和导流能力对产能的影响,得到了三类储层的最优酸蚀裂缝半长和导流能力,为分层碳酸盐岩气藏酸压改造裂缝参数设计提供了理论依据。     

深层致密砂岩气藏复合转向体积酸压技术

库车前陆区天然裂缝发育、储层较厚,但由于储层致密以及钻完井液漏失严重,导致单井自然产量较低,为提高单井产能,提出了缝网体积酸压改造技术。基于天然裂缝剪切激活的临界净压力准则,研究发现了高水平应力差下优势方位天然裂缝易被激活的规律;酸岩反应实验结果表明,含氟缓速酸液可有效溶解缝内钙质充填物、钻完井液固相颗粒及刻蚀裂缝壁面,提高裂缝导流能力,证实了该区具备通过酸岩反应获得复杂缝网导流能力的物质基础。缝口和孔眼暂堵可使井筒憋压,迫使裂缝转向,提高纵向改造动用程度。现场多次试验,压后增产效果显著,证实了纤维球和/或颗粒纵向转层和缝内转向工艺在库车低孔裂缝性气藏的适用性。     

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。     

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。     

顺北油田S井超深超高温碳酸盐岩断溶体油藏大型酸压关键技术

顺北油田S井目的层属于典型的超深超高温断溶体储层,工程地质条件和井筒条件复杂,酸压改造面临巨大挑战.针对上述酸压改造难点,提出了"回填井段集中改造+酸损伤降破+管柱浅下+加重压裂液组合提排量+前置液造缝+交替注入造高导流裂缝+自生酸疏通远端断溶体"的复合酸压技术,通过试验优选了超高温工作液体系,包括180℃聚合物压裂液...     

考虑压力溶解的酸压裂缝长期导流能力模拟方法

由于酸压施工的高成本及高风险,在设计阶段需要对酸蚀裂缝导流能力这一影响酸压改造效果的关键参数进行预测。目前关于酸蚀裂缝导流能力预测的研究尚存在一些问题,通常情况未考虑酸蚀裂缝长期导流能力的变化,导致预测的产能与实际产能存在一定差异。基于酸蚀裂缝闭合机理,考虑酸蚀裂缝中粗糙接触面上岩石的溶解、扩散和自由面上的溶解沉淀这3个过程的综合作用,建立了考虑压力溶解作用的酸蚀裂缝长期导流能力预测模型。研究表明,压力溶解作用对于酸蚀裂缝长期导流能力的影响不可忽略;压力溶解过程主要受控于裂缝间的化学势的影响,当体系达到平衡,反应停止;裂缝初始宽度、裂缝间初始接触面积比等因素都会影响压力溶解作用的强弱,裂缝初始宽度越大,裂缝间初始接触面积比越小,压力溶解作用越强,裂缝宽度下降越快。研究成果可以提高酸蚀裂缝导流能力的预测精度,为酸压设计提供可靠的参数,更为准确地描述酸压后产能的递减规律。     

液测和气测支撑裂缝导流能力室内实验研究

支撑剂导流能力测试实验通常采用液体介质进行,其结果对气藏压裂的针对性成为新的研究课题之一。运用API支撑剂导流能力测试系统,根据短期导流能力实验评价方法开展了气测导流能力评价实验,并与液测支撑裂缝导流能力实验进行了对比。结果显示,在相同实验条件下(陶粒类型、铺砂浓度、实验温度和压力),气测导流能力值比液测值高1.5~2.5倍,表明要获得相同的支撑裂缝导流能力,气井压裂中的铺砂浓度应比油藏低。用气测导流能力的实验结果来指导气井的压前潜力评估、压裂优化设计、压后效果预测和支撑剂的优选评价将更具合理性和针对性,气藏压裂的支撑裂缝导流能力实验最好采用气测方法。