粘弹性表面活性剂在酸液中的作用机理与应用

在前置液酸压工艺中,用变粘酸代替常规胶凝酸,不仅可使初期增产明显提高,而且增产时间更长.粘弹性表面活性剂基变粘酸由于具有对地层的低伤害性,比聚合物基变粘酸有更广阔的应用前景.粘弹性表面活性剂的选择对其酸液体系的形成具有举足轻重的作用,两性离子表面活性剂在酸液中具有良好的粘弹性.着重介绍了以粘弹性表面活性剂为基础的变粘酸(VDA)的作用机理、工艺技术和现场应用情况.     

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.     

碳酸盐岩储层多级交替酸压技术研究

为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离,实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀,提高酸蚀导流能力,提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上,采用压裂裂缝模拟软件,对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化,并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验,优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明:设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的,裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段,该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中,每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。      

裂缝型储层酸液滤失可视化研究与应用

为了研究酸液在塔河裂缝型储层中的滤失机理,提高酸压过程中液体效率,利用自主研制的酸蚀裂缝可视化滤失模拟评价仪,基于网状裂缝模型,对酸液类型、交替注入级数、前置液比例和注酸排量这4种酸液滤失关键因素进行评价。试验结果表明,胶凝酸入口端效应明显,入口端裂缝宽度明显大于远端裂缝,地面交联酸酸蚀缝宽较平均,深部刻蚀效果好;交替注入级数越多,酸液滤失越小,塔河多级交替注入酸压最优级数为3~5级;前置液比例的增加,远端裂缝酸蚀宽度和深度明显增加。YJX井现场应用采用3级交替注入酸压工艺,提高注酸排量至7 m3/min,酸压液体效率和酸蚀缝长较邻井大幅增加,酸液滤失明显降低,压后累产油1.5×104 t,增油效果显著。     

灰岩储层多级交替注入酸压酸蚀规律研究

中国大部分灰岩储层埋藏深、低孔隙低渗透,受高温、高闭合压力、强非均质性等因素影响,常规盐酸酸压不易对其形成非均匀刻蚀,且改造效果差,影响了该类储层的高效开发。多级交替注入酸压技术可以通过酸液在前置液中多次形成黏性指进的方式来更好地实现裂缝壁面的非均匀刻蚀,但多级交替注入酸压酸蚀规律尚不清晰,注酸级数的界限尚不明确,目前酸压设计多依靠经验方法进行。针对以上问题,在双尺度连续酸化模型的基础上,综合考虑黏度变化与注酸级数的影响,建立了灰岩储层多级交替注入酸压模型。基于多级交替注入酸压模型,将酸岩反应动力学、酸蚀裂缝实验数据、酸蚀数值模拟研究结果相结合,分析了酸液黏度、注酸排量及注酸级数等因素对酸压改造效果的影响,明确了灰岩储层多级交替注入酸压的酸蚀规律与注酸级数界限,通过引入酸液突破体积对现场优化提供依据。研究结果表明,为改善裂缝壁面的非均匀刻蚀程度,获得酸蚀裂缝的高导流能力,在地层温度为90℃时纯灰岩储层采用盐酸与稠化酸交替注入工艺,在注酸排量为5 m³/min时加入0.4%非离子型聚丙烯酰胺的稠化酸。在此基础上,最佳注酸级数以不超过三级为宜,此时酸液突破体积最小,适...     

致密砂岩交替注酸压裂工艺技术

为进一步扩大致密砂岩储层压裂有效改造体积,提高多尺度裂缝的复杂程度,结合压裂与酸化技术的优势,开展了交替注酸压裂技术研究。阐述了致密砂岩交替注酸压裂工艺的机理及作用;利用压裂裂缝模拟软件,对交替注酸模式及交替注入参数进行了正交模拟优化;结合储层特性及交替注酸压裂工艺要求,对交替注入段塞中的酸液及顶替液类型进行了优化。研究表明:前置液造缝缝长达到总设计缝长的70%左右时,即可进行多级交替注酸工艺;交替注酸泵注过程中,每级顶替排量以阶梯递增式注入、每级顶替液量按递减式注入、增大顶替液黏度及增加交替注入级数等方式,都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布程度。现场试验表明,多级交替注酸压裂工艺压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,可提高致密砂岩油气藏压裂有效性及改造效果。该技术可为致密砂岩储层的有效压裂提供技术支持。     

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。     

塔河油田A井大型重复酸压工艺技术实践

针对塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏某区A井酸压后,产量下降快、有效期短的问题,开展了大型重复酸压工艺技术研究。根据酸压井地质工程特征,通过调整前置液粘度、多级粒径段塞降滤、大幅增加前置液及酸液用量等方法,有效地增加了酸蚀裂缝长度,连通了更多的油流通道。该井经大型重复酸压工艺,共挤入地层滑溜水2044m3,变粘酸430m3,粉陶27t,获得日产液149t,日产油141.8t,显示了大型重复酸压的良好应用前景。     

酸蚀裂缝温度场微观数值模拟及分析

酸压是储层增产的重要措施,而酸液的温度对裂缝的温度场以及酸液在裂缝酸蚀效果有重要的影响。酸岩反应速率随温度的升高而加快,适宜的温度有利于改善酸蚀作用效果。本文根据实际的情况建立了裂缝温度场的数学模型,然后利用fluent软件模拟了酸液注入裂缝时的流动规律以及裂缝温度场的变化情况。模拟结果发现酸液驱替前缘速度最大,酸液容易在前置液中突破,所以酸液只在裂缝中部流动;裂缝中轴线向两边延伸温度逐渐升高,温度变化并不是线性变化,温度梯度呈现递减趋势;注入酸液温度对于裂缝周围温度场有较大的影响,而且注入酸液温度与裂缝处温度分布呈现正相关的关系。     

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.     

甜菜碱类变粘分流酸流变性的影响因素研究

根据VES理论,利用甜菜碱类两性表面活性剂制备出变粘分流酸.通过实验考察了两性表面活性剂浓度、温度、酸液添加剂、Fe3+和无机盐含量等因素对体系变粘特性的影响,结合酸液体系的变粘机理分析,总结了酸液体系随着酸岩反应粘度逐渐增加的影响因素,为现场应用提供理论指导.     

裂缝几何尺寸的计算方法对酸压中酸浓度分布的影响

酸压中裂缝儿何尺寸(主要是缝宽)对酸液在缝中的温度与浓度分布有密切系,如何计算酸压的裂缝儿何尺寸就很重要,过去有些作者将先后注入的前置液与酸液视为起相同作用的造缝液体来计算裂缝几何尺寸(本文称之为单液系统法)酸压其他参数的计算都是在这种认识的基础上进行的,事实上在酸压过程中先注人的稠粘前置液与后注人的较稀酸液,具有不同的造缝能力,在这个基础上本文建立了双液系统裂缝几何尺寸的计算方法,计算结果说明双液系统法计算出的裂缝宽度较单液法为窄,酸浓度也较低。     

多级交替注入酸压优化新方法研究

提出了一种优化多级交替注入酸压每一级交替时间及阶段液量的新方法,优化的依据是整个裂缝的瞬时总滤失量。建立了瞬时总滤失量的计算模型,并结合酸压经典模型编制了优化多级交替注入酸压的软件。采用现场实际数据进行了模拟计算,将计算结果与采用相同酸量但固定每一级交替时间和用液量的泵注方式进行了对比。结果表明,使用新方法优化后的泵注方式所得到的酸蚀裂缝长度和导流能力都得到了明显提高。说明通过该方法优化多级交替注入酸压可以提高酸液的利用效率,改善酸压效果。     

致密碳酸盐岩气藏前置酸加砂酸压工艺研究及应用

大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层具有致密低渗透、低压、低孔的特征,储层岩石弹性模量高、泊松比低,酸蚀裂缝窄且长度有限,水平井酸压后整体稳产能力较差。为此,将前置液酸压与携砂压裂工艺相结合创新形成了前置酸加砂酸压工艺,实现深度酸压的同时形成了具备高导流能力的油气流动通道。优化研究了酸液黏
度、酸液浓度、施工排量、铺砂浓度、酸蚀反应时间等前置酸加砂酸压工艺设计参数,并在大牛地气田碳酸盐岩水平井中现场应用了6口井53段,单井平均无阻流量为8.49*10⁴m³/d,单井产量提高近2倍,该技术的应用将对致密低渗碳酸盐岩气藏的开发提供技术保障。     

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.     

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.     

胶凝酸在五百梯气田压裂酸化改造中的应用及作业效果分析

五百梯气田是西南油气田分公司上世纪 90年代重点开发的低渗天然气田 ,其中 6口井采用胶凝酸、前置液交替注入压裂酸化施工工艺实施深部改造后 ,使气井的天然气产能提高了 90 .4 5× 10 4m3/d ,单井平均增产 8.76倍 ,施工效果十分显著。本文介绍了该气田使用胶凝酸、前置液交替注入施工6口井的储层情况及室内评价确定的胶凝酸配方体系 ,并对该体系现场的应用效果进行了分析     

塔河油田超深井酸压技术获突破

为探索塔河油田西南地区奥陶系储层发育特征和油气潜力，中国石化西北分公司对TP2井实施了酸压作业，酸压层段6835．57～6925．00m，选用了高温降滤失性能较好的控变粘酸体系，并加入温度稳定剂，采用多级交替注入工艺，来提高酸蚀裂缝长度及导流能力。同时采用酸洗工艺，通过降低储层破裂压力以降低施工难度。该井施工中井底压力下降了5MPa，变粘酸浸泡有效降低了储层近井带破裂压力，有效压开了地层，酸液进入地层沟通了一定规模的储集体。该井酸压的成功标志着塔河油田超深井酸压技术获得突破。     

一种砂岩缓速酸酸岩反应模型的建立

砂岩酸压增产改造工艺技术在复杂岩性、低渗透、特低渗透、非常规及特殊油气藏的勘探开发中,得到了越来越广泛的应用。砂岩储层酸压的关键在于形成较高导流能力的酸蚀裂缝,为了有效改造储层和减轻二次伤害,常采用缓速酸液体系进行砂岩酸压。为了完善砂岩缓速酸的酸压理论,科学指导砂岩酸压设计和现场施工,基于酸液缓速机理和酸岩反应机理,建立了砂岩缓速酸酸压中裂缝内和滤失区的酸液浓度分布和矿物浓度分布模型,并用于计算酸蚀裂缝导流能力、酸液滤失区孔隙度和渗透率的改善程度。实例模拟结果表明：缓速酸酸压可保证酸蚀裂缝和滤失区具有较高的HF浓度,有利于增加酸液有效作用距离和改善基岩孔隙度和渗透率,但过高的HF浓度则会产生硅胶沉淀,对储层造成二次伤害,从而降低酸压效果;单一氟硼酸和氢氟酸的复合缓速酸液体系产生的导流能力随裂缝长度的增加呈现出先增加后降低的趋势,因而应考虑采用多种酸液多级交替注入酸压。     

前置缓速酸加砂压裂中酸岩反应模拟研究

水力压裂是低渗、特低渗砂岩油气藏增产改造的主流技术,但常规水力压裂由于压裂液破胶不彻底等伤害储层而不能使增产效果最大化。室内实验及现场施工表明,前置缓速酸能改善压裂效果。前置酸加砂压裂要求施工结束后返排阶段酸液仍具有一定反应活性,能促使压裂液破胶和清洗支撑裂缝。酸液对滤失区孔隙度和渗透率的改善程度、施工结束后滤失区酸液浓度决定了前置酸对压裂效果的改善程度。基于酸液缓速机理和酸岩反应机理,建立裂缝内和滤失区的酸液浓度分布和矿物浓度分布模型,可用于计算滤失区酸液和矿物浓度分布,以及对孔隙度和渗透率的改善程度,评价前置酸对常规水力压裂效果的改善程度。模拟结果表明氟硼酸和氢氟酸的复合缓速酸液体系能有效改善滤失区孔隙度和渗透率,并保证返排阶段酸液仍具有一定反应活性,可有效促使压裂液破胶和清洗支撑裂缝。