碳酸盐岩储层酸压工艺技术综述

本文介绍了压裂酸化技术与基质酸化技术的区别和各自的特点，综述了七大深度酸压技术，讨论了每种技术的特点及应用范围。还介绍了针对碳酸盐岩储层的不同特性发展和应用的两大特殊工艺技术。     

碳酸盐岩油藏酸岩反应动力学实验研究

叙述了灰岩与盐酸之间的反应及各动力学参数的表达式。针对塔河灰岩油藏 (温度 12 0～ 130℃ )采用的大量前置液酸压裂作业 (裂缝平均温度 90℃ ) ,考察了实验条件的模拟 :使用不同浓度的乏酸模拟同离子效应 ;反应压力大于 7MPa ,以建立真实的固液相反应条件 ;反应温度为 30℃ ,6 0℃ ,90℃ ,12 0℃ ;通过岩盘转速控制酸液Re,以模拟酸液流态。实验仪器为经改进的美国TEMCO公司CRS 10型酸岩反应动力学实验仪 ;实验用油藏岩心孔隙度0 .1%～ 4 .8% ,渗透率 0 .1× 10 -3 ～ 2 5 2× 10 -3 μm2 ,含CaCO3 ～ 98% ;酸液为含 2 0 %HCl的配方凝胶酸 ;酸岩反应速率由岩盘失重数据计算。重点报道了一个岩心的酸岩反应动力学参数 :在 90℃ ,5 0 0r/min ,Re=12 .87条件下 ,由不同酸浓度下的反应速率J求得反应级数m =0 .4 86 3,反应速率常数K =7.82 0× 10 -6(mol/L) -m·(mol/cm2 ·s) ;在 90℃下随Re增大 ,J出现最大值而有效H+ 传质系数De 趋于下降 ;由 4个温度下 5 0 0r/min ,Re=12 .87条件下求得的J值求出反应活化能Ea=11.398kJ/mol,频率因子K0 =8.343× 10 -4。给出了 12井层岩心的酸岩反应动力学参数值范围。图 2表 3参 3。     

胶凝酸与交联酸一体化耐高温缓速酸研究

胶凝酸和交联酸是高温碳酸盐岩酸压常用的缓速酸体系,该体系存在耐温能力不足、配伍差等问题,同时现场交联酸和胶凝酸为不同酸液体系,存在配制使用流程繁琐的问题。为解决上述问题,优化形成了一体化酸液体系,交联酸基液可作为胶凝酸使用,加入交联剂作为交联酸使用。交联酸配方为:20%盐酸+1%稠化剂SRAP-2+2.5%高温缓蚀剂主剂SRAI-1+0.5%增效剂+1%酸压用铁离子稳定剂SRAF-1+1%酸压用破乳剂SRAD-1+1%交联剂SRAC-2A和延迟交联剂SRAC-2B（2:12）。胶凝酸在160℃、170 s-1下,恒温剪切120 min后黏度为20 mPa·s。交联酸体系交联时间为93 s,具有良好的延迟交联特性;在160℃、170 s-1下恒温剪切90 min后黏度为55 mPa·s,一体化酸液体系室温可放置10 d以上,在140℃动态腐蚀速率为46.1021 g/（m2·h）。研究结果表明,该体系可满足高温储层对缓速酸的要求,实现酸液体系一体化,方便现场施工,具有较好的发展前景。      

高温碳酸盐岩酸化用胶凝酸体系研究

深井、超深井日益增多,常规的酸液体系缓速能力有限,不能形成较长且具有一定支撑能力的酸蚀裂缝,而伴随油田开发技术的深入,对酸液体系的性能也提出了更高的要求。通过自主合成具有增黏、耐温、抗盐等性能良好的胶凝酸分子,并合理筛选与其配伍的缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂,研制出高温碳酸盐岩酸化用胶凝酸体系,体系配方为:20%HCl+0.6%胶凝剂+4%BZGCY-S-HS缓蚀剂+2%BZGCY-S-03助排剂+2%BZGCY-S-04铁离子稳定剂(配方中百分数为质量分数,下同)。该体系达到了高温碳酸盐岩储层的酸压施工要求。     

塔河油田碳酸盐岩储层重复酸压技术应用分析

重复酸压是一个具有较高风险性的作业过程，塔河油田碳酸盐岩储层重复酸压的目标是进一步增加酸蚀裂缝长度，扩大油气渗流面积，并沟通更多含油天然裂缝和溶洞。但限于奥陶系碳酸盐岩储层缝洞系统发育，非均质性强等特点，导致重复酸压始终难以取得效果。从分析酸压井不能建产和稳产的原因入手，结合重复酸压井的实际施工情况，从多方面分析了影响塔河油田重复酸压效果的因素。     

闭合酸压技术在川东北气田的研究与应用

酸压改造是川东北地区海相碳酸盐岩储层增储上产的重要手段。川东北海相碳酸盐岩储层具有的埋藏深、温度高、非均质性强、低孔低渗、部分地区高含硫等特点,使实施储层改造措施面临大量技术难题。为此,选用该地区储层岩心进行室内试验,优选出适合该地区的胶凝酸酸液体系;从实际情况出发,结合储层的具体特征,优选出适合该地区的闭合酸化工艺;并以一口典型井为例,证实了优选出的酸液体系及酸化工艺在该地区具有较好的适应性。图4表4参6     

塔河油田外围超深碳酸盐岩储层深度酸压改造技术研究与应用

根据塔河油田外围碳酸盐岩储层超深、高温和高压的特点,针对塔河油田油井完井后大多无自然产能、需要通过深度酸压改造技术建产的实际情况,研发了深度酸压改造技术并在油田现场取得了较好的增油效果。该技术解决了塔河油田外围区块超深井碳酸盐岩储层深度酸压改造的难题。     

碳酸盐岩高温储层酸压工艺应用现状

碳酸盐岩高温储层酸压存在以下难点：酸岩反应速度过快，导致酸液有效作用距离短；酸蚀蚓孔的形成与不断扩大，增加了酸液滤失量；添加剂在高温作用下其性能大大下降。针对以上难点，碳酸盐岩高温储层酸压的关键在于能否获得较长的有效缝长。这就要求所选酸液应具有优良的缓速性能、降滤失性能和降阻性能。文章从酸压滤失机理出发，介绍了适用于碳酸盐岩高温储层酸压的工艺技术应用现状。     

碳酸盐岩储层酸化(酸压)技术与理论研究

酸化(酸压)是碳酸盐岩油气层增产的主要措施和手段，本文介绍了不同地质条件下碳酸盐岩储层酸化及深度酸压的酸液体系和施工工艺技术的新发展，概述了酸压技术理论与油藏工程的结合．综述了碳酸盐岩储层酸压技术与理论研究现状，预测了未来酸压理论研究的主要发展方向。     

闭合酸压技术在川东北气田的研究与应用

酸压改造是川东北地区海相碳酸盐岩储层增储上产的重要手段,但是川东北海相碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、非均质性强、低孔低渗部分地区高含硫的特点,使得储层改造面临大量技术难题。为此,选用该地区储层岩心进行室内试验,优选出适合该地区的胶凝酸酸液体系,并从川东北地区实际情况出发,结合储层的具体特征,优选出适合该地区的闭合酸化工艺,最后以一口典型井为例,证实了优选出的酸液体系及酸化工艺在该地区具有较好的适应性。     

高温深井裂缝性泥灰岩压裂技术

华北束鹿凹陷泥灰岩的主要特点有：①深井（4237．5m）、高温（146℃）、高压（42MPa）；②高泥质含量（占岩石的15％～22％），黏土矿物中运移矿物含量高（占黏土的54％～71％）；③水平层理异常发育，并伴随高角度缝洞；④基质特低渗（0．0087-0．022mD），可动流体饱和度特低（12．3％～18．3％）。针对泥灰岩储集层特点，提出了水力压裂技术系统：①新型的“超级”瓜尔胶体系；②不同粒径组合的高强度陶粒；③新型的小型测试压裂技术；④新型的压裂工艺参数优化及施工技术，如压裂工艺参数的多级优化技术、多裂缝控制技术等；⑤新型的压裂后放喷及排液技术。将上述技术应用于晋古13井，压裂取得了理想的效果，初步形成了泥灰岩储集层的水力压裂技术体系。图11表2参12     

FS-3井异常高温储层压裂改造技术

FS-井是位于济阳坳陷构造带上的１口埋藏深、裂缝发育的异常高温井,对储层改造施工的压裂液以及对地层破裂压力的预测等都提出了极高的要求。针对FS-井的地质特征进行了储层改造的技术难点分析,在大量实验测试的基础上,优选出耐高温、高黏度且能满足150 ℃高温的低摩阻延迟交联液体系。通过室内岩心实验,利用储层应力计算模型预测了地层破裂压力和压裂施工压力。同时,采用粉砂降滤失、大排量施工、适当增加前置液用量、前置液阶段伴注液氮帮助返排等技术措施,完成了FS-井的压裂施工设计,并进行了现场实施。最后,利用压裂施工曲线、压后排液及压后产量测试资料,完成了FS 3井压裂施工资料的评估分析,达到了预期效果。该成果对异常高温储层的压裂改造设计和施工方案的形成具有指导意义。     

大排量连续混配压裂液在高温深井的应用

压裂液连续混配技术具有即配即注、零残留胶液、可根据现场情况随时调整液体配比机动灵活的特点,但目前现场应用井温较低（≤100℃）,排量较低（≤4m3／min）,为满足大排量、高温深井的需要,开展了大排量、高温深井连续混配压裂液技术的研究。室内优选了流动性好、水解速度快、耐高温的速溶胍胶SG-5作为连续混配压裂液用稠化剂,研制了复合增效剂,同时具有助排、破乳、杀菌作用,实现一剂多效,节约成本,简化配液施工工序,降低作业强度,形成了适合中原油田井况的中低温液体有机硼交联体系（≤130℃）和耐高温固体有机硼交联体系（130℃～160℃）,在剪切速率170s^-1连续剪切90min后粘度均保持在200mPa·s以上。大排量连续混配压裂液体系在中原油田应用9井次,施工成功率100％,最高温度达到163℃,最大排量4．8m3／min,为今后大排量、高温深井的连续混配压裂施工奠定了技术基础。     

高凝油油藏自生热压裂井筒温度场计算模型

在高凝油油藏的压裂施工中,对地层注入冷流体会使井底周围的原油冷却,导致原油析蜡或凝固,从而堵塞流动通道,降低裂缝的导流能力.因而采用自生热压裂技术,依靠生热剂发生化学反应所放出的热量来提高注入流体的温度,使井底压裂液的温度在施工期间高于原油的凝固点或析蜡点.在压裂过程中预测井筒温度的变化,以保证压裂液在进入裂缝后不会对裂缝和储层造成“冷伤害”是实施这一技术的关键.根据热平衡方程,建立了自生热压裂过程中井筒温度场的数学模型,采用隐式差分格式建立了数值计算方程,并对一口井进行了实例计算和分析.结果表明,采用自生热压裂技术能有效地提高压裂液的温度,防止高凝原油析蜡和凝固,避免储层伤害,提高原油的流动能力.     

川西高温压裂液室内研究

针对川西压裂液体系耐温性能差、日益不适应深层储层改造要求的难题,从压裂液耐温性能影响因素分析出发,合成了耐温高、交联时间可调的有机硼锆复合交联剂WD-51D,并通过引入温度稳定剂YA-10研制成耐温能力达140 ℃的高温压裂液体系。实验表明该压裂液体系耐温耐剪切能力强（140 ℃、170 s-1连续剪切120 min黏度保持在100 mPa?s以上）,降滤失性能好（滤失系数7.49×10-4 m/min0.5）,对地层伤害率低（27.99%）,满足川西深层储层改造的要求,并在大邑2井取得了成功应用。     

高温海水基压裂液研究及应用

通过室内实验研究,得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液,其耐温达160℃,可以用矿化度40 000mg/L以内的过滤海水直接配制;合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT,并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%,满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用,压裂液采用过滤海水直接配制,用液量565.2 m~3,加入支撑剂39.69 m~3,支撑剂质量浓度最高为491 kg/m~3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。     

水力喷射压裂技术在火山岩水平井压裂中的应用

针对无法进行传统的水平井分段压裂施工的筛管完井的火山岩水平井,吐哈油田引进、应用了水力喷射压裂技术改造牛东火山岩水平井。系统介绍水力喷射压裂原理、施工参数优化、施工工艺设计和施工情况,现场应用结果证明该技术适应筛管完井的水平井压裂工艺要求,取得较好的效果。     

高温油藏用海水基压裂液研究进展

随着我国海上油气田开发的进行,压裂作业向海洋进军是开发技术发展的趋势之一,研究适用于海上高温油藏的海水基压裂液是节约施工成本、缩短施工周期和提高工作效率的关键。国外在胍胶为稠化剂的压裂液和黏弹性表面活性剂清洁压裂液研究的最多,但由于其耐温性不高,限制了其在高温油藏中的应用;国内则在合成聚合物类高温海水基压裂液方面取得突破。分析认为,以速溶聚合物为稠化剂的耐高温中性-弱酸性海水基压裂液是研究的重要方向。     

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。