超深高温碳酸盐岩自生酸深穿透酸压工艺研究与应用

超深高温碳酸盐岩自生酸深穿透酸压工艺研究与应用
侯帆;许艳艳;张艾;吕晶
【摘要】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.
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2018(041)001
【总页数】3页(P35-37)
【关键词】超深;高温;碳酸盐岩;自生酸;深穿透酸压工艺
【作者】侯帆;许艳艳;张艾;吕晶
【作者单位】中石化西北油田分公司石油工程技术研究院;中石化西北油田分公司石油工程技术研究院;中石化西北油田分公司雅克拉采气厂;中石化西北油田分公司雅克拉采气厂
【正文语种】中文
近年来随着塔河油田外扩，新区碳酸盐岩储层(托甫台、跃参区块)埋深逐渐增大(6
000～7 000 m)、温度大幅提高(160℃)[1-2]，碳酸盐岩酸压改造呈现出了酸岩反应速度快、有效作用距离短、裂缝远端酸蚀导流能力低等难题[3]，前期以普通胶凝酸、变黏酸为主的酸压技术仅适用于140℃及以下储层，已无法满足新区高效改造的需要。

为了解决塔河油田新区超深、高温碳酸盐岩储层酸压过程中存在的难题，研究形成了自生酸体系及配套酸压工艺。

该酸液是在改性黄原胶悬浮作用下，随温度升高逐渐生成盐酸的酸液体系。

自生酸这种高温下逐渐生酸特性，可减缓酸岩反应速率，提高裂缝中远端导流能力，最大限度地增加有效缝长；并且泵注完自生酸后，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和深穿透改造的目的。

一、自生酸酸液体系研究
1.自生酸作用机理
生酸机理：本文研究的自生酸主要由A剂(多聚醛类有机物)与B剂(无机铵盐)两部分组成。

低温时，A、B剂混合物生酸反应慢、浓度低(<5%)；在70℃～150℃中高温条件下，A能逐渐释放出醛类物质与B剂反应，生成具有一定浓度盐酸和六次甲基四胺(俗称乌洛托品)。

深穿透作用机理：前置液酸压中前期大量压裂液的注入，使得近井地带(人工裂缝近端)降温作用明显。

自生酸在低温下生酸浓度低，酸岩反应速度慢，酸活性损耗小；随着酸液向裂缝中远端流动，不断与地层发生热传递，在高温条件下逐渐生成较高浓度盐酸，对裂缝中远端岩石进行有效刻蚀，从而提高裂缝中远端导流能力，实现深穿透改造。

2.自生酸关键性能
2.1 生酸能力
将含有过量碳酸钙的自生酸体系放入70℃～160℃油浴锅中反应，通过称量反应
前后碳酸钙质量，评价不同温度、不同时间下生成盐酸浓度(质量分数，以下同)。

图1 不同温度和时间条件下生酸能力
实验结果(图1)表明：随温度升高和时间延长，自生酸体系生酸浓度逐渐增加；150℃、1.5 h，室内即可达最高生酸浓度18%。

2.2 低温稳定性
在室温(25℃)条件下，通过测定不同时间下自生酸体系酸浓度来确定该酸液的低温稳定性。

图2 低温条件下生酸浓度
实验结果(图2)表明：自生酸体系在25℃条件下，最高酸浓度可达到4.5%左右，
4 d后酸浓度保持在4%。

说明自生酸体系的低温稳定性较好。

2.3 酸蚀导流能力
在不同闭合压力条件下，采用酸蚀裂缝导流仪对几种酸液体系酸蚀导流能力进行了评价，并应用PT软件模拟5 m3/min时，胶凝酸和自生酸在裂缝不同部位导流能力大小。

图3 不同酸液导流能力随闭合压力的变化
图4 裂缝不同位置导流能力(50 MPa)
实验结果(图3、图4)表明：自生酸近井导流能力<胶凝酸，远井导流能力>胶凝酸，自生酸可有效提高裂缝中远端导流能力。

二、自生酸酸压工艺研究
1. 施工工艺优化
根据超深、高温碳酸盐岩储层深穿透酸压改造的要求，主体工艺采用压裂液冻胶+自生酸的前置液酸压工艺[4]；结合自生酸在近井低温区域，酸浓度低、导流能力
小于胶凝酸的特点，高排量注完自生酸后，设计选用胶凝酸进行闭合酸化，形成了自生酸前置液酸压-闭合酸化工艺。

2.工艺参数优化
以累计产量最大化为优化原则，分析了不同压裂缝长，下生产时间与累计产量对影响有效半缝长的3个主要工艺参数：施工规模、酸液规模和施工排量进行了优化。

2.1 不同有效半缝长优化
根据前期岩石力学实验结果，设定储层参数：杨氏模量为40 000 MPa、闭合压力为86 MPa、渗透率为0.5 mD、泊松比为0.3，并采用FracproPT软件模拟了有效半缝长对累计产量的影响。

数值模拟结果(图5)表明：120 m半缝长后，不同生产时间内累计产量增幅呈现出下降趋势。

综合考虑施工成本和措施效果，优选有效半缝长为120 m。

图5 不同压裂缝长下生产时间与累计产量关系
2.2 前置液规模优化
前置液量越大形成的裂缝长度越长，而在酸液规模、排量等参数确定的情况下，前置液量过量会产生部分无效的动态缝长[5]。

在设定施工排量为5 m3/min，酸液
规模为300 m3的情况下，模拟了施工规模对有效半缝长的影响(图6)。

以有效半缝长为标准，优化出前置液规模：300～400 m3。

图6 前置液规模对有效半缝长影响
2.3 酸液规模优化
酸液规模对有效缝长影响较大，过少对前置液形成的裂缝不能完全刻蚀，有效缝长短；过多又仅仅只能过度刻蚀已形成酸蚀裂缝，对有效缝长几乎没影响[6]。

在施
工排量为5 m3/min、前置液规模为400 m3的条件下，研究了酸液规模对有效半缝长的影响。

以有效半缝长为标准，优化出酸液规模300 m3。

图7 酸液规模对有效半缝长影响
2.4 施工排量优化
高排量注酸，有利于增加酸液作用距离，提高有效缝长；当排量太大，施工摩阻急
剧增加，井口泵压易超限，施工风险高[7]。

在施工总规模700 m3的条件下，分
析了酸液规模对有效半缝长的影响，优化施工排量：5～6 m3/min。

图8 施工排量对有效半缝长影响
三、现场应用
自生酸深穿透酸压工艺已在塔河油田托甫台区TH-1成功开展现场应用，挤入地层总液量686.5 m3，其中压裂液356.5 m3、自生酸270 m3、闭合酸化用胶凝酸
30 m3，最高泵压78.4 MPa，最大排量6.3 m3/min，停泵测压降3.4↓3.1 MPa，施工曲线见图9。

压后5 mm油嘴自喷生产，初期日产油58.2 t，目前日产油44.6 t，单井累计2.2×104 t。

注自生酸阶段酸液排量保持在5.6 m3/min不变的情况下，泵压由35.4↓20 MPa，压力大幅度下降，酸液刻蚀储层、沟通储集体表作用明显。

压后拟合数据表明，有效酸蚀裂缝半缝长达122.3 m，酸蚀导流能力达421.2 mD·m，实现了储层的深
穿透改造和提高裂缝整体导流能力的目的。

图9 塔河油田TH-1井自生酸酸压施工曲线
四、结论
(1)自生酸在进入地层后，在高温条件下逐渐生成较高浓度盐酸，对裂缝中远端岩
石进行有效刻蚀，从而提高裂缝中远端导流能力，实现深穿透改造。

(2)自生酸深穿透酸压工艺主要由自生酸前置液酸压和胶凝酸闭合酸化构成，工艺
参数优化为：前置液规模300～400 m3，酸液规模300 m3，施工排量5～6
m3/min。

(3)自生酸深穿透酸压工艺技术现场试验效果好，有效酸蚀裂缝长，裂缝整体导流
能力高，可在高温深井储层穿透酸压改造中推广应用。

参考文献
【相关文献】
[1]任爱军.塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报), 2011,33(6):305-306.
[2]徐浩，张艳红.跃参1号区块奥陶系碳酸盐岩储层预测与评价[J].石油地质与工程,
2013,27(4):31-35.
[3]黄燕飞塔河油田托甫台地区奥陶系油藏深度酸压技术应用[J].天然气勘探与开发, 2010,32(4):69-70.
[4]Taylor K C, Nasr-EI-Din H A. Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs[C]. SPE 71694.
[5]邓艳.压裂参数优化在莫里青油田的应用与评价[D].黑龙江：东北石油大学石油与天然气工程，2014.
[6]李中林.塔河油田碳酸盐岩油藏酸压工艺技术研究[J].吐哈油气, 2003,8(4):351-352.
[7]刘宝来，梁尚斌.塔河奥陶系6 000 m3超大规模酸压实践[J].中外能源, 2010,11(15):60-61.。