高温高压碳酸盐岩油藏酸蚀裂缝导流能力实验研究
高温深层碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术探析
通过油气勘探技术表明，碳酸盐岩层已经占到了所有油气存储量的六层以上，逐渐成为了油气勘探的热点内容。
碳酸盐岩存储层在我国有着广泛的分布，开发潜力巨大，但是因为其自身具有较强的非均匀质、复杂等诸多特点，因此现阶段所掌握的勘探开发技术无法满足对其的开发要求，由此可见，加强对碳酸盐岩层开发的研究具有现实意义。
1 现阶段常用的酸化压裂技术(1)普通酸化压裂 普通压裂酸化就是在酸化压裂过程中所使用的酸为凝胶酸、常规酸等作为施工的原材料，直接开展酸化压裂。
需要注意的是，在酸化压裂过程中，不会应用前置液，同时也不会对特殊的反排技术加以应用。
在对该酸化压裂技术进行应用的过程中，因为施工的原因，将会伤害岩层，并且这种伤害十分严重，因此该方法在具体应用过程中会受到许多因素的限制，主要在高渗储层中应用。
(2)深度酸化压裂 深度酸化压裂技术包括的内容相对来说比较广泛，下面主要针对固体酸化压裂和多级交替注入酸化两种技术进行分析。
①固体酸化技术指的是将固体酸作为酸化压裂的原材料，固体酸便于携带，并且自身所具有的腐蚀性相对程度较低。
在应用固体酸化过程中需要注意，需要依据酸的腐蚀性和浓度依次加入，这样操作的主要目的是为了确保固体酸的颗粒的分布能够保持均匀，从而确保酸化的效果能够达到人们的期望值。
固体酸能够在井筒中表现出不错惰性和弱酸性，从而腐蚀岩层，产生较强的裂缝。
②多级交替注入酸化压裂主要包括酸液和前置液酸化两部分。
利用该技术在具体操作过程中，需要交替灌注两种不同的液体，从而使裂缝的长度和倒流强度都能够得到进一步提升，该方法在具体应用过程中可以使酸化压裂效果得到进一步提高。
2 碳酸盐岩储层改造技术在改造碳酸盐岩储层过程中采用的主要方法是酸化、酸压、砂压裂技术，具体内容如下。
(1)DCA 均匀酸化 酸化技术的原理是利用酸液对裂缝、地层孔隙、岩石胶结物等进行溶蚀和溶解，使裂缝和孔隙的渗透性能够得到恢复以及提升。
通过分析可知，方解石和白云石是组成碳酸盐岩储层的两种主要成分，因此，在具体操作过程中，对这两种成分进行酸化，能够起到改造储层的作用。
《2024年低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》范文
《低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》篇一一、引言随着油气勘探开发的深入，低杨氏模量碳酸盐岩储层逐渐成为重要的油气资源。
然而，由于储层特性的复杂性，如低杨氏模量、高孔隙度等，导致酸蚀裂缝的形成与导流能力成为开发过程中的关键问题。
因此，研究低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力，对于提高油气采收率、优化开发方案具有重要意义。
二、研究背景及意义碳酸盐岩储层因具有多孔性、多孔结构及相对低的杨氏模量等特点，导致酸蚀过程中容易形成复杂的裂缝网络。
导流能力是评价裂缝对油气开采效率的影响的重要指标。
然而，低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力受多种因素影响，如酸液浓度、酸蚀时间、裂缝形态等。
因此，研究该类储层酸蚀裂缝的导流能力，有助于揭示其形成机理及优化酸蚀技术参数。
三、研究方法本研究通过物理模拟和数值模拟相结合的方法，探究低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力。
首先，通过物理实验获取不同酸蚀条件下的裂缝形态数据；其次，利用数值模拟软件分析裂缝形态与导流能力的关系；最后，结合实验数据与模拟结果，综合分析导流能力的变化规律及影响因素。
四、实验设计与实施实验过程中，选用具有代表性的低杨氏模量碳酸盐岩样品，在不同酸液浓度、酸蚀时间下进行酸蚀实验。
通过观察裂缝形态的变化，记录相关数据。
同时，利用扫描电镜等手段对裂缝形态进行详细分析。
此外，为验证实验结果的可靠性，我们还进行了多次重复实验。
五、实验结果与讨论（一）实验结果实验结果显示，酸液浓度和酸蚀时间对低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的形态有显著影响。
随着酸液浓度的增加和酸蚀时间的延长，裂缝宽度和长度均有所增加。
同时，导流能力也呈现出明显的变化趋势。
（二）影响因素分析导流能力受多种因素影响，包括裂缝宽度、长度、迂曲度等。
此外，岩石的杨氏模量也是影响导流能力的重要因素。
低杨氏模量岩石形成的裂缝更易扩展，导致较高的导流能力。
然而，过度的酸蚀可能导致裂缝形态的不稳定，从而降低导流能力。
《裂缝性碳酸盐岩储气库注采渗流规律实验研究》范文
《裂缝性碳酸盐岩储气库注采渗流规律实验研究》篇一一、引言随着能源需求的增长和环境保护意识的提高，天然气的开发和利用越来越受到重视。
裂缝性碳酸盐岩储层因其独特的储气性能，成为天然气储气库的重要类型。
然而，由于裂缝性碳酸盐岩储层的复杂性和非均质性，其注采渗流规律的研究显得尤为重要。
本文通过实验研究的方法，对裂缝性碳酸盐岩储气库的注采渗流规律进行深入探讨，旨在为实际工程提供理论依据和技术支持。
二、实验材料与方法1. 实验材料实验所用的岩心样品取自某裂缝性碳酸盐岩储气库，经过加工处理后，制成适合实验的尺寸和形状。
同时，准备必要的实验试剂和设备。
2. 实验方法（1）注采实验：在实验室条件下，模拟储气库的注采过程，记录不同注采条件下的压力变化、流量等数据。
（2）渗流实验：通过改变岩心样品的边界条件和内部结构，模拟不同渗流条件下的流体流动情况，观察并记录渗流规律。
（3）数据分析：对实验数据进行处理和分析，运用数学模型和物理模型描述注采渗流规律。
三、实验结果与分析1. 注采实验结果注采实验结果表明，随着注气量的增加，储气库的压力逐渐升高；采气过程中，压力随采气量的增加而降低。
此外，注采过程中存在明显的滞后现象，即注气和采气过程中的压力变化曲线不重合。
2. 渗流实验结果渗流实验结果显示，裂缝性碳酸盐岩储层的渗流规律受多种因素影响，如裂缝密度、岩心样品尺寸、流体性质等。
在相同条件下，裂缝密度越大，渗流速度越快；岩心样品尺寸对渗流规律也有明显影响，样品尺寸越大，渗流速度越慢。
此外，流体的粘度、密度等性质也会影响渗流规律。
3. 数据分析与模型描述通过对实验数据的分析，可以建立描述注采渗流规律的数学模型和物理模型。
数学模型可以用于定量描述注采过程中的压力、流量等参数的变化规律；物理模型则可以用于直观地描述储气库的注采渗流过程。
这些模型可以为实际工程提供理论依据和技术支持。
四、讨论与结论1. 讨论裂缝性碳酸盐岩储气库的注采渗流规律受多种因素影响，包括裂缝密度、岩心样品尺寸、流体性质等。
《2024年基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理实验研究》范文
《基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理实验研究》篇一一、引言随着石油开采技术的不断发展，裂缝性碳酸盐岩油藏因其丰富的资源储备成为开发的重要目标。
然而，由于油藏内部裂缝系统的复杂性，常常在脱气过程中出现水窜现象，严重影响着油田的开发效率和生产效益。
传统的治理方法存在效率低下、操作复杂等问题。
近年来，微流控技术因其高精度、高效率的特点，为解决这一问题提供了新的思路。
本文将通过实验研究，探讨基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理的效果与可行性。
二、实验材料与方法1. 实验材料实验所需材料包括裂缝性碳酸盐岩岩芯、模拟油藏流体、微流控装置、化学堵漏剂等。
2. 实验方法（1）制备模拟油藏流体，并在岩芯中模拟脱气过程，观察水窜现象。
（2）利用微流控技术对岩芯进行精细分析，确定水窜的路径和范围。
（3）根据微流控分析结果，选择合适的化学堵漏剂，通过微注射的方式对水窜路径进行堵漏。
（4）观察堵漏后的效果，分析微流控技术在治理水窜中的应用价值。
三、实验结果与分析1. 水窜现象观察通过模拟脱气过程，观察到裂缝性碳酸盐岩油藏中存在明显的水窜现象，水窜路径复杂，涉及多个裂缝系统。
2. 微流控技术分析利用微流控技术对岩芯进行精细分析，发现水窜主要沿某些优势通道进行，这些通道具有较高的渗透率。
微流控技术能够准确识别这些优势通道，为后续的堵漏工作提供了依据。
3. 化学堵漏剂的选择与应用根据微流控分析结果，选择合适的化学堵漏剂，通过微注射的方式对水窜路径进行堵漏。
实验发现，采用该方法能够有效封堵水窜路径，降低水窜对油藏开发的影响。
4. 治理效果评价治理后，观察岩芯中流体分布情况，发现水窜现象得到有效控制，油藏开发效率得到提高。
同时，微流控技术的应用使得堵漏工作更加精确、高效。
四、讨论与展望本实验研究表明，基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理方法具有较高的可行性和有效性。
微流控技术能够准确识别水窜路径，为堵漏工作提供依据。
《2024年低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》范文
《低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》篇一一、引言在油气勘探与开发过程中，低杨氏模量碳酸盐岩因其丰富的储层特性和高渗透性，成为了油气藏的主要研究对象。
而酸蚀裂缝技术的运用，对于提高采收率和改善储层开发效果具有重要意义。
然而，酸蚀裂缝的导流能力问题一直困扰着业界，尤其是在低杨氏模量碳酸盐岩中的酸蚀裂缝。
本文将深入探讨这一问题的成因、影响以及如何提升酸蚀裂缝的导流能力。
二、文献综述过去的研究已经证实，低杨氏模量碳酸盐岩在经过酸蚀后，容易形成纵横交错的裂缝网络，从而提高储层的导流能力。
然而，这一过程中存在的难题包括：如何有效控制酸蚀的深度和方向，如何确保裂缝导流通道的连通性以及导流能力的持久性等。
此外，酸蚀过程中的化学反应、物理因素以及地质条件等因素都可能对导流能力产生影响。
因此，研究低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力具有重要的理论和实践意义。
三、研究方法本研究采用理论分析、实验研究和数值模拟相结合的方法。
首先，通过文献调研和实地考察，对低杨氏模量碳酸盐岩的物理性质和化学性质进行深入分析。
其次，设计实验方案，包括酸蚀过程中的化学反应实验、物理性质测试以及裂缝导流能力的测量等。
最后，运用数值模拟软件对实验结果进行验证和预测。
四、实验结果与分析（一）实验结果通过实验，我们发现低杨氏模量碳酸盐岩在酸蚀过程中，确实能够形成较为发达的裂缝网络。
然而，这些裂缝的导流能力受到多种因素的影响，包括酸蚀深度、裂缝连通性、地质条件等。
此外，我们还发现导流能力与杨氏模量之间存在一定的关系，低杨氏模量有助于提高导流能力。
（二）数据分析与讨论通过数据分析，我们发现酸蚀深度与导流能力之间呈正相关关系。
当酸蚀深度达到一定值时，裂缝的连通性达到最优，导流能力达到最大。
然而，过度的酸蚀可能导致裂缝坍塌或堵塞，从而降低导流能力。
此外，地质条件如岩石的孔隙度、渗透率等也会对导流能力产生影响。
低杨氏模量的岩石在酸蚀过程中更容易形成复杂的裂缝网络，从而提高导流能力。
《低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》
《低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力研究》篇一一、引言随着油气开采技术的不断发展，碳酸盐岩储层因其具有丰富的油气资源而备受关注。
在碳酸盐岩储层的开发过程中，酸蚀裂缝技术是一种常用的提高油气采收率的方法。
然而，碳酸盐岩的物理性质，特别是其杨氏模量，对酸蚀裂缝的导流能力具有重要影响。
本文旨在研究低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力，以期为油气开采提供理论依据和技术支持。
二、低杨氏模量碳酸盐岩的物理性质杨氏模量是描述材料抵抗变形能力的物理量，对于碳酸盐岩而言，其杨氏模量的大小直接影响着岩石的脆性和变形特性。
低杨氏模量的碳酸盐岩通常具有较高的脆性和较低的变形抗力，这使得在酸蚀过程中更容易形成裂缝。
然而，这种裂缝的导流能力却受多种因素影响，其中最为关键的是裂缝的几何形态和岩石的渗透性。
三、酸蚀裂缝的形成与导流机制酸蚀裂缝的形成是通过化学作用使碳酸盐岩发生溶解，从而形成裂缝。
在低杨氏模量的碳酸盐岩中，酸液更容易渗透并与岩石发生反应，从而形成较为开放的裂缝网络。
这些裂缝的导流能力主要取决于裂缝的宽度、长度和连通性。
较宽、较长且连通性好的裂缝网络具有更高的导流能力，有助于提高油气的采收率。
四、实验方法与结果分析为了研究低杨氏模量碳酸盐岩酸蚀裂缝的导流能力，我们采用了室内模拟实验和现场试验相结合的方法。
室内实验主要探讨不同杨氏模量的碳酸盐岩在酸蚀过程中的反应规律及裂缝形成机制；现场试验则重点分析酸蚀裂缝的导流能力及其对油气采收率的影响。
实验结果表明，低杨氏模量的碳酸盐岩在酸蚀过程中更容易形成较为开放的裂缝网络。
这些裂缝网络的导流能力受到多种因素的影响，包括裂缝的几何形态、岩石的渗透性以及酸蚀条件等。
通过优化酸蚀条件，可以提高酸蚀裂缝的导流能力，从而提高油气的采收率。
五、导流能力的影响因素及优化措施5.1 影响因素酸蚀裂缝的导流能力受多种因素影响，包括裂缝的几何形态、岩石的渗透性、酸蚀条件等。
其中，裂缝的几何形态是影响导流能力的关键因素，包括裂缝的宽度、长度和连通性。
酸压裂缝导流能力计算模型的研究现状
在 试 验 的基础 上提 出 了考虑 闭合 应力 影响 的导 流能 力计算 模 型 ；Ｔ ｓ ａ ｎ ｇ和 Ｗｉ ｔ ｈ ｅ ｒ ｓ ｐ ｏ ｏ ｎ等 采 用孔 隙模
型描述 裂缝 几 何形 态 ，将粗糙 度 引人模 型 ，并 将断 裂岩 石 的机械性 能 与裂缝 粗糙 表 面相联 系起来 ，得 到 酸蚀 裂缝 导流 能力计 算 公式 。Ｇｏ ｎ ｇ ［ ５ ］ 在考虑 酸蚀 作用 对 裂缝壁 面粗 糙 度 的影 响 和岩石 强 度 、岩石 弹／ 塑
长江大 学学报 （ 自科 版 ） ２ ０ １ ３ 年７ 月号石油中旬刊 第 １ ｏ 卷 第２ ｏ期 Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ（ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ） Ｊ ｕ １ ． ２ ０ １ ３ ，Ｖ ｏ １ ． １ ０ Ｎ ｏ ． ２ ０
酸 压 裂 缝 导 流 能 力计 算 模 型 的 研 究 现 状
龚 云 蕾 ，刘 平 礼 ，罗 志 峰 （ 油 气藏地质及 开发工程国家 重点实验室 （ 西南石油 大学） ， 四Ｊ Ｉ Ｉ 成 都６ １ ０ ５ ０ ０ ）
陈 霄 （ 中海油有限公司湛江分公司， 广东 湛江 ５ ２ ４ ０ ５ ７ ）
碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术研究的开题报告
碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术研究的开题报告题目：碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术研究一、研究背景碳酸盐岩裂缝性油藏是一种难以开采的油气资源类型，其储层分布区域广泛，但是储量密度较低，且岩性较为复杂。
由于该类型储层的特殊性质，其中的油气主要存在于裂缝中，常规的钻井和采油技术往往难以有效地开采其中的油气资源。
因此，研究开发此类油气资源的新技术和方法是十分必要的。
酸化处理是一种常见的处理方法，可用于增加储层通透性，改变岩石物性，从而提高油气开采率。
然而，碳酸盐岩裂缝性油藏的特殊性质，使得传统的酸化处理方法效果有限。
因此，研究开发碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术有助于提高油气开采率，降低开采成本，增加油气资源的可采性。
二、研究目的和意义本研究旨在探究碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的可行性和技术途径，提高该类型储层的油气开采率，降低采油成本，推动碳酸盐岩裂缝性油藏的合理开发和利用。
三、研究内容1. 碳酸盐岩裂缝性油藏酸化处理技术的研究进展与问题分析；2. 复合酸压技术的工作原理和优势；3. 碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的实验室研究；4. 碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的现场试验实施和结果分析；5. 碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的应用前景和潜在风险分析。
四、研究方法和步骤1. 文献研究法：通过查阅大量相关文献、资料，了解碳酸盐岩裂缝性油藏的特点，分析酸处理技术在开采中所面临的问题和挑战；2. 理论分析法：根据文献研究的结果，采用流体力学的理论模型，分析碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的工作原理、流体行为和优势等；3. 实验研究法：结合文献研究和理论分析的结果，设计和实施碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的实验，获取实验数据；4. 现场试验法：在上述实验的基础上，实施碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的现场试验，获取现场数据；5. 综合分析法：通过对实验和试验数据的综合分析，得出碳酸盐岩裂缝性油藏复合酸压技术的应用效果和潜在风险评估。
碳酸盐岩储层酸处理降低破裂压力研究综述
１碳 酸 盐 岩 岩 石 力学 强 度 的 本 质
碳 酸 盐 岩 主要 由方 解 石 和 白云 石两 种 矿 物 组
成 ， 方 解 石 为 主 的碳 酸 盐 岩 称 为 石 灰 岩 ， 白 云 石 以 以
能气体 压裂 ］ 优 化 射 孔 ［ 】加 重 压 裂 液＿ 酸 化 、 ＿ 、 ｌ 。 １ 、 预处理 技术 。酸化 预处 理 降低破 裂 压力 由于现场 操 作 方便 ， 需要 增加 额外 的施 工设 备 ， 技术 在 现场 不 该
随水 流失 ， 难溶 矿 物则残 留原地 ； 时矿岩 中孔 隙 而 同 增加 ， 矿岩 变得 松散 脆 弱 ， 度 降低 。 使 强
致 密带 ， 也直 接 导 致 异 常 高 破 裂 压 力 的 形 成 。这 这 类 储层 在 改造 时地层 压 不开 、 体 注不进 、 工压 力 液 施
高 ， 得 后 续 增 产 工 作 无 法 进 一 步 开 展 。 目前 现 场 使 应 用 的 降 低 施 工 压 力 的 措 施 主 要 有 喷 砂 射 孔 ］ 高 、
石 油 与 天 然 气
化 工
ＣＨＥＭ Ｉ ＣＡＬ ＥＮＧ Ｉ ＮＥＥＲｆ ＮＧ Ｉ ＆ ＧＡＳ ＯＦ Ｏ Ｌ
碳 酸 盐 岩 储 层 酸 处 理 降 低 破 裂 压 力 研 究 综 述
刘 林 森 陈红 军 刘 超 付 珍。 李 进。
（ ． 南石 油 大 学 国 家 重 点 实验 室 压 裂 酸 化 实 验 室 ２ 西 南 石 油 大 学 建 筑 工程 学 院 ） １西 ．
酸处理 降低 破裂 压 力 的原理 是从 本 质上 弱化 岩 石 强度 ， 对岩 石强 度 的影 响 ， 酸 目前 已经 有许 多作 者
利 的研 究 表 明 ： 岩 与 溶 浸 液 发 生 了溶 解 作 用 、 矿
高温高压碳酸盐岩的酸岩反应实验研究
高温高压碳酸盐岩的酸岩反应实验研究高温高压环境下的碳酸盐岩酸岩反应实验研究对于认识地质过程和资源勘探具有重要的科学意义。
本文将重点介绍高温高压条件下碳酸盐岩与酸反应的实验研究方法和一些典型实验结果。
高温高压实验是通过模拟地球内部高温高压环境，以人工方法加速地质过程，从而获得较短时间内的实验结果。
在碳酸盐岩酸岩反应实验研究中，主要使用的实验装置有带有高温高压容器的酸溶液循环系统。
该系统能够通过调节温度、压力和酸性等条件，模拟地球内部高温高压的碳酸盐岩酸岩反应过程。
在实验中，首先需要选择合适的酸性环境。
常用的实验酸包括硫酸、盐酸和氢氟酸等。
实验过程中需要监测反应过程中岩石中含量的变化以及产生的气体、液体和溶解物等物质之间的相互作用。
实验结束后，需要通过岩石切片的化学和微观结构分析来确定反应的结果。
1.高温高压酸岩反应速率研究：实验中可以通过调节温度、压力和酸性等条件来研究酸岩反应速率的变化规律。
通过实验可以获得岩石的腐蚀速率、溶解度和反应动力学参数等重要指标，进一步认识地球内部高温高压条件下岩石的化学变化过程。
2.高温高压酸岩反应机理研究：实验中可以通过分析岩石切片的化学和微观结构变化来探究酸岩反应的机理。
通过实验可以揭示酸岩反应的主导过程、反应产物的生成机制以及溶解度和离子活度的规律。
3.高温高压酸岩反应与地质过程关联研究：实验结果可用于理解碳酸盐岩岩浆活动、岩浆侵入、构造变形等地质过程与酸岩反应之间的关联。
通过实验，可以揭示碳酸盐岩岩浆侵位与酸岩反应的规律，为资源勘探提供理论依据。
4.高温高压酸岩反应的环境效应研究：实验中可以通过改变酸性、温度和压力等条件来研究环境因素对酸岩反应的影响。
这些研究可以揭示地下高温高压环境下岩石的化学稳定性和反应机理的变化规律。
在高温高压碳酸盐岩的酸岩反应实验研究中，需要注意实验结果的可靠性和适用性。
由于实验条件无法完全复制地球内部复杂的地质过程，实验结果需要在地质实际情况下进行验证。
碳酸盐岩酸蚀裂缝导流能力试验研究
较 大 ， 响测试结 果 ； 影 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 ３ Ｍ ａ 的有效导 流 ０Ｐ后 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。图 ９参 ５ 关键词 碳酸盐岩 酸蚀裂缝 导流能力 影 响因素
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 一 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
裂缝长度 和酸蚀 导流能力 。裂缝 的酸蚀导流 能 力是 很难 预测 的 ， 流能力 的大小取 决 于一个 随机 的 导
析酸液流动对裂缝导流能力 的改善效果 ， 以及各种因
素对酸蚀裂缝导流能力 的影响。实验参照常用 的酸 化施工设 计 中 的模 拟 参 数 ， 计 裂 缝 缝 宽 １０～ 设 ． ３０ ｍ、 ．ｍ 注酸排量 ６ ｍ／ ｉ １０ ｌ ｉ 来进行酸液 ０ ｌｍｎ一 ６ ｍ／ ｎ ｍ 流动实验 ， 拟人工裂缝 中 ０Ｏ ｍ ｓ ０ １ ／ 流速 模 ． ｌ ／ 一 ．ｍ ｓ 下的酸液流动过程 ； 裂缝导流能力 的测定采用 ｌｍ／ Ｏｌ ｍｎ的测试流量 ， ｉ 闭合压力范围为 １ Ｐ ９ Ｍ ａ ０Ｍ ａ一 ０ Ｐ 。
分别对多个裂缝缝 宽 （ ． ３０ ｍ） 的人 造 １０— ． ｍ 下 大理石 和灰 岩露 头岩 板进 行酸 蚀裂 缝导 流能 力实验 ，
塔中1号气田碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力的研究
一
，
酸 压 的导 流 能力 则 是 评 价 酸化 压 裂 施 工 有 效 性 的 主 要 指 标 。 针 对 塔 中 １号 气 田碳 酸 盐 岩 储 层 ， 用 自行 采
塔 中 １号 气 田 碳 酸 盐 岩 储 层 酸 蚀 裂 缝 导 流 能 力 的 研 究
刘 林 森 付 ， 珍。
（ ． 东 石 油 技 术 （ 团 ） 限 公 司 ， 京 １ ０ ０ １安 集 有 北 ０ １ ２； ２ 西 南 石 油 大 学 建 筑 工 程 学 院 ， Ｉ 都 ６ ０ ０ ． 四Ｊ Ｉ成 １ ５ ０）
ｆａ ｔ ｒ ｏ ｏ ｄ ｔｖ ｔ ｅ ｔ ｉ ｔｕ ｒ ｃ ｕ ｅ ｆ ｗ ｃ ｎ ｕｃ ｉ ｉｙ ｔ ｓ ｎｓｒ ｍｅ ｔ ｗｈｉ ｈ ｗａ ｌ ｎ ｃ ｓ ｍａ ｕ ａ ｔ ｒ ｄ ｉ ｄ ｐ ｎ ｅ ｔｙ Ｔｈ ｘ ｒ ｍｅ ｔ ｌ ｎ ｆ ｃｕ ｅ ｎ ｅ ｅ ｄ ｎ ｌ ． ｅ ｅ ｐｅ ｉ ｎ ａ
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压改造具有非常重要的参考和指导意义 。 关键词 ： 酸蚀 ； 压 ； 流 能 力 酸 导 中 图 分 类 号 ： Ｅｌ ２ ３ Ｔ ２ ． 文 献标 识 码 ： Ｂ 文 章 编 号 ：０ ８９ ４ ２ １ ０ —０ １０ １ ０ —４ ６（ ０ ０） ４０ ０ －４
高温高压碳酸盐岩的酸岩反应实验研究
高温高压碳酸盐岩的酸岩反应实验研究罗雄;焦国盈;孟伟;解修权【摘要】以川深1井的海相超深碳酸盐岩储层为研究对象,采用旋转岩盘仪进行酸岩反应动力学实验.根据室内实验结果,计算确定了川深1井龙王庙、仙女洞及Z2 dy4层段碳酸盐岩与胶凝酸的酸岩反应速度常数和反应级数,分析了岩盘不同转速下酸液浓度差的变化以及酸岩反应速度与反应时间的关系.在500 r/min和800 r/min这2种转速情况下,低速注入酸液更有利于促进酸岩反应,增强酸蚀效果.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2019(021)003【总页数】4页(P46-49)【关键词】碳酸盐岩;胶凝酸;酸岩反应;反应速度常数;反应级数【作者】罗雄;焦国盈;孟伟;解修权【作者单位】重庆科技学院,重庆 401331;重庆科技学院,重庆 401331;重庆科技学院,重庆 401331;重庆科技学院,重庆 401331【正文语种】中文【中图分类】TE375酸化压裂是针对碳酸盐岩储层而广泛采用的一项增产增注措施。
为预测酸化压裂施工中酸液的有效作用距离，提高酸化压裂效果，在酸压设计方案中需要明确反应速度常数、反应级数等酸岩反应参数[1-2]。
位于四川省阆中市天宫乡境内的川深1井是一口预探井，该井龙王庙、仙女洞及Z2dy4(震旦系灯影组四段)等层段的岩心分析结果表明，储层岩石的主要成分为碳酸盐岩。
本次研究，将通过室内实验，探讨川深1井储层的酸岩反应参数(反应速度常数、反应级数)，为优化酸化压裂施工提供基础数据。
1 实验方案1.1 实验材料和参数设定利用SY-3型酸岩反应旋转岩盘仪进行酸岩反应动力学实验。
实验材料主要包括氯化铵、氢氧化钠、酚酞、盐酸、碳酸钙。
实验所用岩心，为川深1井龙王庙、仙女洞及Z2dy4层段的碳酸盐岩，属于高温高压储层的碳酸盐岩。
取心层段井深分别为7 510～7 605 m、7 666～7 673 m 和8 154～8 160 m。
碳酸盐岩储层压裂裂缝启裂机理及扩展规律研究与应用
碳酸盐岩弹性模量、抗拉强度都明显较高，在同等条件下裂缝扩展 需要更高的施工压力；形成的裂缝宽度较小，加砂难度大。
8
（二）改造难点及研究思路
4、储层应力差、物性差距小，裂缝高度难以控制 储层应力差、物性差距小，
TK709井应力计算图 井应力计算图
碳酸盐岩岩块系统纵向上无明 显的物性及地应力遮挡层
TK657井酸压井段5685－5770m ，但从 压前压后测井对比可以看出裂缝缝高55855770m, 5585－5665m井段也被酸压改造了， 裂缝高度失控
(G穌/dG) Surf Press [Tbg] (MPa) Surf Press [Tbg] (MPa)
10.00 250.0
100.0 50.00 250.0
Implied Slurry Efficiency (%) (d/dG) Surf Press [Csg] (MPa) Meas'd Btmh Press (MPa)
BH Closure Stress: 68.54 MPa Closure Stress Gradient: 0.0125 MPa/m Surf Closure Pressure: 14.32 MPa Closure Time: 32.1 min Pump Time: 18.5 min Implied Slurry Efficiency: 50.4 % Estimated Net Pressure: -68.54 MPa
度大，裂缝宽度小，砂比很难提 上去，施工规模受限。
油压 （Mpa）
100
套压 （Mpa）
砂比 （%）
排量 （m3/min）
10
80
8
60
6
油压突然涨幅超过7MPa（82.7油压突然涨幅超过7MPa（82.77MPa 89.98MPa）并有继续窜升的趋势， 89.98MPa）并有继续窜升的趋势， 为避免造成施工事故，停止加砂， 为避免造成施工事故，停止加砂， 携砂液阶段泵注支撑剂20.2m 携砂液阶段泵注支撑剂20.2m3。
碳酸盐岩酸压裂缝导流能力随缝长变化规律研究
碳酸盐岩酸压裂缝导流能力随缝长变化规律研究王玉芳;杜建军;牛新年【摘要】酸压裂缝的缝长和导流能力是评价酸化压裂效果的2个重要指标,通过应用FracproPT软件对碳酸盐岩酸压过程中酸蚀裂缝导流能力和缝长变化趋势的拟合,总结了碳酸盐岩油气藏不同储层类型中的裂缝导流能力随缝长的变化规律,从裂缝导流能力随缝长的变化趋势中可以半定量判断碳酸盐岩储层中缝洞发育带的发育规模.拟合结果与地震和测井解释结果相结合,对定性和定量判断碳酸盐岩缝洞发育体的规模具有重要意义.【期刊名称】《地质力学学报》【年(卷),期】2015(021)004【总页数】9页(P546-554)【关键词】碳酸盐岩;酸压;裂缝导流能力;裂缝缝长;缝洞发育带【作者】王玉芳;杜建军;牛新年【作者单位】中国地质调查局油气资源调查中心,北京100029;中国地质科学院地质力学所,北京100081;中石油塔里木油田测井中心,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE357酸化压裂是碳酸盐岩油气藏提高采收率的重要措施，酸压裂缝导流能力和酸压缝长是影响压裂效果的重要因素，对储层改造后的高产稳产有重要的作用。
国内外对酸蚀裂缝导流能力实验和根据实验推导的理论计算模型有很多［1～20］，但对裂缝导流能力随缝长的变化规律还缺少研究。
本文通过FracproPt软件对不同储层类型的碳酸盐岩酸压改造后裂缝导流能力随缝长变化关系进行了拟合分析，总结了碳酸盐岩油气藏中基质孔隙型、裂缝孔洞型、裂缝型、孔洞型及溶洞型等不同类型储层的裂缝导流能力随缝长的变化规律。
拟合结果与地震和测井解释结果对比结合，可以定性和定量判断储层类型及缝洞发育体的规模。
FracproPT软件使用三维压裂裂缝几何形状模型确定酸液段在不断扩展的压裂裂缝内部的延伸，每个段的酸消耗率被分别追踪，岩石的累积溶蚀和相应的裂缝导流能力被作为压裂裂缝壁面上的分布状态来计算，同时考虑了裂缝宽度上酸浓度的变化以及在特定酸消耗率条件下裂缝壁面处的酸反应速率。
《2024年基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理实验研究》范文
《基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理实验研究》篇一一、引言随着能源需求的增长，碳酸盐岩油藏的开采越来越受到重视。
裂缝性碳酸盐岩油藏因具有丰富的油气资源而备受关注，但在开采过程中常常遇到水窜等问题，这给油田开发带来了巨大的挑战。
近年来，微流控技术作为一种新兴的科技手段，被广泛应用于油田开发领域。
本文旨在通过实验研究，探讨基于微流控技术的裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后水窜治理方法。
二、实验原理及材料方法1. 实验原理微流控技术是一种通过微通道或微管道操控流体行为的科技手段。
在油田开发中，微流控技术可用于模拟地下流体的运动过程，以便更好地理解油藏的流体性质和流动规律。
基于这一原理，我们可以通过微流控技术对裂缝性碳酸盐岩油藏脱气后的水窜现象进行模拟，进而探索有效的治理方法。
2. 实验材料实验所需材料包括：裂缝性碳酸盐岩岩心、脱气后油田水、注气设备、微流控装置等。
其中，微流控装置是实现实验的核心设备，能够模拟地下流体的运动过程，并对流体的运动规律进行实时监测和分析。
3. 实验方法（1）制备裂缝性碳酸盐岩岩心模型，模拟地下岩石的孔隙结构和流体流动条件；（2）将脱气后的油田水注入岩心模型中，观察水窜现象；（3）利用微流控装置对流体运动过程进行实时监测和分析；（4）根据分析结果，探索有效的水窜治理方法；（5）对治理方法进行实验验证，评估其效果。
三、实验结果与分析1. 水窜现象观察在实验过程中，我们观察到脱气后的油田水在裂缝性碳酸盐岩油藏中容易发生水窜现象，导致油田开发效率降低。
水窜现象的发生与岩石的孔隙结构、流体性质以及地下压力等因素密切相关。
2. 微流控技术分析通过微流控装置对流体运动过程进行实时监测和分析，我们发现水窜现象的发生与流体的运动规律密切相关。
在流体运动过程中，由于岩石孔隙结构的复杂性和流体性质的差异，导致流体在运动过程中产生了一定的速度差异和压力差异，从而引发了水窜现象。
3. 水窜治理方法探索基于对流体运动规律的分析，我们探索了多种水窜治理方法。
碳酸盐岩油藏高温超深井高导流自支
㊀㊀收稿日期:20210531;改回日期:20220307㊀㊀基金项目:国家科技重大专项 超深井碳酸盐岩储层改造及测试关键技术 (2017ZX05005-005-004)㊀㊀作者简介:周林波(1986 ),男,副研究员,2007年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,2010年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业,获硕士学位,现从事储层改造和深层地热开发方面的研究工作㊂DOI :10.3969/j.issn.1006-6535.2022.03.021碳酸盐岩油藏高温超深井高导流自支撑酸化压裂技术周林波1,2,刘红磊1,2,李㊀丹3,张俊江4,周㊀珺1,2(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京㊀102206;2.中国石化石油工程技术研究院,北京㊀102206;3.中国石油长庆油田分公司,陕西㊀榆林㊀719000;4.中国石化西北油田分公司,新疆㊀乌鲁木齐㊀830011)摘要:针对超深井酸化压裂改造形成的酸蚀裂缝易闭合㊁导流能力衰减快的问题,合成了新型酸化压裂屏蔽保护剂,并对其自聚性㊁油溶性㊁黏附性等关键指标进行了评价㊂该技术通过对水力裂缝表面非连续的㊁暂时性屏蔽,阻断酸岩反应,实现酸蚀裂缝由点支撑向面状支撑转变,裂缝有效支撑高度可提高3倍㊂采用CFD 软件模拟优化了屏蔽保护剂颗粒在裂缝中的分布形态,确定了屏蔽保护剂用量㊁注入排量㊁携带液种类等工艺参数㊂该技术在塔河油田高温超深井进行了应用,压裂后效果表明,屏蔽剂在地层温度下黏附性㊁油溶性达到设计要求,自支撑裂缝的导流能力和有效期明显延长㊂该技术对提高超深井酸化压裂效果具有重要意义㊂关键词:酸蚀裂缝;屏蔽保护剂;导流能力;超深井;自支撑中图分类号:TE355.5㊀㊀文献标识码:A ㊀㊀文章编号:1006-6535(2022)03-0144-06Acid Fracturing Technology for High -conductivity UnproppedFractures in Ultra -deep Wells with High Temperature in Carbonate ReservoirsZhou Linbo 1,2,Liu Honglei 1,2,Li Dan 3,Zhang Junjiang 4,Zhou Jun 1,2(1.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development ,Beijing 102206,China ;2.Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering ,Beijing 102206,China ;3.PetroChina Changqing Oilfield Company ,Yulin ,Shaanxi 719000,China ;4.SINOPEC Northwest Oil Field Company ,Urumqi ,Xinjiang 830011,China )Abstract :In response to the problems of easy closure of acid -etched fractures and rapid attenuation of conductivitycaused by acid fracturing in ultra -deep wells ,a new acid -fracturing shielding protectant was synthesized and evalu-ated for its key indicators such as self -agglomeration ,oil solubility and adhesion.This technology blocks the acid -rock reaction by discontinuously and temporarily shielding the surface of the hydraulic fracture ,and realizes the transformation of acid -etched fractures from point support to surface support ,and the effective support height of thefracture can be increased by 3times.CFD software simulation was used to optimize the distribution pattern of shiel-ding protective agent particles in the fractures and to determine the process parameters such as shielding protective agent dosage ,injection and displacement rates ,and carrier fluid type.The technology was applied to ultra -deepwells with high temperature in Tahe Oilfield.The results after fracturing showed that the adhesion and oil solubility of shielding agent at formation temperature met the design requirements ,and the conductivity and service life of un-propped fractures were significantly prolonged.This technology plays an important role in the improvement of acid fracturing effect in ultra -deep wells.Key words :acid -etched fractures ;shielding and protective agent ;conductivity ;ultra -deep wells ;self -supporting㊀第3期周林波等:碳酸盐岩油藏高温超深井高导流自支撑酸化压裂技术145㊀㊀0㊀引㊀言塔河油田超深碳酸盐岩油井酸化压裂投产后,约1/4的井出现供液不足㊁产量快速衰竭的问题㊂研究认为有效闭合应力逐渐增加,导致酸蚀裂缝导流能力急剧衰减,是产生这一问题的根本原因[1-10]㊂为此,周林波[11]提出了一种新的自支撑酸化压裂技术,室内实验结果表明:通过涂抹屏蔽保护剂覆盖部分岩板表面,可以阻断岩石和酸液之间的酸岩反应,形成分散的面状凸起,并依靠这些高强度岩石面来支撑裂缝;裂缝有效支撑高度可提高3倍,在闭合应力为50MPa 条件下酸蚀导流能力提高41.8%,裂缝支撑的有效性㊁稳定性得到改善㊂实验室所用树脂保护剂虽然能有效阻断酸岩反应,但降解性差,在地层中长期滞留易堵塞裂缝,也难以通过酸化压裂泵注的方式注入地层㊂将室内实验结果转化为现场可实施的应用方案的关键问题是合成具有特殊性质的屏蔽保护剂㊂该材料能对水力裂缝表面非连续地暂时性屏蔽,阻断酸岩反应;施工结束后,屏蔽保护剂遇油溶解或自然降解,留下岩石面支撑酸蚀通道㊂为此,在室内实验的基础上,研发了专用屏蔽保护剂,采用CFD 模拟软件分析压裂液和屏蔽保护剂固液两相流动规律,并优化注入排量㊁携带液种类㊁用量等参数,实现最优的裂缝自支撑形态,大幅提高酸蚀裂缝导流能力,延长酸化压裂改造有效期㊂1㊀屏蔽保护剂的研制1.1㊀基础材料优选屏蔽保护剂是实现自支撑酸化压裂技术的核心材料,根据现场生产需求,屏蔽保护剂需满足以下要求:①常温条件下为固体颗粒形态,相对密度为0.95~1.10,便于分散混入压裂液中注入地层;②在地层高温高压条件下(地层温度为120~150ħ,注入压裂液降温后温度约为100~120ħ,地层压力60.0~90.0MPa),颗粒具有一定的自聚集特征,相互聚集并软化黏附在地层岩石上;③具有耐酸性,在注入酸液的过程中,阻断酸液和碳酸盐岩之间的酸岩反应;④屏蔽材料在地层条件下遇油溶解或降解,不污染地层㊂根据屏蔽保护剂性能要求,通过实验初步筛选出多种性能接近的高分子体系,包括石蜡㊁松香㊁萜烯树脂(BT06)㊁环氧树脂㊁松香改性酚醛树脂(BF10)㊁生物基苯并噁嗪(MY)等,对其性能进行了分析和评价(表1,黏附性测定温度为120ħ)㊂表1㊀基础材料性能评价结果㊀㊀由表1可知:松香㊁石蜡㊁环氧树脂㊁MY 的软化点低于100ħ,而BT06和BF10软化点高于120ħ,均在工作温度范围之外;从耐酸性来看,石蜡的耐酸性相对较差,其他树脂均具有较低的酸溶性;从油溶性来看,环氧树脂不满足要求㊂综合分析可知,单一高分子材料无法满足屏蔽保护剂的整体性能指标㊂1.2㊀共混配方研究由于单一树脂无法满足屏蔽保护剂的整体性能指标,因此,通过共混方式发挥基础材料各自的优势,合成满足性能要求的屏蔽保护剂㊂共混改性是指将2种或2种以上聚合物通过混合而形成宏观上均匀㊁连续的高分子材料的工艺㊂聚合物是否能混合取决于其间的相容性㊂MY㊁BF10和BT06均含有苯环结构,三者具有良好的相容性,在共混过程中未出现宏观相分离现象㊂因此,优选MY㊁BT06㊁BF10为基础材料,并通过正交实验确定5种屏蔽保护剂的配方(表2)㊂表2㊀屏蔽保护剂配方2㊀屏蔽保护剂的性能评价2.1㊀软化点参照GB /T 4507 2014[9]测得各产品软化点㊀146㊀特种油气藏第29卷㊀为80~121ħ(表3),满足现场工作要求㊂表3㊀屏蔽保护剂基础性能评价结果Table 3㊀The results of basic performance2.2㊀耐酸性和油溶性将5种产品在盐酸中进行溶解性(140ħ)测试,实验前后盐酸溶液的颜色并无变化,依然呈澄清状态,屏蔽剂基本未溶解,酸溶率均小于5.00%(表3)㊂将5种产品在白油中进行油溶性测试,实验温度为140ħ,实验时间为2h㊂实验结果显示,屏蔽保护剂全部溶解,溶液澄清透明,颜色由无色变为橘红色,油溶率大于96.00%(表3)㊂2.3㊀自聚性自聚性测试方法:在岩心表面均匀划出16个大小一致的方格,将屏蔽剂均匀铺于岩心表面(图1a),加热软化后,观察岩心表面熔融自聚的屏蔽剂所占面积,屏蔽剂完全熔融的方格占总格数的比例即为屏蔽保护剂的自聚率㊂实验温度为120ħ,实验时间为10min㊂实验结果表明:5种屏蔽剂的自聚率均可达到100%(图1b);向岩心表面滴盐酸,观测无气泡产生(图1c),表明屏蔽保护剂有效阻断了酸岩反应㊂结果表明,所有配方体系在120ħ㊁10min 内的自聚率均可达到100%㊂ab c图1㊀自聚性测试实验Fig.1㊀The self aggregation test experiment2.4㊀黏附性为了更直观描述屏蔽保护剂与岩心的黏附性,将屏蔽保护剂粉末均匀铺于岩心表面,加热屏蔽保护剂完全熔融附着后,用耐热胶带贴在屏蔽保护剂表面,然后均匀用力撕下胶带,测量胶带上附着的屏蔽保护剂质量㊂实验结果表明:屏蔽保护剂有极少量被剥离,剥离质量比例为0.8%~2.4%㊂冷却岩心,在岩心表面均匀滴加盐酸测试其屏蔽效果,没有气泡产生,说明屏蔽保护剂在被撕离后仍能有效屏蔽酸岩反应㊂通过一系列实验结果,确定了屏蔽保护剂性能参数㊂屏蔽保护剂外观为淡黄色固体粉末,常温性脆;密度为0.95~0.98g /cm 3;软化点为100~120ħ;140ħ㊁2h 条件下,在质量分数为20%的HCL中的溶解率小于5.00%,在白油中的溶解率大于95.00%;自聚率大于90%;黏附能力强,外力剥离质量比例小于5.0%㊂3㊀自支撑酸化压裂工艺参数优化屏蔽保护剂注入地层后,其分散形态和屏蔽面积,直接决定了酸化压裂后的裂缝支撑形态㊂采用CFD 模拟软件,参考塔河超深碳酸盐岩储层物性参数,设置模型参数:杨氏模量为5.2ˑ104MPa,泊松比为0.28,抗压强度为78MPa,有效闭合应力为60MPa㊂建立人工裂缝模型,对比分析压裂液和屏蔽保护剂颗粒固液两相流动规律,优化屏蔽保护剂用量㊁注入排量等参数,实现屏蔽保护剂分散形态最优,充分发挥裂缝自支撑优势,提高深井裂缝导流能力,延长措施有效期,提高增产效果㊂3.1㊀屏蔽保护剂用量优化自支撑所需的屏蔽面积决定了屏蔽保护剂的㊀第3期周林波等:碳酸盐岩油藏高温超深井高导流自支撑酸化压裂技术147㊀㊀用量㊂根据相似性原理,建立了单翼人工裂缝模型,酸蚀裂缝的缝宽较大,采用Navier -Stokes 方程[13]模拟计算支撑面积比为5%~35%时缝内流体流动情况(图2,图中白色椭圆形代表支撑体)㊂由图2可知:由于支撑体的存在,流体绕过支撑体会产生绕流的现象(支撑体后存在蓝色区域),即损失一部分流动压力,也会影响流线分布(图2)㊂综合裂缝内流动模拟分析可知:如果支撑面积过小,支撑岩体所受应力集中,高闭合应力条件下容易垮塌;如果支撑面积过大,绕流加剧,增加原油流动的阻力,出口端流速和流量明显变小㊂流量为200mL /min 时,不同支撑面积比条件下出口端流量变化见图3㊂由图3可知:支撑面积比为5%时,裂缝导流能力快速衰减,出口流量急剧降低;支撑面积比为15%~25%时,自支撑裂缝导流能力稳定,流动顺畅,出口流速均匀稳定;支撑面积比为35%时,流动阻力明显加大,出口流量偏小㊂因此,推荐支撑面积比为15%~25%,折算缝内等效铺置浓度为0.1~0.5kg /m 2,有利于自支撑裂缝保持长期高导流能力㊂40302010020406080100120140160180200220/mm12345/·）(cm s -1/mmx y 图2㊀自支撑裂缝内流体流动形态in unproppedfracture图3㊀不同自支撑面积出口流量对比Fig.3㊀The comparison of outlet flow with different unpropped areas3.2㊀注入排量优化屏蔽保护剂注入排量决定了其在裂缝中的分布形态,采用固液两相流动模型模拟研究注入排量对屏蔽保护剂在裂缝内分布形态的影响(图4,Q 为注入排量)㊂由图4可知:注入排量低,则屏蔽保护剂分散效果差,有效铺置距离短(图4a);注入速度过高,裂缝中部屏蔽保护剂空白区面积(蓝色区域)增大(图4d),不利于长期裂缝导流能力保持;注入速度适宜时(图4b㊁c),铺置范围远,分散均匀程度好㊂因此,现场最优施工排量为2~3m 3/min㊂30302020101000202040a 1m min=/c 3m min=/b 2m min=/d 4m min=/4060608080100100mm/mm //m m/m mx x y y /%20406080100302010/m my 20406080100mm/x 0302010/m my 20406080100mm /x 0Q Q Q Q 图4㊀不同注入排量时的屏蔽保护剂铺置形态Fig.4㊀The layout of shielding protective agent at different injection and displacement rates㊀148㊀特种油气藏第29卷㊀3.3㊀携带液优选参照压裂液悬砂实验方法[14],分别选择滑溜水㊁线性胶㊁交联液3种不同黏度携带液开展实验,优选分散性㊁悬浮稳定性好的液体作为屏蔽保护剂注入时的携带液(表4)㊂由表4可知:中等黏度的表4㊀携带液优选实验数据线性胶作为携带液,在屏蔽保护剂质量分数为5%~20%时,均能较好地分散,同时充分搅拌后的混合液能够保持稳定悬浮2h,有利于屏蔽保护剂的现场施工注入㊂4㊀现场应用TH12井位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起,开发目的层为奥陶系碳酸盐岩储层㊂TH12井酸化压裂目的层为奥陶系6930~7390m裸眼井段,预测储层温度为151ħ,地层闭合应力达到94.8MPa,生产过程中裂缝有效闭合应力超过50.0MPa,油藏具有埋藏深㊁温度高㊁应力高的显著特征㊂该区域邻井酸化压裂后自喷期一般少于7d,裂缝闭合速度快,导流能力快速递减[15-18]㊂针对TH12井改造需求,设计采用高导流自支撑酸化压裂工艺,在高闭合应力条件下延长酸蚀裂缝的有效期,提高增产效果㊂酸化压裂方案设计酸蚀缝长为110m㊁缝高为50m;在第1阶段压裂液造缝降温后,加入软化点为121ħ的SRP -5屏蔽保护剂100kg,注入排量为2.0~3.0m 3/min,采用10m 3线性胶携带㊂屏蔽剂分散进入水力裂缝以后,继续以小排量挤注,直到SRP -5屏蔽保护剂完全进入地层并软化黏附在裂缝壁面㊂最后大排量注入胶凝酸,刻蚀水力裂缝面,形成自支撑酸蚀裂缝(表5)㊂该井酸化压裂后返排快速见到稠油,现场取样检测未见屏蔽剂保护剂颗粒返排出地面,表明屏蔽保护剂在地层温度下黏附性㊁油溶性达到设计要求㊂酸化压裂后累计自喷95d,比邻井延长15.8倍,表5㊀TH12井酸化压裂主要泵注程序自喷累计产油980t,比邻井提高7倍;目前机抽生产动液面保持在600m 左右,比邻井提高约500m㊂生产结果显示,自支撑酸化压裂技术有效改善了酸蚀裂缝支撑强度,裂缝导流能力长期保持较高水平,油井生产能力显著提高㊂5㊀结㊀论(1)通过三元共聚配方,合成了具备独特性能的屏蔽保护剂系列产品,是实现自支撑酸化压裂的关键㊂(2)优化了屏蔽剂用量㊁注入参数㊁携带液种类等工艺参数,形成了塔河油田超深井自支撑酸化压裂工程应用方案㊂(3)现场试验结果表明,通过屏蔽保护形成的自支撑酸化压裂技术明显延长了酸蚀裂缝有效时间,导流能力长期保持在较高水平㊂参考文献:[1]米尔卡J 埃克诺米德斯,肯尼斯G 诺尔特.油藏增产措施[M].3版.张保平,蒋阗,刘立云,等译.北京:石油工业出版社,2002:402-403.ECONOMIDES M J,NOLTE K G.Reservoir Stimulation[M].3rded.Translated by ZHANG Baoping,JIANG Tian,LIU Liyun,etal.Beijing:Petroleum Industry Press,2002:402-403.[2]丁云宏.难动用储量开发压裂酸化技术[M].北京:石油工业出版社,2005:97-98.DING Yunhong.Fracturing and acidizing technology for the devel-opment of difficult -to -use reserves[M].Beijing:Petroleum In-㊀第3期周林波等:碳酸盐岩油藏高温超深井高导流自支撑酸化压裂技术149㊀㊀dustry Press,2005:97-98.[3]龚蔚.深层裂缝型碳酸盐岩油藏水平井水力喷射酸压技术[J].断块油气田,2020,27(6):808-811.GONG Wei.Hydrajet acid fracturing technique of horizontal wellin deep fractured carbonate reservoir[J].Fault -Block Oil &Gas Field,2020,27(6):808-811.[4]KALFAYAN L J.Fracture acidizing:history,present state and 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高温高压碳酸盐岩油藏酸蚀裂缝导流能力实验研究张路锋;牟建业;贺雨南;周福建;李准;张士诚;姚茂堂【摘要】结合塔河油田托普台区块高温高压纯灰岩储层特点,应用高温高压酸岩反应仪、FCES-100导流仪研究酸蚀裂缝导流能力变化规律.短期导流能力实验结果表明:相同酸-岩接触时间下,稠化酸导流能力高于交联酸;闭合压力低于50 MPa,加砂酸蚀裂缝导流能力低于酸蚀裂缝导流能力,闭合压力高于50 MPa,加砂酸蚀裂缝导流能力高于酸蚀裂缝导流能力.加砂酸蚀裂缝导流能力实验结果表明:40/70目陶粒和1.5～2.5 kg/m2铺砂浓度酸蚀裂缝复合导流能力高.长期导流能力实验表明:48 h内导流能力快速降低,然后逐渐下降,120 h后趋于稳定.%Based on the characteristics of high-temperature and high-pressure pure limestone reservoir,the variation law of the seepage capacity of acid erosion fracture was studied through a series of laboratory experiments and by means of high-temperature and high-pressure acid-rock reaction instrument and FCES-100 flow deflector.The experimental results of short-term seepage capacity show that the seepage capacity of the fracture eroded by gelled acid is higher than that by crosslinked acid in the same acid-rock contact time.The seepage capacity of the acid erosion fracture with proppant is lower than that without proppant when closure stress is lower than 50 MPa,and the seepage capacity of the acid erosion fracture with proppant is higher than that without proppant when closure stress is higher than 50 MPa.The experimental results of composite seepage capacity show that the composite seepage capacity of the acid erosion fracture with the ceramsite proppant of 40/70 mesh and 1.5 ～ 2.5 kg/m2 concentration ishigh.The experimental results of long-term seepage capacity show that the seepage capacity of the acid erosion fracture rapidly decreases in 48h,then gradually decreased and tends to stabilize after 120 h.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(032)004【总页数】5页(P93-97)【关键词】酸蚀裂缝导流能力;高温高闭合压力;酸液类型;长期导流能力【作者】张路锋;牟建业;贺雨南;周福建;李准;张士诚;姚茂堂【作者单位】中国石油大学(北京)非常规天然气研究院,北京102200;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;中国石油大学(北京)非常规天然气研究院,北京102200;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102200;中国石油塔里木油田油气工程研究院,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE344张路锋,牟建业,贺雨南,等.高温高压碳酸盐岩油藏酸蚀裂缝导流能力实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2017,32(4):93-97.ZHANG Lufeng,MOU Jianye,HE Yunan,et al.Study on acid fracture conductivity behavior of high temperature and high closure pressure carbonate reservoir [J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2017,32(4):93-97.酸压是碳酸盐岩储层常用的增产改造措施。
将酸液注入到水力裂缝中，酸液沿着裂缝流动并与裂缝表面岩石反应，由于储层的非均质性，在裂缝表面会形成凹凸不平的沟槽。
粗糙的裂缝表面在闭合压力下不完全闭合，从而形成具有一定几何尺寸和导流能力的人工裂缝[1]。
W.R.Dill，D.E.Nierode和K.F.Kruk等[2-7]从以下几个方面对酸蚀裂缝导流能力进行研究：酸-岩接触时间、酸液类型、闭合压力、岩石力学性质、滤失和表面刻蚀模式。
由于酸蚀裂缝在高闭合压力下发生变形甚至破碎，高闭合压力下酸蚀裂缝导流能力与低闭合压力下可能完全不同。
Neuman[8]使用巴西海岸碳酸盐岩岩板实验，发现闭合压力在高于40 MPa时，酸蚀裂缝依然可以保持较高的导流能力。
酸蚀裂缝表面在生产期间会产生蠕变。
裂缝初始导流能力可能与生产一定时间后的导流能力有很大不同。
目前对水力压裂裂缝进行了很多长期导流能力测试，但是对酸蚀裂缝长期导流能力的研究报道较少。
为了准确预测生产时的导流能力，有必要进行酸蚀裂缝长期导流能力实验研究。
考虑到塔河油田碳酸盐岩储层埋藏深、地层温度高、地层闭合压力高的特点，本文进行了一系列酸蚀裂缝短期和长期导流能力实验，以研究酸-岩接触时间、酸液类型、高闭合压力、裂缝蠕变对裂缝导流能力的影响[9]。
此外，还进行了加砂酸蚀裂缝导流能力实验，用于探索提高托普台区块储层导流能力的途径，为该区块下一步酸压改造指明方向，为酸压设计提供依据和技术支持[10]。
1.1 实验仪器高温高压酸岩流动反应仪(江苏华安科研仪器有限公司)、FCES-100导流仪(德国)、高精密度天平(德国)。
1.2 实验用岩样及液体实验岩板用塔河碳酸盐岩露头加工成API标准岩板：17.78 cm×3.81 cm×2.54 cm，实验用2块岩板，缝宽8 mm，如图1所示。
实验前岩板饱和标准盐水，其组成为7%氯化钠+0.6%氯化钙+0.4%氯化镁+蒸馏水。
实验用稠化酸组成：20%HCl+1%BZC-1稠化剂+0.5%MJZ助排剂+0.5%BF529防膨剂+1%BZH高温缓蚀剂+1%BZJ铁离子稳定剂，在120 ℃、170 s-1条件下黏度为30 MPa·s。
实验用交联酸组成：20%HCl+0.8%BZJ交联剂+1%BZH缓蚀剂+1%BZJ铁离子稳定剂+0.5%助排剂+1%BZS防膨剂，在120 ℃、170 s-1条件下黏度为150 MPa·s。
1.3 实验步骤(1)实验前称重岩板，配置酸液，装入酸液和岩板，连接管线，饱和标准盐水，加热反应系统；(2)在排量50 mL/min、温度120 ℃、回压7 MPa下进行酸蚀实验；(3)取出酸蚀实验岩板拍照称重，清洗仪器；(4)将酸蚀实验岩板放入导流室，测量不同闭合压力下的短期导流能力；(5)测试加砂酸蚀裂缝导流能力。
在步骤(3)之后将支撑剂铺到酸蚀岩板表面，再进行步骤(4)；(6)测试长期导流能力。
其他步骤与测试加砂酸蚀导流能力一样，只是每个闭合压力点的测量时间变为168 h。
2.1 酸液类型与酸岩接触时间对裂缝导流能力的影响酸蚀裂缝表面由裂缝表面岩性、渗透率分布、酸液类型和注入条件决定。
一个地区，岩石力学参数、岩性分布类似，因此有必要研究酸液类型和酸-岩接触时间对酸蚀裂缝导流能力的影响。
对于特定类型的酸，较长的酸-岩石接触时间溶解更多的岩石，从而在岩板表面上刻蚀深度更深。
从这个角度来看，增加酸-岩接触时间可以提高酸蚀裂缝导流能力。
另一方面，由于过度的酸-岩反应会削弱岩石强度，在高闭合压力下，酸蚀裂缝表面变形严重甚至破碎，导流能力反而降低。
因此，需要确定达到导流能力上限的时间上限。
图2是在不同的酸-岩接触时间下，稠化酸酸蚀裂缝导流能力随闭合应力的变化曲线。
在半对数坐标中，导流能力与闭合应力近似呈直线。
导流能力随着酸-岩接触时间的增加明显提高。
但是，酸-岩接触时间60 min和80 min时的导流能力几乎相同，并且在高闭合压力下60 min酸-岩接触时间的导流能力还略高于80 min 的导流能力。
说明在实验条件下，60 min酸-岩接触时间已经达到稠化酸酸蚀裂缝导流能力上限。
图3是在不同的酸-岩接触时间下，交联酸酸蚀裂缝导流能力随闭合应力的变化曲线。
由于交联酸黏度较高，酸岩反应速率较慢，因此在相同酸-岩接触时间下，交联酸酸蚀裂缝导流能力远低于稠化酸酸蚀裂缝导流能力。
80 min酸-岩接触时间的导流能力明显高于60 min，说明80 min酸-岩接触时间没有达到交联酸酸蚀裂缝导流能力上限。
2.2 加砂酸蚀裂缝的导流能力上述讨论发现在高闭合压力下，较短酸-岩接触时间的裂缝导流能力低。
而远离井眼的区域，酸-岩接触时间相对较短，为了提高该区域的导流能力，本文研究了加砂酸蚀裂缝导流能力。
加砂酸蚀裂缝导流能力是指酸蚀裂缝表面铺置支撑剂后的导流能力，本实验所用支撑剂为不同目数的陶粒。
一方面，酸液有利于沟通天然裂缝以及提高返排，改善水力裂缝附近渗流能力；另一方面，高闭合压力下支撑剂可以提高裂缝导流能力。
图4是加砂酸蚀和酸蚀裂缝导流能力的对比，2组实验都是在60 min酸-岩接触时间下完成。
支撑剂目数为40/70目陶粒，铺沙浓度为3 kg/m2。
闭合压力低于50 MPa时，酸蚀裂缝高于加砂酸蚀裂缝的导流能力，是因为此时酸蚀裂缝表面变形不严重，支撑剂填充了酸蚀裂缝沟槽，反而降低了导流能力。