塔河油田超深井压裂裂缝自生酸酸化研究及应用

塔河油田超深井压裂裂缝自生酸酸化研究及应用

贾光亮;蒋新立;李晔旻

【摘要】塔河油田碳酸盐岩储层孔喉配合度低、连通性差、非均质性强,造成常规酸压滤失量大、酸蚀裂缝穿透距离有限、难以沟通井筒远处的规模储集体.为此,针对不同区块储层的不同特点,开展了塔河油田超深井自生酸酸化压裂研究,并在塔河10区TH10270井开展了自生酸酸化工艺先导试验,取得明显效果.该工艺的顺利实施,明确了自生酸酸化压裂在塔河油田奥陶系超深井压裂改造上的可行性.

【期刊名称】《复杂油气藏》

【年(卷),期】2017(010)002

【总页数】3页(P73-75)

【关键词】塔河油田;奥陶系;碳酸盐岩;酸化;压裂;自生酸

【作者】贾光亮;蒋新立;李晔旻

【作者单位】中国石化华北石油工程有限公司,河南郑州450000;中国石化华北石油工程有限公司,河南郑州450000;中国石化华北石油工程有限公司,河南郑州450000

【正文语种】中文

【中图分类】TE344

塔河油田奥陶系缝洞型油藏是由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合油气藏[1-2],埋深5 400～6 900 m，压力系数1.1左右，地层温度120～140 ℃，具有埋藏超深、高温、高压和非均质性极强的特点[3-4]。塔河油田80%以上的碳酸盐岩储

层通过酸压才能实现储量动用[5]，一般酸压的液体用量为400～800 m3[6]，裂

缝长度一般小于120 m，一部分油气井压后投产不久便停喷，地层能量供给不足，没有明显的稳产期，普通酸压可以部分解除钻井、完井、修井以及前期注水施工等造成的近井地带污染，沟通井筒附近的定容体和小规模有利储集空间，但是奥陶系储层的复式成藏模式和酸压液体用量的限制阻碍了裂缝的延伸和井筒远处有利储集体的沟通。

为了实现塔河油田下古储层改造工艺上的突破，西北分公司先后开展了复合酸压和大比例前置液水力扩容技术，但效果不一。复合酸压技术在一定程度上提高了有效裂缝的长度，但对于距井筒较远储集体的沟通有一定的局限；水力扩容技术加大了前置液泵入量，增加了水力裂缝的长度，但压后裂缝迅速闭合，没有充分形成酸液的非均匀刻蚀，有效导流能力较差，且压后返排周期长，成本高[7-8]。为此，西

北分公司开展了自生酸酸化工艺试验，并取得了较好的改造效果。

(1)自生酸酸化是通过两种化合物在地面按一定比例混合后泵入需改造储层的裂缝

系统中，在储层高温条件下生成一定浓度的盐酸，实现对裂缝深部表面酸蚀，形成具一定导流能力的“蚓孔”，达到深穿透的目的。

(2)自生酸是随着温度的升高，高聚合度羰基化合物和盐类发生反应逐渐生成酸的

酸液体系。该液体在常温条件下反应缓慢，当温度达到90 ℃时反应速度明显加快，温度越高，生成盐酸速度越快[9-11]。

将自生酸体系A剂与B剂1:1体积混合后，分别在17 ℃和40 ℃条件下，测试其酸液浓度。结果表明：该体系在17 ℃放置1天后酸浓度可达到7.46%，放置4

天后酸浓度可达到8.12%；在40 ℃恒温1天后酸浓度可达到9.31%。说明该自

生酸体系的低温反应速度缓慢，能基本满足现场施工配液需求。

取奥陶系一间房组过量岩心，对比100℃条件下自生酸酸液体系和普通胶凝酸酸

液体系反应后残酸浓度，测试显示：随时间延长，自生酸体系的酸浓度先增加后缓

慢降低，2.5 h后酸浓度还有1.44 mol/L；普通胶凝酸体系的酸浓度随时间延长急剧降低，90 min后酸浓度只有0.4 mol/L(见表1)；相同过量岩心100 g，相同酸岩反应时间后，自生酸反应消耗的岩心为11.6 g，普通胶凝酸反应消耗的岩心为21.1 g，差别接近2倍(见表2)，说明相同条件下，自生酸与相同质量的岩心完全反应所需的时间更长，即酸岩反应速率更低，能更好地满足塔河油田碳酸盐岩油藏深穿透酸化的需求。

2.3 酸岩反应动力学方程

实验室进行了现场用自生酸液体系和普通胶凝酸在不同条件下动力学试验。在一定的反应时间内，测试了酸岩反应前后酸液浓度的变化(见表3、表4)。实验表明：(1)胶凝酸的反应级数1.507 2大于自生酸反应级数1.001 3，表明浓度对胶凝酸反应速率的影响较强烈，酸压施工设计中，必须对酸液浓度进行优选；

(2)对比自生酸和胶凝酸体系，两者在恒温条件下的反应速度常数相差不大

(K1=9.353 9×10-7，K2=8.570 4×10-7)，但自生酸反应速度要小于胶凝酸，自

生酸在一定程度上可增大酸蚀作用距离，改造效果优于胶凝酸。

2.4 酸蚀裂缝导流能力测定

通过人工制作酸岩反应岩板，在室温条件下，采用现场用自生酸酸液体系，测试了不同闭合压力条件下，酸岩反应导流能力(图1～2)。测试结果显示：低闭合压力

条件下自生酸导流能力较高，随着闭合压力值增大，导流能力迅速减小，并趋于平缓。

TH10270井完钻井深5 803 m，改造层位奥陶系一间房组，钻井过程中无无漏失、放空现象，酸化目的层位：奥陶系一间房组，井段：5 713.16～5 803 m，测井解释为Ⅱ、Ⅲ类储层，措施前不出液。该井采用深穿透自生酸酸化工艺，挤入地层前置非交联压裂液356.5 m3进行压裂造缝，自生酸270 m3刻蚀裂缝，胶凝酸30 m3。施工泵压最高78.4 MPa，最大排量6.3 m3/min，停泵压力3.4 MPa，用

酸量3.34 m3/m，地层吸液强度0.07 m3/(min·m-1)。在泵注自生酸过程中，施工压力在10 min内由35 MPa降至16 MPa，有明显的沟通有效储集体显示，裂缝刻蚀效果明显。措施后采用6 mm油嘴控制放喷排液，初期日产油量54 t，产水8.6 m3，改造效果明显。

压后通过FracProPT软件对该井裂缝剖面进行模拟分析，得到压后裂缝缝长252.4 m，有效缝长91.6 m，达到了较好的改造效果。

(1)自生酸体系低温条件下稳定性试验说明：该自生酸体系的低温反应速度缓慢，能基本满足现场施工配液需求。

(2)在高温酸岩反应过程中，岩心充足、反应时间相同的条件下，普通胶凝酸反应消耗的岩心量是自生酸的2倍，说明与普通胶凝酸体系相比，自生酸使相同量岩心反应彻底所需时间长得多，在一定程度上可增大酸蚀作用距离，加大酸压效果。

(3)自生酸和胶凝酸酸岩反应动力学试验表明：自生酸反应级数较胶凝酸反应级数小，浓度对自生酸反应速率的影响较胶凝酸小，在一定程度上降低了现场储备及配置酸液的要求，有利于规模化推广应用。

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