压裂酸化技术难点和挑战

压裂酸化技术难点和挑战

正如在我国石油工业“十五”规划报告指出的一样：现在我国石油工业面临的形势是新区勘探开发困难，老区的增产挖潜还有大量的工作要做。其中，常规的井网加密已经效果不大，对酸化压裂措施的认识不够。同时，增产措施改造的对象越来越复杂，改造目标已经从低渗、单井发展到了中、高渗和油田整体主要的难题集中在以下几个方面：

1.复杂岩性油气藏

指的是陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物以一定比例均匀存在，没有任何一种成份在主导地位。典型的代表是玉门酒西盆地的清溪油田，该油田储量高、品位好，但是储层矿物组成十分复杂。由于矿物的不连续分布，酸压后只能形成均匀、低强度的刻蚀；而水力压裂由于发生支撑剂嵌入和粘土矿物的水敏、碱敏现象严重，因此目前酸压和水力压裂技术对这类储层多为低效或无效。只能考虑从液体体系上改进工艺措施。

2.高温、超高温、深层、超深层和异常高压地层

以准葛尔盆地、克拉玛依、塔里木和吐鲁番为代表，如柯深101井，压力系数为2.0，温度135摄氏度，千米桥潜山地区井深4000m—5700m，温度在150摄氏度到180度之间。这种地层的技术难点往往是需要的施工压力和压裂酸化液体不能达到要求；酸液的反应时间短，酸蚀作用距离短。

3.低渗、低压、低产、低丰度“四低”储层

如中石油的长庆苏里格气田压力系数在0.8—0.9，渗透率为0.5—3.0达西，中石化的大牛地油田压力系数0.67—.0.98，渗透率仅为0.3—0.9达西。类似的这种储层在我国占很大的比例，由于产生水锁现象进而产生很难解除的水相圈闭，如果不采用特殊的工艺手段，很难得到高效开发。

4.凝析气藏

代表有千亿方的塔里木迪那气田和中原白庙深层凝析气藏。这类油田酸化压裂最大的问题是由于压力降低后凝析油的析出产生凝析油环，大大降低了天然气的产量。

5.高含硫，高含二氧化碳油田

这类油田有被誉为“南方海相勘探之光”的普光气田（储量高达1144亿立方米）；580亿立方米的罗家寨气田。这两个气田的含硫量都在10%—12%，远远超过3%的行业标准。硫化氢的高还原性和化学反应活性容易产生单质硫和硫化亚铁沉淀，在酸化压裂施工中造成二次伤害。同时，高含硫还会加大钻、采、集、输、外运的困难，尤其是在地形复杂，自然条件恶劣的四川丘陵地区。

6.异常破裂压力油藏

这种油藏埋藏深度和破裂压力不成正比，以川西致密须家河组和赤水地区为例：2000多米的井深破裂压力高达90多兆帕，现场经预处理措施之后，施工压力仍然高达80多兆帕。造成的直接后果就是压不开地层，酸液不能进入，对设备的损害比较大。

7.缝洞型、裂隙型碳酸盐岩

我国“九五”规划最大的整装油田——塔河油田就是这类油田的代表。塔河油田560万吨产量中有80%是依靠压裂酸化措施取得的。而压裂酸化中最大的难题是注入液体的滤失，因为这种缝洞型、裂隙型油藏已经并非常规意义上的裂缝和孔隙，而是体积巨大的溶洞和裂隙。

8.低渗稠油

这类油田由于稠油的流动性差，向井流动困难，导致初期增产效果差或无效，酸化压裂有效期短。

9.水平井、多分支等复杂结构井

我国从80年代中期在海上应用水平井，水平井的采油工艺远远落后于钻井技术的发展。水平井等复杂结构井压裂核心问题是起裂裂缝条数和裂缝方位的控制，水平井酸化存在的问题主要是酸液的均匀置放和长时间浸泡下酸岩反应机理。目前，在这方面已经作了大量的研究工作。

酸化压裂技术发展现状及创新

1.压裂裂缝延伸数学模型研究

目前已取得的研究成果主要为由西南石油学院率先提出的三维裂缝模型和控缝高技术以及“四变”：变排量、变粘度、变支撑剂类型和支撑剂粒径技术。

2.重复压裂技术

重复压裂定义为压裂同一口井，同一个层位，同一个地方，区别于常规的认为的第一次压裂无效后的再压裂或是压开不同层段。其技术核心可以概括为“堵老缝，压新缝”，即：堵已经成为储水通道的缝，堵控制区域已经完全或大部分产出的老缝。压新缝的关键是把握新缝压开的时机，新缝的压开总是发生在最大最小应力场改变时。

3.高含硫油田

目前国外常用的方法是用互溶剂吸收生成的单质硫。现在又提出了“双管齐下”的解决办法：即同时降低铁离子浓度和用硫化氢吸收剂把单质硫的形成扼杀在摇篮中。

4.低渗低压油田

目标是减少水锁和水相圈闭，可以考虑的途径有：尽量减少进入气层的液量，减少滤液的表面张力，减少毛管阻力。目前的措施包括：○1提高返排速度：液氮伴注，分段破胶，强制闭合，高效返排；○2二氧化碳泡沫压裂；○3自生气/生热增压助排；○4表面活性剂压裂液

5.异常破裂压力

降低摩阻，增加酸液的密度和强度是治标的方法。治本的途径包括：高能气体压裂、酸化预处理、射孔参数优化。现场实践表明，通过上述方法可以分别减小井口压力10MPa,4—10MPa,5MPa 左右。

6.复杂结构井压裂机理和技术

关键的技术是合理设计压开裂缝条数，优选裂缝长度。以前的观点认为水平井相当于一口水力压裂井，但是最新完井思想认为水平井钻成后必须要做增产措施才能发挥其全部产能。因此完井方式上要预先考虑有利于裂缝的形成，有利于后续的酸化压裂改造。

7.酸化压裂新观点：

传统观念认为碳酸盐岩水力压裂会造成矿物脱落，堵塞裂缝和孔隙，一般增产措施应该采用酸压和基质酸化；而砂岩油藏由于胶结疏松，容易压破地层边界，酸液均匀溶蚀岩石，不能形成沟槽，酸压后裂缝大部分闭合，没有形成导流能力等原因，经典教科书上都不推荐采用酸压。现场作业已经大大地挑战了上述传统观点，如采用酸基压裂液，冻胶酸的碳酸盐岩水力压裂以及砂岩储层的酸压都取得了不错的增产效果，但其机理研究还需进一步深入。

一、表面活性剂压裂液体系

在表面活性剂稀溶液中，当其浓度大于临界胶束浓度（ＣＭＣ），均可形成球状胶束。随着

表面活性剂和盐浓度的增加，电解质压缩胶束的界面双电层，胶束中表面活性剂分子之间的排列趋于紧密，结构和体积发生突变，胶束由球状向棒状和蠕虫状转变，粘弹性大大增加，形成冻胶状；但不同的表面活性剂在不同的盐溶液中，形成的冻胶状不同。

胶束的粘弹性大小直接与蠕虫状胶束的生长有关。蠕虫状胶束体系是一个平衡体系，其

相对分子质量分布（ＭＷＤ）不是固定的，受温度、矿化度、反离子浓度、表面活性剂类型与体积分数和溶剂等因素影响。对于ＣＴＡＢ／ＮａＳａｌ体系，Ｇｒａｎｅｋ等人［１４］研究表明胶束的平均长度Ｌ与表面活性剂浓度相关，对低盐度（０．１ｍｏｌ／ＬＫＣｌ），胶束长度Ｌ随着表面活性剂浓度增大而增大，而高盐度时（０．２５ｍｏｌ／ＬＫＣｌ），却随着表面活性剂浓度增大而减小。盐的性质和浓度对胶束的增长和特性存在严重的影响。Ｋｈａｔｏｒｙ等人［１５］研究了不同浓度的ＣＴＡＢ在ＫＢｒ溶液中的增长情况，在温度较高（３５℃）时，随盐度的增大（ＫＢｒ盐度变化范围０．４，１．０，１．５和２．０

ｍｏｌ／Ｌ），胶束增长；温度较低（３１℃）时，随盐度的增大，胶束长度Ｌ有个最大值，即盐度的增加促进了胶束的缔合、交联，随温度升高将破坏胶束的形成的结构，粘度降低。表征胶束理化性能的研究方法较多，主要有光散射法、凝胶色谱法、超速离心沉降法、电镜法、粘