塔河油田后置砂酸压技术研究

2015-07-02房好青

石油地质与工程 2015年5期

关键词：酸压酸蚀支撑剂

房好青

(中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

塔河油田后置砂酸压技术研究

房好青

(中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

塔河油田属缝洞型碳酸盐岩油藏，储层酸压后近井地带的岩石剩余抗压强度不足以支撑酸蚀裂缝，压裂缝在生产过程中很容易蠕变闭合，进而丧失导流能力。分析了酸携砂技术对导流能力的贡献、酸蚀裂缝形态及支撑剂在酸蚀裂缝中的存在状态，并研究了后置砂酸压改造技术。该技术能够很好地解决酸蚀裂缝在近井地带过快闭合而丧失导流能力的问题，且投入少，现场施工方便。

塔河油田；储层改造；碳酸盐岩；压裂液；抗压强度

1 酸压技术现状

塔河油田属缝洞型碳酸盐岩油藏，储层埋藏较深，一般为5 000～7 000 m，80%的油井需要通过压裂改造才能建产。目前所用的酸压技术主要有前置液加胶凝酸、变黏酸、地面交联酸等酸压技术，也开展了酸携砂技术试验。由于埋藏深、设备能力有限，储层易出现砂堵等异常情况，水力加砂压裂只开展了3井次现场试验，没有普遍应用。

随着勘探开发的加快，超深高闭合应力储层越来越多，许多井酸压后压力下降快，转抽后很快出现供液不足，酸化后又有产出但很快又出现地层产液困难的情况。初步判断这种现象是由于高闭合应力基质渗透率极低的碳酸盐岩储层，酸蚀裂缝在近井地带过早闭合，阻碍了油气流入井筒造成的。因此需要研究新的技术来解决高闭合压力储层酸蚀裂缝过早闭合的问题。

2 岩石抗压强度分析

塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层基质基本不具有渗透性，在被改造的缝洞型碳酸盐岩储层中，酸蚀裂缝是油气产出的通道，但是注酸后，岩石的抗压强度大幅度减弱，酸岩反应也改变了岩石的力学性质。谭卓英等研究发现大理石在10%的盐酸中浸泡90天后抗压强度降低27.74%[1]。周健等对轮古油田基质型灰岩、塔中油田裂缝型灰岩的研究表明，岩心在胶凝酸中浸泡后抗压强度为酸蚀前的20%左右[2]。

塔河油田在地理位置上与轮古油田比邻，岩性相近，酸压也使用胶凝酸进行酸压施工，可以认为塔河油田的储层岩石在酸蚀后抗张强度会降低到原来的20%左右，具体预测数据见表1。由此可见，在超深高闭合应力储层，由于抗压强度损失严重，酸压后很可能出现裂缝闭合的现象。酸蚀裂缝闭合以后，油气流动通道受阻，产能下降，甚至停产。

表1 塔河油田部分岩石力学试验统计

井筒附近是应力集中区，通常井筒附近的应力是地层正常应力的2～3倍。对于超深高闭合压力井，随着酸压残液的排出及后期的生产，酸蚀裂缝先闭合到酸蚀裂缝的沟槽上，并逐渐发生蠕变直至沟槽消失，裂缝彻底闭合；有的甚至在排液期间就会发生彻底闭合。

3 常规酸携砂技术分析

3.1 酸蚀裂缝形态

碳酸盐岩储层不是纯净的碳酸钙，往往含有一些不反应的杂质，由于碳酸盐岩储层非均质性强，即使与酸反应的物质，也有反应快慢的区别。

碳酸盐岩的岩石矿物成分中方解石和白云石含量(可反应物含量)决定着酸岩反应速率和酸蚀裂缝导流能力。对于碳酸盐岩地层，可反应矿物在早期沉积或后期改造过程中夹杂着有机质或其他矿物等杂质，其杂质含量决定着酸压改造的效果。海相沉积泥晶灰岩酸岩反应前后的对比表明，反应前该岩石颜色较深的灰质含有早期成岩过程中的有机质成分，而颜色较浅的为后期充填进人的方解石。反应后碳酸盐岩中含有机质的灰岩与酸液反应较慢，而后期充填进入的方解石与酸液反应速率较快[3]。

牟建业等对酸蚀裂缝导流能力做了研究，认为酸蚀裂缝的几何形态是非常不规则的[4]，过酸后的人工裂缝壁面不是被均匀腐蚀的，而是存在着大小各异的凸凹体不平整壁面。

3.2 目前酸携砂加砂浓度分析

酸携砂技术是为了解决酸蚀裂缝过早闭合影响产能的一种技术方法，是用酸液携带支撑剂进入地层，由于加砂前形成了人工裂缝，施工压力相对较低，不易造成砂堵，加砂相对容易。但是此种技术目前支撑剂加入量过少，现场最高砂比仅为30%[5]。

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塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层基质渗透率一般在0.01×10-3μm2以下，几乎不具有渗透性，无法为油气提供渗流通道。酸压增产的机理是在碳酸盐岩储层中通过酸蚀作用形成一条高导流能力的酸蚀裂缝，连通井筒与缝洞储集体，达到释放油气产能的目的。

酸盐反应式为：

CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2

根据物质守恒定律，为把反应掉的碳酸钙的空间使用支撑剂全部支撑起来，在酸携砂施工全过程中，需要的砂比为33.8%。而目前酸携砂技术最高砂比仅为30%，再考虑到支撑剂的嵌入，填砂量不能有效对酸蚀裂缝进行支撑。

4 后置加砂技术研究

4.1 后置砂技术机理

酸压施工中酸液是从井筒注入到裂缝远端的，注酸过程中所有酸液都经过缝口，因此缝口受到的腐蚀最严重，越往裂缝深处，裂缝壁面酸蚀程度就越弱，抗压强度的损失也越少，井筒应力集中效应也逐渐减弱。张佐刚通过计算得出，储层内部距离井筒越远，应力集中越弱，当距中心为4倍井筒半径时，应力集中仅超过岩层原始应力的6%[7]。因此，在酸压施工注完酸液后，尾追一个高砂比的携砂液注入程序。携带大粒径支撑剂进入缝口，用于支撑酸蚀裂缝的近井地带，由于支撑剂的加入，相对于原来的酸蚀裂缝，井筒附近的导流能力有所丧失，但裂缝不容易闭合，并且使酸蚀裂缝长期保持张开状态，提高酸压改造的效果。

4.2 压裂液

4.3 支撑剂

一般情况下，支撑剂的粒径越大，导流能力越高，但在高闭合应力条件下这种情况就会发生变化。

高闭合压力下，支撑剂粒径越大，破碎率越大;进行不同粒径组合后，随着小粒径支撑剂比例的增加，支撑剂破碎率逐渐降低。高闭合压力下，组合支撑剂表现出比大粒径支撑剂更强的承压能力，短期导流能力甚至可能超过单一大粒径支撑剂。长期导流能力实验结果表明:组合支撑剂的承压能力比单一大粒径支撑剂强，随时间的增加，组合支撑剂导流能力的下降幅度比单一大粒径支撑剂更小[8]。因此在支撑剂选择上优选高强度、组合支撑剂进行施工，具体的组合比例根据具体井的岩心实验结果进行优化。

4.4 施工泵注工序

酸液对压裂液起到破胶剂的作用，即压裂液遇到酸液后会破胶。为了避免注入酸液后注入的携砂液破胶而造成砂堵，酸液与携砂液之间加入一个隔离液泵注程序。使用低黏度滑溜水做隔离液将酸液顶入地层，防止携砂液与酸液相遇破胶。

携砂液注入完毕后，注入顶替液，顶替液用量要精确计算，顶替液用量应稍微小于井筒的容积。这样可防止过顶而出现“包饺子”现象，也避免了欠顶过多导致井筒沉沙淹没储层的现象。

4.5 压裂工作液返排

与普通酸压工艺不同，后置砂工艺的支撑剂是在压裂施工末期加入的，如果返排制度不当，容易造成出砂。因此返排时，要优化返排制度，采用小油嘴低速排液，防止支撑剂回流。