超深高温碳酸盐岩自生酸深穿透酸压工艺研究与应用

2018-05-07许艳艳

钻采工艺 2018年1期

侯帆，许艳艳，张艾，吕晶

(1中石化西北油田分公司石油工程技术研究院 2中石化西北油田分公司雅克拉采气厂)

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2.2×104t。

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。