富县采油厂水平井前置酸加砂压裂酸液配方试验

2020-08-01何火华

非常规油气 2020年1期

何火华，王全，王鹏.

(延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西延安 716000)

富县采油厂长8油层属于特低孔、特低渗储层；储层泥质含量高、物性差、渗流阻力大，现有的水平井加砂压裂不仅在改造投产后产量低、开发效益不理想，而且还存在着水平井加砂压裂成功率不理想的问题。而采用前置酸酸液作为水平井加砂压裂的先导酸液，可以对储层孔渗进行溶蚀，提高储层孔隙度和渗透率，降低压裂作业地层破裂压裂，解决因地层破裂压力高而压不开的难题，提高水平井压裂的成功率；并且前置酸酸液对黏土矿物膨胀的抑制以及对压裂成功后压裂液残胶成分的溶蚀，均能有效降低压裂液残液对地层的伤害，有效提高单井产能。因此必须根据油藏地质特点，进行适合该区域油藏的前置酸酸液配方，达到改善油层压裂改造效果的目的[1-2]。

1 前置酸作用机理

以酸液体系对储层进行解堵改造，提高压裂裂缝长并减少钻井、完井、压裂残渣对支撑裂缝的伤害，达到增产目的的工艺措施，其工作液配方简单、施工方便、成本低、解堵效果明显[3]。在水平井加砂压裂施工的基础上泵注前缘酸液，能有效地溶解地层空隙中的酸溶填隙物，疏通储层气液流通道，促使高低渗层天然裂缝的沟通，从而降低水平井加砂压裂的施工泵压；前置酸液的溶蚀作用不仅降低施工泵压，提升了水平井压裂的成功率，而且能扩大水平井加砂压裂造缝长度和宽度，为携砂液提供充足的填充空间，降低施工存在的作业风险；前置酸酸液可以疏通压裂人工裂缝壁与储层之间的压裂液滤失带，提高压裂后储层的渗透性，这也是水平井前置酸加砂压裂的重要特点之一；而前置酸与地层的反应残酸在压裂液反排过程中对压裂液的破胶作用促使压裂后压裂液残胶的反排效果大大提高，并且提高了加砂压裂支撑裂缝的导流能力，从而扩大水平井前置酸加砂压裂的工艺经济效益。随着延长油田的快速发展，各区块储层地质特征有一定的差异性，开发油层也越来越呈现三低特点，开发难度加大。为了提高富县区块新井的开发效率，根据储层特征设计水平井前置酸加砂压裂酸液配方[4-11]。

2 前置酸酸液配方试验

试验选用富县采油厂水平井天然岩心，地层液体为富县采油厂区块油井产出液。前置酸酸液类型一般根据储层敏感性、岩心矿物成分、储层伤害情况、水平井施工条件及工艺实施难度进行选择。室内借助仪器分析手段对富县油田区块长6和长8储层的岩心进行岩矿特征、孔喉结构等储层岩心的固有特征分析，依据分析结果对酸液进行选择，为前置酸酸液配方的建立提供指导依据[12-18]。

2.1 岩矿特征分析、含量测试

从砂岩薄片鉴定(表1)来看本区块，砂岩主要矿物成分石英和长石含量的和在75%以上，其中均含有酸敏矿物绿泥石，酸液优选难度高。绿泥石对盐酸较为敏感，因此在酸化中酸液应选择低盐酸浓度体系；对地层中富有钾盐矿物质的储层，有机酸会使其中的长石溶解沉淀出伊利石，并且生产酸渣容易堵塞孔喉。

表1 前置酸加砂压裂试验区储层填隙物组成Table 1 Composition of reservoir interstitial fillings in the pre-acid sand fracturing test area

2.2 目标区块溶蚀对酸液的选择

室内研究将富县采油厂储层长8区块的岩屑和油田常用的酸液(包含盐酸、氢氟酸、甲酸、乙酸)分别按照1∶20(m/v)的比例进行酸岩反应，各组岩屑与酸液均在2 h、室温条件下试验。不同浓度情况下酸液对研究区域岩屑反应的溶蚀率如图1所示。

从图1可以看出，盐酸浓度超过12%后，其浓度的增加对岩屑溶蚀率的增长作用不明显；氢氟酸与岩屑的反应较快，酸岩反应基本为一次反应；甲酸浓度超过5%后，其浓度的增加对岩屑溶蚀率的增长作用不明显；乙酸浓度超过3%后，其浓度的增加对岩屑溶蚀率的增长作用不明显。通过分析，为了降低压裂破压难度，提高水平井在致密储层压裂的成功率，认为富县采油厂储层前置酸酸液的配比为：12%盐酸+3%氢氟酸(土酸体系)或8%盐酸+5%甲酸+3%乙酸(有机酸体系)。

以岩心矿物成分分析为基础，选择研究区块不同油井长6和长8层岩心各两块，分别取适量岩心粉末，使用以上得到的两种酸液体系，进行不同酸液配方的溶蚀试验，酸液和岩心按1∶20(m/v)反应；按照本区块长6和长8地层的温度梯度，反应时间为90 min。试验结果如表2和图2所示。

表2 岩粉与酸液体系温度梯度下的溶蚀试验Table 2 Dissolution experiment of rock powder and acid solution under temperature gradient

通过试验对比，有机酸与本区块岩屑反应的溶蚀率在14%～17%之间，土酸体系与本区块岩屑反应的溶蚀率在29%～32%；较低的酸溶蚀效果对储层的改造达不到水平井压裂施工的要求，其发挥的作用不会很理想；而较高的酸溶蚀效果会增加对储层的伤害，造成对岩石骨架的伤害，从而引起储层的坍塌；浓度适宜但量少的酸液对储层的改造作用效果有限，起不到降低施工泵压和延伸裂缝的作用。根据室内实验及现场经验，一般选择溶蚀率在20%以上的酸液浓度。

2.3 酸岩反应下岩层物性的变化

在确定溶蚀率的基础上，进一步需要了解体系酸液对研究区储层的孔渗结构及岩石密度的影响，相应的选取研究区块的长6、长8层岩心，进行土酸体系与有机酸体系在储层平均温度为60 ℃下的酸岩反应，获取酸化前后岩心的物性变化，结果见表3。

表3 岩芯与酸液体系反应的物性变化Table 3 Physical property changes of the reaction between the core and the acid solution

从表3可以看出，土酸体系的反应对储层岩心物性的改造较好；从岩石密度分析，有机酸体系在反应中产生的沉淀物填充岩石孔隙，造成反应后的岩心密度高于土酸体系反应后的岩石密度，进一步说明本油层区块不适合使用有机酸体系酸液作为酸化用酸。

2.4 入井酸液溶解压裂液滤饼试验

室内试验选择最佳交联比为100∶10，总体积为1 000 mL，形成稳定动胶后，分别加入一定量的酸液，在50 ℃、60 ℃进行破胶，待反应2 h破胶完全后，用恒重法测酸液对压裂液冻胶的溶蚀率。

表4 滤饼溶解试验结果Table 4 Results of dissolution test of filter cake

试验结果说明，加入酸液对压裂残液滤饼有一定的溶蚀能力，其中有机酸体系对压裂液滤饼的最大溶蚀率为8.72%，土酸体系对压裂液滤饼的最大溶蚀率为13.64%，说明无论土酸体系还是有机酸体系均对压裂液残渣具有溶解作用，而土酸体系效果更加明显，更能积极解除压裂液对地层造成的伤害。

通过试验分析，认为富县直罗油区前置酸酸液配比为： 12%盐酸+3%氢氟酸(土酸体系)。在前置酸酸液中添加辅助剂可以防止过度腐蚀、防止形成酸渣和发生乳化、防止沉淀、帮助压裂液返排、稳定黏土等。因此，建立前置酸酸液体系为：12%盐酸+3%氢氟酸+0.5%缓蚀剂+0.5%破乳助排剂+0.5%黏土稳定剂+0.1%柠檬酸。

3 前置酸酸液体系配伍性能及溶蚀能力

3.1 前置酸酸液体系配伍性能

确定的土酸酸液体系，需要确保其在不同温度下的绝对配伍性，以及其能与研究区块的地层水和地表水有较高的配伍性，还有与压裂的胍胶液有高配伍性；不能使酸液体系内和酸液体系外有接触的液体产生乳化和沉淀物。室内将前置酸土酸体系(12%盐酸+3%氢氟酸+0.5%缓蚀剂+0.5%破乳助排剂+0.5%黏土稳定剂+0.1%柠檬酸)在室温下(25 ℃、24 h)进行配伍试验，试验结果见表5～表7。

表5 建立的前置酸体系的配伍性结果Table 5 Compatibility results of the pre-acid system

表6 建立的前置酸体系与地层水及地表水的配伍性结果Table 6 Compatibility results of pre-acid system with formation water and surface water

表7 建立的前置酸体系与胍胶液的配伍性结果Table 7 Compatibility results of pre-acid system and guanidine gum solution

3.2 前置酸酸液体系溶蚀能力

将研究区块的岩屑与室内配置好的建立的前置酸体系按照1∶20(m/v)反应，反应温度为60 ℃，分别在0.5 h、1 h、2 h、4 h时测量酸液体系与岩屑反应的溶蚀率，试验结果如图3所示。

从图3可以得出，在储层温度下，建立的前置酸体系在2 h后对岩屑的溶蚀率为31.56%，表明前置酸体系有较好的溶蚀性能。同时在2 h内酸液与岩心反应时存在缓速效应，可以使酸液在压裂过程中的作用时间更长。

4 现场应用

根据室内试验确定的前置酸酸液配方，选取相应的水平井加砂压裂层段进行试验，并选取同区块邻近同层位不加前置酸的水平井加砂压裂井进行对比，结果如表8、图4所示。

表8 施工试验情况表Table 8 Table of construction experiments

前置酸加砂压裂压力平稳、施工正常、工艺可行，破裂压力较不加前置酸水平井压裂的破裂压力小3～4 MPa，水平井加砂压裂成功率达到100%。从生产效果上分析，对比结果如图5、图6所示。

试验井芦341平1井，单层加酸量为14.5 m3左右，配方为12%盐酸+3%氢氟酸+0.5%缓蚀剂+0.5%破乳助排剂+0.5%黏土稳定剂+0.1%柠檬酸；芦341平1井总计15层段加砂压裂，15层段全部使用前置酸。芦341平1井现场施工后48 d平均单井产液量为27.04 m3/d，产油量为14.4 t/d；黄265平1井现场施工后48 d平均单井产液量为21.16 m3/d，产油量为9.2 t/d。对比井比试验井单井日增油5.2 t/d，48 d累计增油249.6 t，增液和增产效果明显。