深层碳酸盐岩储层有机酸深穿透酸压工艺

2020-08-03李子甲黄文强

科学技术与工程 2020年20期

李子甲，吴霞，黄文强

(1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司, 乌鲁木齐 830011；2.成都理工大学能源学院, 成都 610059)

深穿透酸压改造工艺是深层碳酸盐岩油气藏实现增产和稳产的主导技术之一[1]。酸蚀裂缝有效长度以及酸蚀裂缝导流能力的大小是评价酸压改造效果的重要指标[2-3]。但目前深层碳酸盐岩储层一般存在高温、天然裂缝发育等特征,酸岩反应速率快,酸液滤失严重,使得酸液有效作用距离短,同时,储层的高闭合应力使得酸蚀裂缝长期导流能力保持率低[4-5]。深穿透酸压工艺旨在增大酸液有效作用距离及提高酸蚀裂缝导流能力,从而提高增产效果。该工艺与酸液体系密切相关,常规HCl在高温条件下与碳酸盐岩迅速反应,形成的酸蚀裂缝长度有限,难以满足这类储层的施工要求[6]。

中外学者相继研发出多种缓速酸液体系来增加酸液有效作用距离,如胶凝酸通过增加酸液黏度,降低H+向岩面的扩散速度,延缓酸岩反应速率及减少酸液滤失[7]；乳化酸通过油包酸型乳状液形态,阻隔酸液与岩石表面接触,延缓酸岩反应速率[8]；自生酸借助高温下逐渐生酸特性,减缓酸岩反应速率[9]。但是在现场应用中发现,此类酸液体系改造效果有限,特别是对于超深超高温储层深穿透距离有限,难以达到改造目标。因此有必要寻求新的酸液体系,提高深层碳酸盐岩的改造效果。

由酸岩反应机理可知,酸岩反应速率与H+的浓度及传质速度密切相关,因此,有机酸由于解离特性,可以减缓酸岩反应速率,增加酸液有效作用距离。中外已将有机酸用于酸化解堵的成功经验[10],但鲜有关于将有机酸用于深层碳酸盐岩酸压的相关研究。因此,对有机酸液体体系性能进行实验室评价,并对比不同的酸液体系的长期酸蚀裂缝导流能力及酸液有效作用距离,提出了将“有机酸+胶凝酸”的深穿透酸压工艺思路,为深层高温碳酸盐岩储层的高效增产提供技术思路及理论支持。

1 机酸解离机理

有机酸是一种由碳和至少包含一个能释放质子的官能团的碳键结构组成的分子,根据有机酸的整体化学性质,这个官能团通常在pH为3～10的水中释放一个质子,溶解的有机分子则以质子酸和去质子阴离子的形式大量存在[11]。

有机酸属于弱酸,与HCl体系不一样,在反应前需要进行解离。即在水溶液中产生自由离子的过程。电解质的电离能力往往决定了其酸性的强弱,一般电离平衡常数越大,酸液中H+浓度便越大。一定条件下,电离出的H+和其他各离子的浓度的乘积与相应酸浓度的比值即电离平衡常数,其值越大表明酸给出质子的能力越强[12-13]。对大多数有机酸而言在水溶液中是不能够完全电离的,因此相同浓度的有机酸跟盐酸这类强电解质相比酸性要弱得多。表1[14]所示为在室温下(25 ℃)甲酸和乙酸的电离平衡常数及强度。

表1 甲酸、乙酸的电离平衡常数及强度[14]Table 1 Ionization equilibrium constant and strength of formic acid and acetic acid[14]

由于电离平衡,有机酸不会100%消耗,当反应界面处有H+被消耗时,有机酸会立即电离出H+,因此在有机酸溶液中扩散的是未解离的酸分子,岩石表面的H+并不是像HCl一样通过扩散传递到岩石表面,而是通过有机酸的电离平衡直接在界面处就地产生[14]。有机酸酸岩反应的整个过程如图1所示。

图1 有机酸酸岩反应过程Fig.1 Organic acid-rock reaction process

2 酸液体系性能评价

针对有机酸与盐酸,通过酸液的消耗量和岩石的溶蚀量[15-17],计算酸岩反应速率及不考虑滤失作用下的酸蚀裂缝有效作用距离。

2.1 酸岩反应动力学

酸岩反应速率用单位时间内酸液浓度的降低值表示。通过酸岩反应实验测得不同浓度C下的反应速率J,绘制关系曲线,得到酸岩反应速度:

lgJ+lgK=mlgC

(1)

式(1)中:J为反应速度,mol/(s·cm2)；K为反应速度常数,(mol/L)-m·[mol/(s·cm2)]；C为酸液浓度,mol/L；m为反应级数。

在一定条件下,假设酸岩反应速率常数K和反应级数m不变,对lgJ与lgC进行线性拟合,求得K和m,确定酸岩反应动力学方程。

通过酸岩反应实验,得到170 ℃下胶凝酸、交联酸、有机酸(甲酸、乙酸)不同酸液浓度下的反应速率,如图2所示,再进行线性拟合,得到反应动力学方程。

由图2、表2可知,在相同的条件下,酸岩反应速率:胶凝酸>交联酸>有机酸(甲酸>乙酸)。有机酸酸液体系酸岩反应速率远小于HCl体系,胶凝酸的反应速率是交联酸的2倍,甲酸的3倍,乙酸的11倍。因此,有机酸能显著地降低酸岩反应速率,增加酸液有效作用距离,利用有机酸可以实现刻蚀远端裂缝的目的。

图2 不同酸液体系酸岩反应速率Fig.2 Acid-rock reaction rate of different acid system

表2 不同酸液类型反应动力学方程Table 2 Reaction kinetic equations for different acid types

2.2 酸蚀有效作用距离对比

为了定量表征不同酸液体系可以达到的酸液有效作用距离,选取酸液浓度为10%时的酸岩反应速率(图3)进行计算,分别得到不同排量下的酸液有效作用距离(图4)。

图3 酸液浓度10%时不同酸液反应速率Fig.3 Acid-rock reaction rates of different acid type (acid concentration:10%)

由图4可知,在相同的排量下,不考虑酸液的滤失情况下,乙酸的有效作用距离最大,排量为2 m3/min时,胶凝酸的作用距离为10 m左右,而乙酸的有效作用距离可达到120 m左右,约为胶凝酸有效作用距离的12倍,提高酸液的施工排量能大幅度增加乙酸的有效作用距离,当排量为8 m3/min时,胶凝酸的作用距离40 m,乙酸的作用距离可达500 m左右。而相同条件下甲酸的酸液有效作用距离与常规酸液体系相比并增加幅度并不大,这是因为乙酸中的甲基对电子有排斥作用,使得羧基上电子云密度增大,氢离子难以电离,所以乙酸的酸性弱于甲酸且随着碳链的延长,这种作用增强,酸性减弱。

图4 不同类型酸液有效作用距离Fig.4 Effective distance of different acid types

3 酸液长期导流能力实验

对于深层碳酸盐岩储层,往往具有高闭合应力的特点,在高闭合应力下酸压裂缝趋于闭合,表现为酸蚀裂缝长期导流能力保持率较低,导流能力衰减幅度较大,产量递减较快。因此,需要对不同的酸压改造液体体系下获得的酸蚀裂缝长期导流能力进行对比。

3.1 实验准备

岩样加工成岩板,尺寸为140 mm×37 mm×38 mm。

配制实验所需酸液:酸液浓度为20%的胶凝酸、交联酸；考虑到有机酸溶液与碳酸盐岩反应产生沉淀,选择较低浓度酸液,配制酸液浓度10%的甲酸、乙酸。

3.2 实验方案

实验设计了胶凝酸、交联酸、甲酸、乙酸、乙酸的酸蚀裂缝长期导流能力实验。分别测定了低闭合应力10 MPa和高闭合应力60 MPa下的酸蚀裂缝长期导流能力。实验前期导流能力下降较快,前20 h,1 h测量一次,后30 h,每2 h测量一次,测试时间共50 h。

3.3 实验结果

3.3.1 不同酸液类型

对比单一液体体系在低闭合应力(10 MPa)及高闭合应力(60 MPa)下的酸蚀裂缝长期导流能力,如图5所示。

图5 长期导流能力Fig.5 Long-term conductivity

在低闭合应力(10 MPa)时[图5(a)],胶凝酸初始导流能力接近700 μm2·cm,加载50 h后,导流能力下降到580 μm2·cm；乙酸初始导流能力接近200 μm2·cm,加载50 h后,导流能力下降到120 μm2·cm。在高闭合应力(60 MPa)时[图5(b)],导流能力远小于低闭合应力下的导流能力,胶凝酸初始导流能力接近14 μm2·cm,加载50 h后,导流能力下降到7 μm2·cm；乙酸初始导流能力6 μm2·cm，加载50 h后,导流能力下降到3 μm2·cm。在低闭合应力下,有机酸体系酸蚀裂缝导流能力远小于HCl体系导流能力,在高闭合应力作用下,有机酸体系与HCl体系导流能力差异较低闭合应力作用下相对减小。有机酸(甲酸、乙酸)刻蚀后酸蚀裂缝导流能力低于常规酸液体系(胶凝酸,交联酸)的原因在于有机酸在溶液中不完全电离,产生的H+对岩板的溶蚀低于常规酸体系,刻蚀的可流动空间小于常规酸体系。

3.3.2 不同组合酸液体系

对于碳酸盐岩储层的深穿透改造,为了同时满足提高酸液有效作用距离及酸蚀裂缝导流能力的需求,往往在改造中会交替注入不同的酸液体系,控制注入酸液的性能及顺序,可以最大限度地实现对储层的深部刻蚀,同时能提高酸蚀裂缝的导流能力。将不同酸液体系进行组合实验获得在低闭合应力(10 MPa)条件下及高闭合应力(60 MPa)条件下的酸蚀裂缝长期导流能力,如图6所示。

对比图6可知,乙酸/胶凝酸体系在低闭合应力作用下的导流能力相对于单一的胶凝酸略有下降,但是对于单一的乙酸溶液,导流能力有了极大的提升；在高闭合应力作用下乙酸/胶凝酸体系的酸蚀裂缝导流能力接近单一的胶凝酸导流能力。说明乙酸/胶凝酸体系能够在提高酸蚀缝长的同时增加酸蚀裂缝的导流能力。

图6 不同组合酸液体系长期导流能力Fig.6 Long-term conductivity of different combined acid dystems

4 深穿透酸压工艺优化

4.1 “有机酸+胶凝酸”深穿透工艺思路

通过对不同酸液的酸蚀裂缝长期导流能力实验结果分析可知,乙酸/胶凝酸组合能够获得更好的导流能力,因此提出“有机酸+胶凝酸”深穿透酸压工艺思路,首先向地层中泵入高黏度前置液,压开动态裂缝,再注入乙酸,对远端的裂缝进行深部刻蚀,同时乙酸与前置液之间的界面不稳定性会导致指进现象的发生,从而增强乙酸对储层的非均匀刻蚀。再注入胶凝酸会加剧缝口部分的局部深度刻蚀,提高近井地带的酸蚀裂缝导流能力,同时满足增加酸蚀裂缝有效长度及提高酸蚀裂缝导流能力的目的。

4.2 深穿透工艺适应性及优化

选取中国某超深裂缝型储层的典型井进行深穿透施工工艺模拟优化。

4.2.1 施工排量优化

根据井筒储集效应,施工排量增大时有利于井筒内迅速憋压,从而提高净压力,有助于裂缝的三维扩展。另外,增加裂缝宽度、降低滤失、提高压裂液效率等需用大排量,排量存在一个最优化界限。

由图7可知,随着排量的增加缝长不断地变长,且慢慢趋于平缓,导流能力随着排量的增加逐渐减小,所以取缝长增长较平缓且导流能力较大的排量8～10 m3/min为最优的排量。

图7 酸蚀缝长及导流能力与排量关系Fig.7 Relationship between acid etching length, conductivity and displacement

4.2.2 施工液量优化

在同等条件下,压裂规模越大,形成的裂缝在各个方向上的尺寸也越大,但考虑成本因素,并不是规模越大越好,因为当压裂规模增大到一定程度后,裂缝的扩展逐渐放缓,即存在一个最优化的压裂规模。

由图8可知,随液量增加,导流能力逐渐增加,而缝长随液量增加的不明显,甚至在液量1 000 m3时,缝长有减小趋势,因此液量为850～950 m3,能获得最佳施工效果。

图8 酸蚀缝长及导流能力与液量关系Fig.8 Relationship between acid etching length, conductivity and flow

4.2.3 段塞数优化

由图9可知,随着泵注段数增加,酸蚀缝长增加,在2段泵注段塞后,缝长增长不明显,所以泵注段数在2～3段,能取得较好的酸压施工效果。

图9 酸蚀缝长及导流能力与段塞数关系Fig.9 Relationship between acid etching length, conductivity and slug numbers

5 实际应用

X1井完钻井深7 932.74 m,酸压改造储层段为奥陶系的鹰山组,井段7 349～7 932.74 m。采用 “有机酸+胶凝酸”深穿透改造工艺,首先挤入高黏度前置压裂液400 m3,压裂造缝,乙酸450 m3对压裂缝进行刻蚀,胶凝酸50 m3进行近井地带裂缝酸蚀。施工最大排量为8 m3/min,施工最高泵压为98.7 MPa,在泵入乙酸的过程中,施工压力下降35 MPa,明显沟通储层,酸液刻蚀效果较好。酸压施工后进行压后分析,得到酸压裂缝的有效缝长达到132.4 m,到达了极好的效果,酸压施工后,初始日产气量6.3×104m3/d,比相邻井区使用常规酸压改造井,产量提高了近50%。