基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术

2020-12-16吴亚红王明星房好青贾旭楠陈盼盼

科学技术与工程 2020年31期

吴亚红，吴虎，王明星，罗垚，房好青，贾旭楠，陈盼盼，曹耐

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249； 2.新疆油田分公司工程技术研究院，克拉玛依 834099； 3.中国石化西北油田分公司工程技术研究院，乌鲁木齐 830011)

碳酸盐岩储层基质具有低渗特征，天然裂缝不发育，在其生产开发中，酸化压裂增产应用广泛。近年来，中国相继开发了大量碳酸盐岩油气藏。随着开采深度的增加，储层渗透率逐渐降低，开发难度增大，单一的酸压改造由于酸蚀缝长有限，已不能完全满足开发要求，充分发挥各种单一开发技术的优势，实现复合高效开发是碳酸盐岩储层开发的必然趋势，其所涉及问题也愈发复杂。复合酸化压裂是指水力压裂与酸携砂复合压裂施工的一种新型的碳酸盐岩油气藏改造的工艺措施[1-5]，由加砂支撑缝和酸蚀缝共同形成高导流能力的人工裂缝。该技术可避免单一增产技术的局限性，但由于应用尚不广泛，且已应用效果不理想，对其增产效果影响因素的探究工作有待进一步展开。现在前期大量实验筛选的耐酸支撑剂、压裂液和酸液类型基础上[6-9]，开展水力加砂压裂裂缝、酸化压裂酸蚀缝、酸携砂裂缝、水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝导流能力的室内实验评价，通过短期导流能力对比分析，研究复合酸化压裂裂缝导流能力的变化规律，对复合酸化压裂新工艺技术的可行性进行探索。

1 复合酸压技术增产机理

酸压改造后，碳酸盐岩储层近井地带有多条酸蚀裂缝形成，井壁附近应力随之降低；水力压裂和酸化压裂形成的多条径向裂缝不断延伸，加入具有一定抗压强度的支撑剂形成了多条支撑裂缝，不仅增加了井筒附近的泄油面积，而且储层的渗透性能得到有效的改善，形成具有较高导流能力的较长裂缝。

在裂缝导流能力方面，对于裂缝扩展不受天然裂缝影响的地层，水力加砂压裂能够通过支撑剂充填形成高导流能力的裂缝，与酸化压裂借助化学反应形成酸蚀导流能力裂缝相比，缝长和铺砂浓度更容易控制。由于高温碳酸盐岩地层酸与岩石反应速度快，酸液很快变为无法反应的“废液”，故酸化压裂通常形成短缝，与水力加砂压裂产生的长缝相比非常小，且受地层嵌入强度和有效应力的影响，裂缝导流能力损失更为严重，导致酸化压裂裂缝的实际导流能力远小于计算值。

影响复合酸化压裂效果的两个主要因素是裂缝长度和裂缝导流能力，地层渗透率对酸压的潜在效益也有影响。复合酸化压裂技术的特点主要有：①油层处理半径大，泄油面积增加，增产效果好，有效期延长；②融合了酸化压裂和水力压裂的增产机理，既保持了高导流能力裂缝的物理增产机理，又保持了酸化压裂热化学增产机理；③两种改造技术造缝机理的差异互补，大大提高了裂缝的长度和导流能力。通过大幅度降低井筒周围的附加阻力，改变地层流体渗流状况的方式，实现了提高油气产量的目的。

2 实验准备

实验仪器主要有：HAAKE酸蚀导流仪(测量范围为0～600 kN，精度为1%)，电子天平(测量范围为0～320 g，精度为1 mg)，压力变送器(准确度为0.075%)及恒温水浴槽。

实验试剂主要有工业盐酸(31%)、交联酸(交联酸胶凝剂、交联剂、高温酸化缓蚀剂、助排剂、铁离子稳定剂、破乳剂、调理剂、胶囊破胶剂)和90 ℃配方的超级瓜胶压裂液。

通过对油田现场常用不同规格的普通和树脂覆膜支撑剂性能综合实验评价，优选出耐酸好、破碎率低、导流能力较高的30/50 目中密度树脂覆膜陶粒和高密度陶粒作为实验所用支撑剂。选取塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心(白云岩)制作标准岩板，如图1所示。

图1 实验制作岩心板Fig.1 Core plate used experiment

3 实验及结果分析

3.1 水力加砂压裂裂缝对碳酸盐岩导流能力的影响

采用碳酸盐岩岩心板，铺置浓度为5 kg/m2，实验温度为90 ℃，测试30/50 目高密度陶粒和中密度树脂覆膜陶粒水力加砂压裂裂缝的短期导流能力的变化规律，得到导流能力变化规律如图2所示，测试后岩板如图3所示。

图2 水力压裂支撑缝导流能力变化规律Fig.2 Flow conductivity variation of fracture formed by proppant-carrying hydraulic fracturing

图3 水力压裂测试后岩板Fig.3 Core plate after hydraulic fracturing

由图2的高密度陶粒和中密度树脂覆膜陶粒导流能力曲线分析可知，闭合压力小于40 MPa时，高密度陶粒支撑缝的导流能力高于中密度树脂覆膜陶粒的导流能力；闭合压力大于40 MPa时，高密度陶粒支撑缝的导流能力低于中密度树脂覆膜陶粒的导流能力，且随闭合压力增大，导流能力差值增大。当闭合压力由40 MPa增加至70 MPa时，高密度陶粒导流能力下降幅度由60.96%增加至93.43%，中密度树脂覆膜陶粒导流能力下降幅度由39.76%增加至65.13%，即高密度陶粒压裂支撑缝导流能力下降幅度远大于中密度树脂覆膜陶粒。因此，在高闭合应力下，采用中密度树脂覆膜陶粒有助于形成高导流能力裂缝。

水力压裂测试后，电镜下观察到高密度陶粒比中密度树脂覆膜陶粒的嵌入现象更明显，如图4所示。

图4 测试后岩心板局部放大图Fig.4 Enlarged image of partial core plate after measurement

因为支撑剂的嵌入和破碎主要发生在高闭合应力下，随闭合应力的增加，支撑剂表面的树脂膜对破碎的微粒包裹所起到的正面影响逐渐大于树脂膜塑性变形造成的有效缝宽减小的负面影响[10]。所以，高密度陶粒压裂支撑缝导流能力快速下降，中密度树脂覆膜陶粒的导流能力随着闭合应力的升高缓慢下降。

3.2 酸化压裂酸蚀缝对碳酸盐岩导流能力的影响

实验采用碳酸盐岩岩心板，地面交联酸体系，API线性流，测试90 ℃下酸化压裂酸蚀缝对碳酸盐岩导流能力的变化规律，得到导流能力变化规律如图5所示，酸化压裂测试后岩板如图6所示。

图5 交联酸酸蚀缝导流能力变化规律图Fig.5 Flow conductivity variation of crosslinked acid-etched fractures

图6 交联酸酸蚀测试后岩板和局部扫描图Fig.6 Core plate and the enlarged image of partial core plate after crosslinked acid-etched measurement

由图5交联酸酸蚀缝导流能力曲线可知，当闭合应力低于20 MPa时，酸蚀缝的导流能力比水力加砂压裂裂缝的导流能力高很多；当高于20 MPa闭合应力时，随着闭合应力的升高，酸蚀缝的导流能力迅速下降至低于水力压裂支撑缝的导流能力；当闭合应力达到70 MPa时，酸蚀缝导流能力几乎接近于零。这一现象与目前碳酸盐岩油气藏深井使用胶凝酸或交联酸酸压后出现的油气产能迅速下降现象相吻合。

由图6导流能力测试后岩心板可以看出，碳酸盐岩岩心板与交联酸反应后，形成了明显的酸蚀裂缝，交联酸对碳酸盐岩有较好的造缝或扩缝作用。低闭合应力下酸蚀缝具有良好的导流能力[11-12]，随着闭合应力的增加，酸蚀裂缝支撑面塌陷，导流能力越来越低。

3.3 酸携砂裂缝对碳酸盐岩导流能力的影响

实验采用碳酸盐岩岩心板，30/50 目中密度树脂覆膜陶粒，铺置浓度为5 kg/m2。测试90 ℃交联酸携砂压裂裂缝的导流能力变化规律，得导流能力变化规律如图7所示，测试后岩板如图8所示。

图7 酸携砂压裂裂缝导流能力变化规律Fig.7 Flow conductivity variation of fractures formed by proppant-carrying acid fracturing

图8 酸携砂裂缝导流能力测试后岩板Fig.8 Core plate of proppant-carrying acid fracture set after conductivity measurement

测试了2组酸携砂裂缝的导流能力，观察碳酸盐岩岩心板出现的情况非常复杂。酸携砂裂缝①的导流能力比较高，酸携砂裂缝②导流能力在闭合压力低于40 MPa时，比酸蚀缝、水力压裂支撑缝的导流能力都要低，闭合应力由50 MPa增加至70 MPa时，比酸化压裂酸蚀缝的导流能力高，在70 MPa闭合压力时，导流能力高出6倍多，但始终比水力压裂支撑缝的导流能力低。

观察酸携砂裂缝导流能力测试后的岩心板图8可知，碳酸盐岩岩心板表面情况非常复杂，没有出现明显的“蚯蚓缝”，嵌入严重。酸携砂裂缝①的酸蚀缝非常杂乱，且背部出现了酸蚀缝；酸携砂裂缝②在岩板的背部出现了穿孔。

由于两组实验是在同等条件下进行且实验过程中没有出现异常情况，分析认为：交联酸破胶液反应形成的酸蚀缝和支撑剂在碳酸盐岩岩心板中支撑形成的支撑缝不是简单的相加。而岩板背面出现酸蚀裂缝的原因可能如下：①由于支撑剂的嵌入，在高压状态下酸液顺着嵌入孔逐渐酸蚀渗入到岩板背面，而形成酸蚀裂缝；②由于存在微裂缝，酸液沿着天然裂缝流动并酸蚀反应形成岩板背面的酸蚀沟槽，使携砂裂缝的导流能力出现了非规律性的变化[13]。

3.4 水力压裂与酸携砂复合酸压形成裂缝对碳酸盐岩导流能力的影响

实验采用碳酸盐岩岩心板，地面交联酸体系、超级瓜胶压裂液基液，中密度30/50 目树脂覆膜陶粒，铺置浓度为5 kg/m2，测试90 ℃条件下水力压裂与酸携砂复合酸压形成裂缝对碳酸盐岩导流能力的变化规律，导流能力变化规律如图9所示，测试后岩板如图10所示。

图9 水力压裂与酸携砂复合酸压导流能力变化规律图Fig.9 Flow conductivity variation of composite acid fracturing combined hydraulic and acid fracturing with proppant

图10 水力压裂与酸携砂复合酸压导流能力测试后岩心板Fig.10 Core plate of composite acid fracturing combined hydraulic and acid fracturing with proppant after conductivity measurement

由图9水力压裂与酸携砂复合酸压导流能力曲线可知，无论在低闭合应力还是高闭合应力下，水力压裂与酸携砂复合酸压形成裂缝的导流能力均低于水力压裂支撑缝和酸携砂裂缝的导流能力。与酸蚀缝相比，水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝的导流能力在闭合压力低于40 MPa闭合应力时低于酸蚀缝，而在闭合压力高于40 MPa时比酸蚀缝高。

由图10可知，类似于酸携砂裂缝实验，水力压裂与酸携砂复合酸压后的岩心板背部也出现了意外的酸蚀缝，而岩心板正面却没有出现明显的“蚯蚓缝”，树脂覆膜陶粒表面的表面明显可见片状的压裂液前置液在岩心板中部分滤失后形成的滤饼。虽然水力压裂前置液的降滤失作用有利于造长缝，但压裂液破胶后形成的残渣会对复合酸压裂缝形成阻塞，降低复合酸压裂缝的导流能力。由于树脂覆膜陶粒具有较高的化学稳定性，因此酸不会对支撑缝的导流能力造成伤害，但酸蚀反应生成的大量酸蚀碎屑会对树脂覆膜陶粒支撑缝形成一定程度的堵塞，降低其导流能力。

4 现场应用效果分析

4.1 复合酸化压裂技术方案优选

(1)根据录井及地震资料，目的层上下50 m无水层，可形成深穿透的填砂裂缝，达到深部酸压并提高产能的目的。

(2)该技术采用冻胶酸体系，其缓交联性能可控特点，在120 ℃、170 s-1条件下剪切30 min能够保持在100 mPa·s以上(整个升温过程剪切70 min，能够达到100 mPa·s以上)，完全可以达到碳酸盐岩储层中-低砂比携砂压裂施工的目的。采用前置液+冻胶酸携砂+闭合酸处理方式造缝延伸程度大，导流能力持续时间长，可提高压后产能和生产时间。

(3)优选40/60 目小粒径支撑剂，加砂压裂应控制最高砂比为16%～20%，平均砂液比控制在12%左右，施工过程中可根据压力变化情况进行适当调整。

4.2 复合酸化压裂施工井效果分析

现场进行了4口井的复合酸化压裂施工，均按照设计顺利完成，施工成功率100%，增产效果良好，施工参数和压后效果如表1所示。A和B井压后效果非常好，B井油气产量稳产四年至今。四口井破裂压力明显，油套压于正挤前置液阶段缓慢增加，主裂缝延伸；随后泵压多处呈直线下降趋势，裂缝延伸，表明正挤冻胶期储层微裂缝发育，渗透性好，压力扩散较快；随着排量的不断提升，裂缝处于稳定延伸，油压趋于平稳。正挤冻胶酸后套压缓慢下降，表明冻胶酸进入地层后刻蚀裂缝壁面，一定程度上造成滤失速度增加。