塔河油田超大型復合酸壓降濾失技術研究*

張 燁，楊勝來，焦克波

1.中國石油大學（北京）石油天然氣工程學院，北京 昌平 102249 2.中國石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011

塔河油田超大型復合酸壓降濾失技術研究*

張 燁1，2，楊勝來1，焦克波2

1.中國石油大學（北京）石油天然氣工程學院，北京 昌平 102249 2.中國石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830011

為滿足塔河油田碳酸鹽巖儲層超大型復合酸壓增產改造的技術需要，對0.15 mm粒徑粉陶、油溶性暫堵降濾劑和可降解纖維降濾失劑進行了室內實驗評價。加入粉陶較不加粉陶15 min濾失量下降了近2 L，濾失速度由3.3×10?6m/min下降到2.0×10?6m/min；油溶降濾劑的暫堵率大于85%；可降解纖維降濾劑在80～120℃，降低液體濾失量37.70%～22.99%。結合儲層特征與工藝技術要求以及粉陶不同粒徑組合的滲透率實驗測試結果，優(yōu)選0.150 mm粒徑粉陶作為塔河油田超大型復合酸壓降濾失劑?；诜厶諏μ烊涣芽p的不同作用方式分析，優(yōu)化粉陶加入濃度為10%左右，按由小到大逐級加入，并結合了支撐段塞和裂縫形態(tài)優(yōu)化了粉陶降濾量，在TH12227H井進行礦場試驗取得了滿意的效果。研究結果對塔河油田超大型酸壓具有重要的指導意義。

塔河油田；超大型復合酸壓；濾失；降濾失劑；實驗評價

張 燁，楊勝來，焦克波．塔河油田超大型復合酸壓降濾失技術研究[J]．西南石油大學學報：自然科學版，2014，36（3）：121–126．

Zhang Ye,Yang Shenglai,Jiao Kebo．Technology Research About Super Large Composite Acid Fracturing Filtration in Tahe Oilfield[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（3）：121–126．

引言

塔河油田是古巖溶碳酸鹽巖縫洞油藏，發(fā)育洞穴、裂縫和孔洞，70%以上井需酸壓。儲層空間主要是由溶蝕孔洞、大型洞穴和裂縫組成，地層的基質滲透率較低，對油井進行完井以后，油井的初期產量低或無產量，而將近78%的井需要酸壓改造后才能建產。由于天然裂縫與溶蝕孔洞發(fā)育導致酸壓工作液濾失量很大，使得常規(guī)酸壓形成的有效酸蝕縫長一般小于120 m[1]，降低了酸蝕裂縫溝通有利儲集體的幾率，從而顯著影響酸壓改造的最終效果[2-3]。2009年以來，有96口井采用常規(guī)酸壓后累積產油小于5 000 t，生產1～2個月便停產，采用注水等治理措施效果也不理想。因此，控制酸液濾失、增加有效酸蝕縫長是提高塔河油田酸壓效果的核心問題。

除優(yōu)化射孔方案、采用變排量施工或/和高黏液體造縫等工藝技術外，目前運用的降濾失技術手段主要有粉陶段塞、油溶性暫堵降濾劑和可降解纖維降濾劑等[4-6]。文章針對塔河油田縫和洞不發(fā)育、微裂縫較發(fā)育的III類儲層，對上述3種降濾劑進行室內實驗評價；結合儲層特征與工藝技術要求以及降濾劑實驗結果優(yōu)選超大型復合酸壓降濾劑類型與粒徑；優(yōu)化降濾劑使用濃度、用量及加入程序。通過有效降低液體濾失來實現深穿透人工裂縫溝通更多的天然裂縫網絡體，增加了遠井帶的滲流面積，擴大了控制儲量，同時實現了油井的高產與穩(wěn)產。

1 超大型復合酸壓技術機理分析

塔河油田超大型復合酸壓[7-8]定義為酸壓施工中入井總液量大于2 000 m3的復合酸壓施工，采用大量滑溜水+酸液+過量頂替+粉陶、大排量施工技術手段。該技術手段在酸壓施工過程中壓裂液不斷的濾失、充填進天然裂縫，同時也不斷向前延伸與大量天然裂縫相交形成裂縫網絡，人工裂縫兩側的儲集體也被溝通。超大型復合酸壓主裂縫溝通模式發(fā)生了轉變：向前延伸溝通更遠處儲集體、向下擴展溝通底部儲集體、向兩側溝通微裂縫儲集體，突破原有酸壓裂縫作用范圍，使遠井區(qū)動用的滲流面積、供給面積及控制儲量顯著擴大。該技術把酸壓工藝與加砂壓裂工藝二者有機組合，實現酸蝕縫長與酸蝕裂縫導流能力同步最大化的改造。

2 降濾失劑實驗評價

在裂縫性碳酸鹽巖儲層酸壓時，酸液將通過天然裂縫和基塊兩部分濾失。由于基塊所占面積比天然裂縫大得多，在濾失初期，通過基塊部分濾失的酸液比天然裂縫多，但天然裂縫隨酸巖反應擴寬很快，通過天然裂縫的濾失急劇增加，很快天然裂縫主導整個酸液濾失，甚至達到基巖濾失的10倍[9]，如圖1所示。因此，裂縫性碳酸鹽巖儲層酸壓降濾措施應針對如何對天然裂縫進行暫堵來研究以優(yōu)選降濾失劑。

圖1 濾失量隨時間變化圖Fig.1 The chart of filtration rate changes with time

2.1 粉陶降濾失劑實驗

將從塔河油田取來的露頭巖芯切開，分成兩半來模擬天然裂縫，巖芯一端鋪設0.150 mm粒徑陶粒。采用巖芯酸化流動儀在20℃條件下從鋪陶粒的一端注入酸壓用膠凝酸，固定流量監(jiān)測巖芯兩端壓差變化[10]，并與不加粉陶的進行實驗對比。

通過壓差變化反映陶粒堵塞作用，實驗結果見圖2和圖3。

圖2 巖芯兩端壓差隨時間變化（未加粉陶）Fig.2 The pressure difference between the ends of the core changes over time（without powder pottery）

圖3 巖芯兩端壓差隨時間變化（加粉陶）Fig.3 Pressure changes with time at both ends of cores（with powder pottery）

因為存在裂縫，不加粉陶巖芯兩端壓差較小，最大壓差0.06 MPa左右；加入0.150 mm粒徑陶粒后，最大壓差達到1.60 MPa，壓差達到最大后緩慢下降，注酸60 min后，壓差仍然約有0.20 MPa。實驗表明：細粒徑的陶粒能夠進入裂縫和酸蝕蚓孔里，封堵作用較好。通過測試濾失量反映降濾失能力變化，實驗結果見圖4和圖5。

圖4 加粉陶前后濾失量變化Fig.4 Filtration changes before and after powder pottery

圖5 加粉陶前后濾失速度變化Fig.5 Filtration rate changes before and after powder pottery

比較圖4和圖5可知，與加入粉陶前相比，加粉陶后15 min濾失量下降了約2 L，濾失速度由3.3×10?6m/min下降到2.0×10?6m/min，也證明了粉陶降濾作用明顯。

2.2 油溶性暫堵降濾劑實驗評價

實驗采用油溶性暫堵降濾劑，分散性良好，酸壓后遇油降解，易返排，其密度為1.00～1.15 g/cm3。利用儲層傷害評價儀，在120℃實驗條件下模擬不同壓差下油溶性暫堵降濾劑對滲透率的影響，實驗結果如圖6所示。油溶性樹脂對滲透率的暫堵率達大于85%。

圖6 油溶性暫堵劑暫堵試驗結果Fig.6 The oil soluble temporary plugging agent plugging test results

2.3 可降解纖維降濾實驗評價

可降解纖維隨酸壓工作液進入微裂縫或蚓孔，在壁面的粗糙部位易于卷曲，從而起到暫堵降濾失作用，施工后期隨著地層溫度的回升，纖維轉化為易溶于水的小分子酸。實驗用可降解纖維尺寸約為15 m×6 mm（直徑低于微裂縫寬，長度大于微裂縫寬）。使用青專用儀器HDF–I型高溫高壓動態(tài)濾失儀測試壓裂液高溫高壓下的濾失性能。在80，100，120℃驗條件下濾失1h，測得相應的濾失量（表1）。

表1 不同溫度下的濾失量Tab.1 Filtration at different temperatures

實驗表明：80℃時，加入纖維可以有效降低液體濾失量37.71%；100℃時，降低液體濾失量33.39%；120℃時，降低液體濾失量22.99%?？梢?，加入可降解纖維可以有效降低濾失量。

3 降濾失劑選擇與使用濃度優(yōu)化

3.1 降濾失劑類型與粒徑選擇

通常認為：針對基塊濾失大，采用柴油和0.050 mm粒徑油溶性降濾劑或硅粉降濾[11-12]。塔河油田不僅儲層微裂縫發(fā)育，而且具有井深、高溫、高地應力特點?，F場應用證明，油溶性暫堵劑耐溫性差，可降解纖維施工排量受限。綜合考慮粉陶、油溶性樹脂、可降解纖維等降濾失劑對儲層適應性和施工工藝要求，選取了粉陶作降濾失劑。

根據基質和裂縫濾失的特點，選用了不同的粉陶粒徑。對于天然裂縫發(fā)育儲層，主要采用0.150 mm粒徑細粒支撐劑預充填技術。對于縫寬小于50μm時，降濾失劑粒徑應在0.074 mm左右；而縫寬大于50μm時采用的降濾失劑粒徑應在0.150 mm左右。塔河油田碳酸鹽巖儲層裂縫寬度一般是在幾個毫米左右；且對改儲層進行的小型壓裂測試分析表明，近井筒的摩阻在2.95～12.30 MPa，平均為6.58 MPa，說明裂縫寬度越窄，裂縫彎曲程度越大，對砂粒徑的敏感性較強對支撐劑粒徑組合進行滲透率實驗測試結果如圖7所示，0.150 mm粒徑與0.830/0.450 mm粒徑陶粒組合下裂縫滲透率與只用0.150 mm粒徑粉陶較接近。由于近井筒摩阻較大，研究分析認為應采用0.050 mm粒徑粉陶作降濾失劑。

圖7 0.150，0.830/0.450 mm粒徑陶粒及混合物的滲透率測試結果Fig.7 Permeability test results of particle of size 0.150，0.830/0.450 mm and mixture

3.2 粉陶降濾劑加入程序優(yōu)化

加入粉陶程序的不同，可能產生比較復雜的作用方式[13-14]。如果一開始就采用較大砂比，陶粒降濾失劑可能積聚于縫口附近而形成砂堵導致施工失?。▓D8a）。如果在濃度較低時加入降濾失劑，粉陶進行全程填充，在這種情況下仍然存在多條裂縫同時延伸，濾失量得到了一定的減少，但影響主縫延伸（圖8b）。應開始低的砂濃度封堵窄縫，縫寬增加時加大砂比保證裂縫都有效封堵，如圖8c的情況。經驗表明：粉陶段塞砂比一般在10%左右，應按從小到大的程序進行。

圖8 支撐劑段塞對多裂縫的堵塞Fig.8 The proppant slug on crack plug

3.3 粉陶降濾劑用量優(yōu)化

確定粉陶降濾失劑量的思路是根據粉陶消耗體積計算，從支撐段塞技術原理確定粉陶用量。但天然裂縫體積難于確定，從支撐劑段塞技術的原理入手分析支撐劑段塞中粉陶的加量[15]，兼顧塔河油田碳酸鹽儲層的人工裂縫形態(tài)優(yōu)化粉陶量。摩阻大表明通道窄，應低段塞濃度大段塞量和級數；摩阻小表明通道寬，應高段塞濃度小級數和段塞量。

根據測試與模擬結果，形成不同摩阻范圍內的支撐劑段塞加量[16-17]，如表2。

表2 壓裂井支撐劑段塞技術應用情況Tab.2 Application support plug technology agent in fracturing well

4 現場應用

TH12227H井在井深6 471.02 m處鉆遇漏失后在該井鷹山組井段6 304.75～6 471.02 m常規(guī)完井。在油井自噴21 d后停噴，自噴累計產液量521 t。2009–10–27開始轉抽，之后產液量逐漸下降。在轉抽生產約2個月后，進行注水作業(yè)，在注水177.00m3后起壓，最高壓力13.00 MPa，累注水516.00 m3，后開井日均產液30 t，含水60%。截至2010–04–18，累計產油為935 t。根據生產特征分析：該井小定容體特征明顯，為溶孔型儲層，最近距離167.63 m，需進行大型復合酸壓改造，以提高產能。

2010–05–18對該井前面所述的鷹山組井段進行三級復合大型酸壓改造，注入地層總液量3 400 m3（滑溜水2 700 m3+變黏酸400 m3+高溫膠凝酸300 m3）；采用0.150 mm粒徑粉陶降濾，施工排量6～7 m3/min，砂濃度50～100 kg/m3，共使用粉陶降濾劑25 t，施工曲線如圖9所示。當采用砂比為4.3%的粉陶段塞進入地層后，泵壓出現大幅度上升，這表明段塞起到明顯的降濾失作用。

該井酸壓后初期日產油69.8 t，含水28.2%，截至2012–10–15，累增油11 633 t，效果顯著。

圖9 酸壓改造施工曲線Fig.9 Acid fracturing operation curve

5 結 論

（1）塔河油田碳酸鹽巖儲層微裂縫發(fā)育，控制酸液濾失、增加有效酸蝕縫長是提高塔河油田酸壓效果的核心問題。

（2）室內實驗表明：15 min內加入粉陶較不加粉陶濾失速度由 3.3×10?6m/min下降到2.0×10?6m/min；油溶降濾劑的暫堵率大于85%；可降解纖維降濾劑在80～120℃時，降低液體濾失量37.70%～22.99%，濾失量下降了近2 L。

（3）超大復合酸壓將酸壓工藝與加砂壓裂工藝二者有機組合，在礦場試驗實現了酸蝕縫長與酸蝕裂縫導流能力同步最大化改造，效果良好。

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編輯：王旭東

編輯部網址：http：//zk.swpuxb.com

Technology Research About Super Large Composite Acid Fracturing Filtration in Tahe Oilfield

Zhang Ye1，2,Yang Shenglai1,Jiao Kebo2
1.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（Beijing），Changping，Beijing 102249，China 2.Institution of Engineering Technology，SINOPEC Northwest Oilfield Branch，Urumqi，Xinjiang 830011，China

In order to meet the needs of super large composite acid fracturing stimulation technology of the carbonate reservoirs in Tahe Oilfield，the particle size of 0.150 mm ceramic powder，oil soluble temporary plugging agent and biodegradable fiber were evaluated in laboratory as filtrate reducer.Ceramic powder can decrease the filtrate loss by nearly 2 L in 15 min compared with no ceramic powder，the filtration rate drop from 3.3×10?6m/min down to 2.0×10?6m/min；oil soluble temporary plugging agent more than 85%；biodegradable fiber filtration reducing agent，reduce the liquid filtrate volume by 37.70%～22.99%when temperature is at 80～120℃.Given reservoir characteristics and technological requirements of ceramic powder of different particle size and of the permeability test results，we found that a 0.150 mm particle size powder pottery is applicable to Tahe Oilfield super large composite acid.Based on the analysis of different action mode of ceramic powder on natural fracture，ceramic powder was added around10%，in ascending sequential order.Based on proppant slugs technique principle and fracture shape，the ceramic powder amount is optimized.In Well TH12227H field test，satisfactory results were obtained，which have an important guiding significance.

Tahe Oilfield；super large composite acid fracturing；filtration；fluid loss additive；experimental evaluation

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2012.10.18.02.html

張燁，1976年生，男，漢族，湖北赤壁人，高級工程師，碩士，主要從事油氣開發(fā)工程技術研究及管理工作。E-mail：zhangye.xbsj@sinopec.com。

楊勝來，1961年生，男，漢族，河北辛集人，教授，博士生導師，主要從事油氣田開發(fā)工程領域的教學和科研工作。E-mail：yangsl@cup.edu.cn

焦克波，1980年生，男，漢族，江蘇灌云人，工程師，碩士，主要從事儲層改造方面的生產科研工作。E-mail：18727985@qq.com

10.11885/j.issn.1674-5086.2012.10.18.02

1674-5086（2014）03-0121-06

TE312

A

2012–10–18 < class="emphasis_bold">網絡出版時間：

時間：2014–05–21