超深高溫碳酸鹽巖自生酸深穿透酸壓工藝研究與應(yīng)用

侯 帆 ，許艷艷 ，張 艾， 呂 晶

(1中石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院 2中石化西北油田分公司雅克拉采氣廠)

近年來隨著塔河油田外擴，新區(qū)碳酸鹽巖儲層(托甫臺、躍參區(qū)塊)埋深逐漸增大(6 000～7 000 m)、溫度大幅提高(160℃)[1-2]，碳酸鹽巖酸壓改造呈現(xiàn)出了酸巖反應(yīng)速度快、有效作用距離短、裂縫遠端酸蝕導流能力低等難題[3]，前期以普通膠凝酸、變黏酸為主的酸壓技術(shù)僅適用于140℃及以下儲層，已無法滿足新區(qū)高效改造的需要。

為了解決塔河油田新區(qū)超深、高溫碳酸鹽巖儲層酸壓過程中存在的難題，研究形成了自生酸體系及配套酸壓工藝。該酸液是在改性黃原膠懸浮作用下，隨溫度升高逐漸生成鹽酸的酸液體系。自生酸這種高溫下逐漸生酸特性，可減緩酸巖反應(yīng)速率，提高裂縫中遠端導流能力，最大限度地增加有效縫長；并且泵注完自生酸后，低排量下采用普通膠凝酸閉合酸化，提高近井導流能力，實現(xiàn)提高裂縫整體導流能力和深穿透改造的目的。

一、自生酸酸液體系研究

1.自生酸作用機理

生酸機理：本文研究的自生酸主要由A劑(多聚醛類有機物)與B劑(無機銨鹽)兩部分組成。低溫時，A、B劑混合物生酸反應(yīng)慢、濃度低(<5%)；在70℃～150℃中高溫條件下，A能逐漸釋放出醛類物質(zhì)與B劑反應(yīng)，生成具有一定濃度鹽酸和六次甲基四胺(俗稱烏洛托品)。

深穿透作用機理：前置液酸壓中前期大量壓裂液的注入，使得近井地帶(人工裂縫近端)降溫作用明顯。自生酸在低溫下生酸濃度低，酸巖反應(yīng)速度慢，酸活性損耗??；隨著酸液向裂縫中遠端流動，不斷與地層發(fā)生熱傳遞，在高溫條件下逐漸生成較高濃度鹽酸，對裂縫中遠端巖石進行有效刻蝕，從而提高裂縫中遠端導流能力，實現(xiàn)深穿透改造。

2.自生酸關(guān)鍵性能

2.1 生酸能力

將含有過量碳酸鈣的自生酸體系放入70℃～160℃油浴鍋中反應(yīng)，通過稱量反應(yīng)前后碳酸鈣質(zhì)量，評價不同溫度、不同時間下生成鹽酸濃度(質(zhì)量分數(shù)，以下同)。

圖1 不同溫度和時間條件下生酸能力

實驗結(jié)果(圖1)表明：隨溫度升高和時間延長，自生酸體系生酸濃度逐漸增加；150℃、1.5 h，室內(nèi)即可達最高生酸濃度18%。

2.2 低溫穩(wěn)定性

在室溫(25℃)條件下，通過測定不同時間下自生酸體系酸濃度來確定該酸液的低溫穩(wěn)定性。

圖2 低溫條件下生酸濃度

實驗結(jié)果(圖2)表明：自生酸體系在25℃條件下，最高酸濃度可達到4.5%左右，4 d后酸濃度保持在4%。說明自生酸體系的低溫穩(wěn)定性較好。

2.3 酸蝕導流能力

在不同閉合壓力條件下，采用酸蝕裂縫導流儀對幾種酸液體系酸蝕導流能力進行了評價，并應(yīng)用PT軟件模擬5 m3/min時，膠凝酸和自生酸在裂縫不同部位導流能力大小。

圖3 不同酸液導流能力隨閉合壓力的變化

圖4 裂縫不同位置導流能力(50 MPa)

實驗結(jié)果(圖3、圖4)表明：自生酸近井導流能力<膠凝酸，遠井導流能力>膠凝酸，自生酸可有效提高裂縫中遠端導流能力。

二、自生酸酸壓工藝研究

1. 施工工藝優(yōu)化

根據(jù)超深、高溫碳酸鹽巖儲層深穿透酸壓改造的要求，主體工藝采用壓裂液凍膠+自生酸的前置液酸壓工藝[4]；結(jié)合自生酸在近井低溫區(qū)域，酸濃度低、導流能力小于膠凝酸的特點，高排量注完自生酸后，設(shè)計選用膠凝酸進行閉合酸化，形成了自生酸前置液酸壓-閉合酸化工藝。

2.工藝參數(shù)優(yōu)化

以累計產(chǎn)量最大化為優(yōu)化原則，分析了不同壓裂縫長，下生產(chǎn)時間與累計產(chǎn)量對影響有效半縫長的3個主要工藝參數(shù)：施工規(guī)模、酸液規(guī)模和施工排量進行了優(yōu)化。

2.1 不同有效半縫長優(yōu)化

根據(jù)前期巖石力學實驗結(jié)果，設(shè)定儲層參數(shù)：楊氏模量為40 000 MPa、閉合壓力為86 MPa、滲透率為0.5 mD、泊松比為0.3，并采用FracproPT軟件模擬了有效半縫長對累計產(chǎn)量的影響。數(shù)值模擬結(jié)果(圖5)表明：120 m半縫長后，不同生產(chǎn)時間內(nèi)累計產(chǎn)量增幅呈現(xiàn)出下降趨勢。綜合考慮施工成本和措施效果，優(yōu)選有效半縫長為120 m。

圖5 不同壓裂縫長下生產(chǎn)時間與累計產(chǎn)量關(guān)系

2.2 前置液規(guī)模優(yōu)化

前置液量越大形成的裂縫長度越長，而在酸液規(guī)模、排量等參數(shù)確定的情況下，前置液量過量會產(chǎn)生部分無效的動態(tài)縫長[5]。在設(shè)定施工排量為5 m3/min，酸液規(guī)模為300 m3的情況下，模擬了施工規(guī)模對有效半縫長的影響(圖6)。以有效半縫長為標準，優(yōu)化出前置液規(guī)模：300～400 m3。

圖6 前置液規(guī)模對有效半縫長影響

2.3 酸液規(guī)模優(yōu)化

酸液規(guī)模對有效縫長影響較大，過少對前置液形成的裂縫不能完全刻蝕，有效縫長短；過多又僅僅只能過度刻蝕已形成酸蝕裂縫，對有效縫長幾乎沒影響[6]。在施工排量為5 m3/min、前置液規(guī)模為400 m3的條件下，研究了酸液規(guī)模對有效半縫長的影響。以有效半縫長為標準，優(yōu)化出酸液規(guī)模300 m3。

圖7 酸液規(guī)模對有效半縫長影響

2.4 施工排量優(yōu)化

高排量注酸，有利于增加酸液作用距離，提高有效縫長；當排量太大，施工摩阻急劇增加，井口泵壓易超限，施工風險高[7]。在施工總規(guī)模700 m3的條件下，分析了酸液規(guī)模對有效半縫長的影響，優(yōu)化施工排量：5～6 m3/min。

圖8 施工排量對有效半縫長影響

三、現(xiàn)場應(yīng)用

自生酸深穿透酸壓工藝已在塔河油田托甫臺區(qū)TH-1成功開展現(xiàn)場應(yīng)用，擠入地層總液量686.5 m3，其中壓裂液356.5 m3、自生酸270 m3、閉合酸化用膠凝酸30 m3，最高泵壓78.4 MPa，最大排量6.3 m3/min，停泵測壓降3.4↓3.1 MPa，施工曲線見圖9。壓后5 mm油嘴自噴生產(chǎn)，初期日產(chǎn)油58.2 t，目前日產(chǎn)油44.6 t，單井累計2.2×104t。

注自生酸階段酸液排量保持在5.6 m3/min不變的情況下，泵壓由35.4↓20 MPa，壓力大幅度下降，酸液刻蝕儲層、溝通儲集體表作用明顯。壓后擬合數(shù)據(jù)表明，有效酸蝕裂縫半縫長達122.3 m，酸蝕導流能力達421.2 mD·m，實現(xiàn)了儲層的深穿透改造和提高裂縫整體導流能力的目的。

圖9 塔河油田TH-1井自生酸酸壓施工曲線

四、結(jié)論

(1)自生酸在進入地層后，在高溫條件下逐漸生成較高濃度鹽酸，對裂縫中遠端巖石進行有效刻蝕，從而提高裂縫中遠端導流能力，實現(xiàn)深穿透改造。

(2)自生酸深穿透酸壓工藝主要由自生酸前置液酸壓和膠凝酸閉合酸化構(gòu)成，工藝參數(shù)優(yōu)化為：前置液規(guī)模300～400 m3，酸液規(guī)模300 m3，施工排量5～6 m3/min。

(3)自生酸深穿透酸壓工藝技術(shù)現(xiàn)場試驗效果好，有效酸蝕裂縫長，裂縫整體導流能力高，可在高溫深井儲層穿透酸壓改造中推廣應(yīng)用。

[1]任愛軍.塔河油田托甫臺區(qū)塊縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)技術(shù)研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報), 2011,33(6):305-306.

[2]徐浩，張艷紅.躍參1號區(qū)塊奧陶系碳酸鹽巖儲層預(yù)測與評價[J].石油地質(zhì)與工程, 2013,27(4):31-35.

[3]黃燕飛塔河油田托甫臺地區(qū)奧陶系油藏深度酸壓技術(shù)應(yīng)用[J].天然氣勘探與開發(fā), 2010,32(4):69-70.

[4]Taylor K C, Nasr-EI-Din H A. Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs[C]. SPE 71694.

[5]鄧艷.壓裂參數(shù)優(yōu)化在莫里青油田的應(yīng)用與評價[D].黑龍江：東北石油大學石油與天然氣工程，2014.

[6]李中林.塔河油田碳酸鹽巖油藏酸壓工藝技術(shù)研究[J].吐哈油氣, 2003,8(4):351-352.

[7]劉寶來，梁尚斌.塔河奧陶系6 000 m3超大規(guī)模酸壓實踐[J].中外能源, 2010,11(15):60-61.