提高均质致密碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力效果研究

均质致密碳酸盐岩储层岩心经酸刻蚀后主要形成均匀刻蚀形态,裂缝主要通过少量凸起点支撑,岩性较软或在储层闭合应力时支撑点容易破碎或嵌入裂缝壁面使得裂缝大部分闭合,无法形成有效的自支撑渗流通道。通过向酸蚀裂缝内加入一定量的支撑剂能有效提高酸蚀裂缝导流能力。深入研究支撑剂粒径、铺砂浓度以及闭合应力等因素对酸蚀裂缝导流能力的改善情况。结果表明:自支撑裂缝随闭合压力增大下降迅速,在34.5 MPa时的导流能力已不足初始闭合压力下的2%,难以在储层闭合压力下有效保持,达不到长期增产的目的。增加额外支撑点的酸蚀裂缝,其导流能力在储层闭合压力下是自支撑裂缝导流能力的3~7倍。大粒径支撑剂能提供更高的裂缝导流能力,在酸压允许的情况下尽量选用大粒径支撑剂。现场对PG4井进行了加砂酸压改造技术,获得了6.314×104m3/d的产量,证实了均质致密碳酸盐岩储层酸压改造中提供额外裂缝支撑剂的必要性。     

蓬莱天然气区酸蚀裂缝导流能力实验研究

采用蓬莱气区沧浪浦组和茅口组碳酸盐岩全直径岩心，钻取和剖切标准岩心构建缝宽1mm裂缝进行室内实验，分析了不同酸压工艺对壁面溶蚀效应的影响，分析了酸液类型、酸液用量、注入级数以及闭合压力对酸蚀导流能力与导流能力衰减率的影响规律，并评价了不同溶蚀壁面粗糙度值对导流规律的影响。研究结果表明: 相比单一酸液1级交替注入，自生酸和胶凝酸组合具有更强的溶蚀效应，非均匀刻蚀程度和酸蚀导流能力更大。对比不同液量的自生酸和胶凝酸组合3级交替注入，随胶凝酸液量的增加，非均匀刻蚀程度增大，初始导流能力增大，初始导流能力衰减率减小；随自生酸液量的增加，非均匀刻蚀程度增大，初始导流能力减小，初始导流能力衰减率增大；随粗糙度值增大，初始导流能力增大，初始导流能力衰减率增大。随闭合压力增大，胶凝酸用量越多和自生酸用量越少，始终保持更大的导流能力。因此该研究成果在优化酸化压裂施工设计和提高现场施工效果方面具有一定的参考价值。     

酸液浓度对酸压改造效果影响实验研究—以胶凝酸为例

目前酸压是国内油田针对碳酸盐岩储层改造手段最常用的手段之一,而胶凝酸是最常用的酸化压裂液之一。合适的酸液浓度不仅能取得很好的增产效果,也能较好的降低经济成本。针对利用室内实验研究胶凝酸不同浓度对酸岩反应速率、滤失速率、酸蚀后导流能力的影响,并利用Fracpro PT软件模拟,通过实验手段来进行研究分析酸液浓度对酸压改造形成的影响,通过优化酸压施工设计方案来寻找最优酸液浓度提高酸压施工效果,对以后的压裂设计和现场施工都有着更长远的指导意义。     

酸蚀裂缝导流能力实验结果新应用

根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置开展了冻胶酸裂缝导流能力的测试,计算溶蚀速率来推导酸岩反应速率,并根据酸蚀前后导流能力计算残酸浓度,比传统的残酸浓度更精确,应用反应速率与残酸浓度值计算酸液有效作用距离。实验结果表明冻胶酸残酸浓度随着闭合应力的增大而增大,闭合应力越大越早失去效果,鲜酸浓度越高,残酸浓度越高。此法既能更精确预测酸液有效作用距离又能评价酸蚀导流能力,是一种经济适用的酸蚀效果评价方法。     

四川盆地上震旦统灯四气藏水平井分段酸压工艺优化

四川盆地上震旦统灯影组四段白云岩气藏孔隙、溶洞、天然裂缝发育,储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔和中小溶洞为主,储层类型多样,平均孔隙度3. 87%、平均渗透率0. 9 m D,整体属于特低孔-低孔、低渗储层,大斜度井或水平井+分段酸压改造是灯四气藏投产、建产的关键技术手段。首先,通过对前期酸压改造直井的地质和工程参数进行统计分析,明确影响酸压改造效果的地质主控因素及影响程度,形成储层品质的量化评价方法;其次,采用产能模拟方法,确立不同品质储层对酸蚀裂缝长度和导流能力的需求,结合酸蚀裂缝刻蚀形态和非均匀刻蚀程度量化分析、酸液滤失行为分析、转向酸和胶凝酸在不同品质储层的酸蚀蚓孔形态模拟分析,优选针对性改造工艺;再次,综合钻、录、测井成果,计算沿大斜度井、水平井井筒的储层品质剖面和破裂压力剖面,制定水平井精细化分段原则。形成了适合于震旦系灯四段气藏大斜度井、水平井的精细化分段和"一段一策"酸压改造技术,现场应用14口井,累计获得井口无阻流量1 640. 48×10~4m~3/d,平均单井无阻流量117. 21×10~4m~3/d,平均单井增产倍比达到3. 86。     

碳酸盐岩酸压裂缝导流能力影响因素

酸化压裂是碳酸盐岩储层开发的重要技术手段,酸液注入方式、压裂裂缝开度与酸蚀蚓孔形态等直接影响酸蚀裂缝导流能力。以奥陶系岩下碳酸盐岩储层为研究目标,在建立裂缝开度表征方法基础上,开展不同酸液体系、不同注酸方式、不同裂缝开度及不同缝面形态对酸压裂缝导流能力的影响研究,明确影响酸压裂缝导流能力的主控因素。实验结果表明：主体酸加入稠化、清洁剂后对溶蚀率与酸蚀后裂缝导流能力影响不大;单一注酸与交替注酸方式对酸压裂缝导流能力影响较小,但对残酸返排影响较大,交替注酸方式可降低返排压力70%;裂缝开度越大,酸蚀后裂缝导流能力越大,但提高导流能力倍数越小;裂缝开度>12μm易形成“窜流”酸蚀蚓孔,利于酸蚀通道建立;微裂缝开度与裂缝发育联通是影响酸蚀蚓孔与导流能力的主控因素,次之为微孔发育与联通与储层矿物分布形态。综合酸压工艺推荐先压裂、后酸化、交替注酸的方式。     

基于灰色关联法的酸蚀导流能力影响因素

酸蚀裂缝导流能力是评价酸化压裂的重要因素,通过利用FCES—100导流仪进行酸蚀裂缝导流能力影响因素的研究,并采用正交实验和灰色关联法分析各参数对酸蚀导流能力的影响程度。结果显示:交联酸的酸蚀裂缝导流能力随着酸液浓度的升高而增加;交联酸的酸蚀裂缝导流能力随着酸岩接触时间的延长而增大,但随着酸岩接触时间的增加,酸蚀裂缝导流能力的增加幅度越来越小; 50 MPa以前,高铺砂浓度的酸蚀裂缝导流能力更低;当闭合压力大于50 MPa时,高铺砂浓度下,导流能力会越大;利用灰色关联分析法,上述考虑的因素对酸蚀导流能力的影响程度从大到小分别为:铺砂浓度、酸液浓度、酸岩接触时间、闭合压力。明确了相关影响因素对酸蚀裂缝导流能力的大小关系,为更加有效进行酸压设计提供了重要指导。     

酸岩反应有效作用距离确定新方法探讨

根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置开展了冻胶酸裂缝导流能力的测试,计算溶蚀速率来推导酸岩反应速率,并根据酸蚀前后导流能力计算残酸浓度,比传统的残酸浓度更精确,应用反应速率与残酸浓度值计算酸液有效作用距离。实验结果表明冻胶酸残酸浓度随着闭合应力的增大而增大,闭合应力越大越早失去效果,鲜酸浓度越高,残酸浓度越高。此法既能更精确预测酸液有效作用距离又能评价酸蚀导流能力,是一种经济适用的酸蚀效果评价方法。     

裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟

酸压是碳酸盐岩储层重要的大型增产改造措施,酸压中,准确预测酸液作用距离对酸压设计至关重要,其决定酸压改造范围、影响酸压目标缝长设定及酸压效果预测。裂缝型碳酸盐岩储层非均质性极强,基质较致密,天然裂缝所在区域渗透率很高,酸液滤失严重。目前各种酸压模型假设裂缝面上渗透率均匀分布,也不能考虑天然裂缝对滤失的影响,这些模型预测的酸液作用距离较长,酸压设计缺乏可靠的模拟模型。针对该问题,本文进行了裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟研究,首先基于地质统计规律建立人工裂缝面上渗透率分布模型、天然裂缝分布模型,并基于地质统计参数生成裂缝面上渗透率及天然裂缝分布;然后建立酸液流动、酸液滤失、酸岩反应数学、粗糙酸蚀裂缝表面形成过程模拟模型;再将以上模型耦合求解,形成酸压模拟模型。基于该模型,进行了广泛的数值模拟研究,分析了天然裂缝参数对酸液作用距离、酸蚀裂缝表面的影响。研究发现,天然裂缝对活酸作用距离和酸蚀裂缝表面影响显著,考虑天然裂缝时,其作用距离显著低于常规模型预测的距离,酸蚀裂缝表面更粗糙;裂缝型储层酸压设计中,天然裂缝是不可忽略的因素,新模型预测的酸液作用更合理。该研究为裂缝型碳酸盐岩储层酸压设计提供了更可靠模拟工具。     

高温地面交联酸体系研究及其现场应用

为满足高温碳酸盐岩储层深度酸压改造需要,开发出了耐温150℃的高温地面交联酸体系,该酸液体系具有高温下黏度高、滤失低、摩阻低、易泵送、酸岩反应速度慢、易返排、流变性好等一系列优点。通过地面交联酸(复合)酸压,可实现酸液深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力的目的。该体系在塔河油田得到了成功应用,并取得了非常好的改造效果。     

酸压动态条件下酸岩反应动力学参数测试新方法

酸压中活酸作用距离是评价酸压效果的重要因素。活酸作用距离取决于酸岩反应速度,酸岩反应动力学参数是酸压优化设计基础,这些参数的准确性决定优化设计的可靠性。设计了一种测试动态条件下裂缝中酸液有效传质系数和有效消耗时间的新方法,该方法通过酸蚀裂缝导流驱替实验,测试酸化前后岩板质量变化;基于岩板质量变化计算酸液消耗速度、酸液有效传质系数,再基于裂缝中的酸液量和酸液消耗速度计算酸液有效消耗时间。采用延长马家沟组岩板测试了稠化酸和交联酸的反应动力学参数,交联酸比稠化酸黏度高,有效传质系数比稠化酸低,在使用的实验条件下,稠化酸和交联酸在裂缝中的有效消耗时间分别为20 min和28 min左右。研究为酸压优化设计和酸液体系评价提供了依据。     

中东孔隙型低渗灰岩储层酸液体系缓速性

酸液的缓速性是影响酸液有效作用距离的关键因素,是优选酸压工作液的重要依据。采用旋转岩盘进行了普通盐酸、胶凝酸和乳化酸与伊朗雅达油田Sarvak储层灰岩岩心的酸岩反应实验,构建了反应动力学方程和变温动力学方程。结果表明,普通盐酸的反应速率明显快于胶凝酸和乳化酸,温度对反应速率影响显著,温度越高,反应速率越快。95 ℃下,普通盐酸、胶凝酸和乳化酸的反应速率常数分别为6.1745×10_^-5 (mol/L)_^-0.8543/(cm_².s)、7.8397×10_^-6 (mol/L)_^-0.6260/(cm_².s)、7.6348×10_^-7 (mol/L)_^-1.3931/(cm_².s),反应级数分别为0.8543、0.6260、1.3931;酸液浓度为20 %时,反应活化能分别为19.31 kJ/mol、25.34 kJ/mol、31.53 kJ/mol;乳化酸的缓速性相对最好,其次为胶凝酸,预测乳化酸和胶凝酸的有效作用距离更大;同时乳化酸反应级数较大,现场配液时需要考虑浓度对反应速率的影响。     

多羟基醇压裂液体系交联剂研究

针对常规胍胶压裂液对油气藏储层伤害的现状,提出一种有机硼交联多羟基醇压裂液体系.通过室内实验为该体系合成了有机硼交联剂的基础物S-BQ,其最佳原料配比n(多元醇A)∶n(硼酸)为8∶1,催化剂Na2CO3的质量分数为0.35%左右.针对S-BQ延迟交联时间过长的问题,经复配加入延迟调节剂和助溶剂,制得性能优良的有机硼交联剂FS-BQ.用该交联剂交联的多羟基醇压裂液具有很好的延迟交联特性和剪切稳定性.此外,该压裂液体系破胶彻底,残渣含量低,对油气藏储层伤害小,适合于超低渗透油气田储层改造.     

裂缝型储层酸压暂堵材料实验研究

在裂缝型碳酸盐岩储层酸压中酸液滤失严重,导致酸蚀缝长较短,不能沟通远端储集体,以致达不到压后配产要求。控制酸液滤失是裂缝型储层酸压成功的一个关键因素,于是提出了在前置液、酸液中加入暂堵剂来实现暂堵降滤的方法。分别对100目粒径粉陶、粉砂、可降解纤维3种常用暂堵剂进行了室内实验评价,降滤失效果都较好。实验结果如下:加入粉陶后,岩心两端的压差能保持3~4 MPa压差约40 min,降滤失效果随着粉陶用量的增加而增加;覆膜粉砂能够维持在10 MPa差压以上约60 min,但是粉砂在高压下会封堵天然裂缝,对生产不利;10 mm纤维能保持2~4 MPa压差约40 min,驱替压差与粉陶较近,2 mm纤维能保持15 MPa压差约40 min,效果仅次于粉砂,纤维现场操作性较差。还对实验条件下的粉陶用量、纤维用量进行了优化,研究结果为裂缝型碳酸盐岩酸压中暂堵剂的选取提供理论依据,具有重要的现实意义。     

清洁压裂液导流能力伤害对比实验研究

清洁压裂液作为一种新型压裂液体系,具有清洁、低污染、破胶彻底、残渣少、压后退排率高等特点,在特低渗储层具有良好的应用前景.通过对比常规瓜胶压裂液、低伤害压裂液和清洁压裂液的压裂充填裂缝导流能力伤害实验,定量分析不同压裂液体乐对压裂裂缝导流能力的伤害率,从而可以直观评价清洁压裂液对储层的伤害特点,为清洁压裂液的推广应用提供重要依据.     

基于导流能力评价实验的复合酸化压裂技术

酸化压裂是碳酸盐岩油气藏增产的主要措施和手段,即使采用较大规模施工,酸蚀缝长一般不超过120 m,而水力压裂技术能够实现大规模造长缝的目的。为此,开展水力压裂与酸携砂压裂相结合的复合酸化压裂技术研究及现场实验,以探索碳酸盐岩增产措施的新工艺技术。实验采用塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩岩心,模拟高温高压地层条件,通过测试水力加砂压裂裂缝、酸化压裂酸蚀缝、酸携砂压裂裂缝、水力压裂与酸携砂复合酸压裂缝的短期导流能力,探索评价了碳酸盐岩地层增产改造的新工艺技术,实验结果表明了碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂可以实现较好的导流能力。基于导流能力实验评价结果,优化设计了4 口井的复合酸化压裂方案并进行现场施工,增产效果良好,为碳酸盐岩地层实施复合酸化压裂提供了有力的理论支持。     

川南泸州区块五峰-龙马溪组现今地应力特征与页岩气开发

川南泸州区块是中国重要的页岩气产区,其内五峰-龙马溪组页岩气资源丰富,勘探-开发潜力巨大。现今地应力在页岩气运移与富集规律分析、钻完井工程、储层压裂改造以及井网部署等方面均具有重要应用。分析泸州区块五峰-龙马溪组深层页岩气储层现今地应力状态,并探讨在其影响下的天然裂缝活动性与压裂裂缝扩展。结果表明:五峰-龙马溪组页岩气储层现今地应力方向呈现WNW-ESE的优势方位;现今地应力值大小为:水平最大主应力最大、垂向主应力居中、水平最小主应力最小,指示走滑型地应力机制。五峰组和龙一₁¹小层水平主应力差分别介于11.90～15.76 MPa和11.80～16.75 MPa范围内,具备形成复杂压裂缝网的地应力条件。在现今地应力条件下,川南泸州区块五峰-龙马溪组页岩气储层天然裂缝不活动,随着开发流体的注入,天然裂缝逐渐活化,其压力增量的临界值为15～23 MPa;压裂后主要形成垂向延伸的裂缝系统。研究成果可为川南泸州区块深层页岩气效益开发提供现今地应力分析的基础与科学依据。     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。