高效悬浮酸在马五_1储层的研究及应用

通过对马五1水平井岩心的分析,发现其含有大量的Si O2、Ca Si O3·H2O、Ca Mg2Cl·(H2O)12、Ca Al2O5等黏土矿物,其酸压后易导致酸渣沉积堵塞溶蚀孔道,影响酸化效果。在酸压用常规酸液中加入混悬剂(实验室合成)和分散剂(1831),研发出一种新型高效悬浮酸。实验结果表明,该悬浮酸可大大降低酸渣粒度,防止其絮凝抱团。悬浮酸残酸液可将酸渣稳定悬浮4 h而不沉淀和絮凝,并且该残酸液黏度较小,有利于酸压后返排。该悬浮酸添加剂与其它酸化助剂(缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂等)配伍性良好,目前已在姬塬长9储层成功酸化11口井,增产效果明显,出水率下降,说明该体系适合用于姬塬长9储层酸化改造。     

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。     

高含硫碳酸盐岩气藏酸压液体体系研究

针对酸压液体一系列技术难点进行了胶凝剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂和助排剂等的优选,通过室内实验对液体体系复配和性能评价研究,开发出一套适用于普光气田深层、高温、孔隙-裂缝性储层酸压改造的耐温抗硫、低伤害、低摩阻的酸压体系,满足普光气田储层特点及酸压配液、大排量施工的工艺要求,具有良好的储层改造效果。该体系成功应用于普光气田303-3等22口井,增产纯天然气3.5×108m3,取得了显著的经济效益。     

深层碳酸盐岩储层有机酸深穿透酸压工艺

利用常规酸液体系对深层碳酸盐岩储层进行酸压改造时面临着酸蚀缝长短、导流能力递减快等问题。为实现这类储层的高效改造,对有机酸、胶凝酸等不同的酸液体系获得的有效作用距离及长期导流能力进行实验研究。对比不同酸液体系的酸岩反应动力学方程,可知相较于胶凝酸,有机酸有效作用距离能提高10倍以上,但有机酸在低闭合应力(10 MPa)和高闭合应力(60 MPa)下长期导流能力均低于胶凝酸液体系。为在实现酸蚀裂缝长有效缝长及高导流能力,提出了"有机酸+胶凝酸"注入方式,先用有机酸进行远端刻蚀,再用胶凝酸提高近井导流能力。并对典型井优化,得到施工排量8～10 m~3/min,施工液量850～950 m~3,施工段塞在2～3段能取得较好的酸压施工效果。     

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。     

我国复杂砂岩储层酸化改造关键技术及成功案例分析

我国一大批复杂难动用砂岩储层酸化改造面临重大技术挑战。针对高温深井砂岩储层研制出具有良好的缓速、缓蚀、抑制二次沉淀性能的新型多氢酸体系;针对我国海上高孔、高渗、多层系、非均质性强砂岩储层提出了一套简便、有效、可操作性强的酸液分流技术,并研制出了分流效果好、对地层无伤害的高效化学分流剂;针对致密～超致密、异常高压储层实施水力压裂存在压开困难,对地层造成二次伤害等问题提出前置酸压裂技术,改善压裂效果;针对复杂岩性底水砂岩储层,大胆提出采用一种新的平衡闭合酸压技术,对传统酸化增产理论中砂岩油藏不适合酸压的观念提出了挑战;针对复杂流体(凝析气藏)砂岩储层提出"酸+醇+醚"组合酸液技术,有效防止水锁、促进酸液返排。各项关键技术在我国陆地和海上油田得到成功应用,以我国各代表性油田的复杂砂岩储层特征及酸化改造面临的主要技术难点为切入点,提出各项关键技术,并进行了成功案例分析。     

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。     

多级交替注入酸压温度场数值模拟

深层碳酸盐岩油气藏在全球油气生产中占据着非常重要的地位,但是由于储层高温导致酸岩反应速度较快,酸蚀有效作用距离短,这严重影响到储层酸压改造的效果。多级注入酸压技术通过交替注入低温的前置液与酸液,持续对储层进行降温,并形成酸液在前置液中指进的现象,大大提高了酸液有效作用距离,因此被广泛应用于现场。为探究交替注入酸压温度场与作用距离的关系以及不同参数对温度场的影响规律,基于有限元方法利用VOF模型和UDF方法模拟了交替注入的酸压温度场,分析了注入速度、黏度比及酸岩反应热对缝内温度场的影响并且优化了4级注入时酸液和前置液的用量比。结果表明,注入速度越大,裂缝壁面温度越低,液体对地层的降温作用越明显,速度提高2倍时,平均壁面温度下降幅度增加35.76%;黏度比越大,裂缝壁面温度越低,黏度比提高1.5倍时,平均壁面温度下降幅度增加5.18%;酸岩反应热越小,裂缝壁面温度越低,酸岩反应热每增加10 KJ/mol时,平均壁面温度下降幅度减少13.26%。从深层储层降温的角度,建议选择酸液与前置液用量比为0.8~0.9,以递减的方式注入,为交替注入施工参数优化提供了一种新思路。     

TH变粘酸酸液体系的研究和应用

TH变粘酸在低渗透碳酸盐储层酸压施工中具有重要的意义，本文采用实验方法，把TH变粘酸的各种性能与传统的胶凝酸酸压作了对比，提出了TH变粘酸的最佳施工方案。现场试验表明，采用变粘酸体系施工。裂缝长度较胶凝酸体系施工增加一倍，滤失系数及酸液滤失量减少约50％，增产效果在胶凝酸基础上提高了2．5倍。与常规胶凝酸相比，研制的TH变粘酸表现出明显的残酸增粘性能和较高的粘度。     

碳酸盐岩储层不同酸液体系酸岩反应动力学实验研究

酸岩反应动力学实验研究是酸压技术的重要组成部分,其实验结果为酸压设计的优化和酸液体系的优选提供准确参数和依据。利用旋转圆盘试验仪测试了碳酸盐岩储层与普通酸、稠化酸、交联酸的酸岩反应动力学方程,以及普通酸、稠化酸的反应活化能和H+有效传质系数,并且总结了面容比对反应速率的影响,为后期酸压施工设计提供了基础数据。