賈光亮，蔣新立，李曄旻

(中國(guó)石化華北石油工程有限公司，河南 鄭州 450000)

塔河油田超深井壓裂裂縫自生酸酸化研究及應(yīng)用

賈光亮，蔣新立，李曄旻

(中國(guó)石化華北石油工程有限公司，河南 鄭州 450000)

塔河油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔喉配合度低、連通性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，造成常規(guī)酸壓濾失量大、酸蝕裂縫穿透距離有限、難以溝通井筒遠(yuǎn)處的規(guī)模儲(chǔ)集體。為此，針對(duì)不同區(qū)塊儲(chǔ)層的不同特點(diǎn)，開展了塔河油田超深井自生酸酸化壓裂研究，并在塔河10區(qū)TH10270井開展了自生酸酸化工藝先導(dǎo)試驗(yàn)，取得明顯效果。該工藝的順利實(shí)施，明確了自生酸酸化壓裂在塔河油田奧陶系超深井壓裂改造上的可行性。

塔河油田 奧陶系 碳酸鹽巖 酸化 壓裂 自生酸

塔河油田奧陶系縫洞型油藏是由多個(gè)縫洞單元在空間上疊合形成的復(fù)合油氣藏[1-2],埋深5 400～6 900 m，壓力系數(shù)1.1左右，地層溫度120～140 ℃，具有埋藏超深、高溫、高壓和非均質(zhì)性極強(qiáng)的特點(diǎn)[3-4]。塔河油田80%以上的碳酸鹽巖儲(chǔ)層通過(guò)酸壓才能實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量動(dòng)用[5]，一般酸壓的液體用量為400～800 m3[6]，裂縫長(zhǎng)度一般小于120 m，一部分油氣井壓后投產(chǎn)不久便停噴，地層能量供給不足，沒(méi)有明顯的穩(wěn)產(chǎn)期，普通酸壓可以部分解除鉆井、完井、修井以及前期注水施工等造成的近井地帶污染，溝通井筒附近的定容體和小規(guī)模有利儲(chǔ)集空間，但是奧陶系儲(chǔ)層的復(fù)式成藏模式和酸壓液體用量的限制阻礙了裂縫的延伸和井筒遠(yuǎn)處有利儲(chǔ)集體的溝通。

為了實(shí)現(xiàn)塔河油田下古儲(chǔ)層改造工藝上的突破，西北分公司先后開展了復(fù)合酸壓和大比例前置液水力擴(kuò)容技術(shù)，但效果不一。復(fù)合酸壓技術(shù)在一定程度上提高了有效裂縫的長(zhǎng)度，但對(duì)于距井筒較遠(yuǎn)儲(chǔ)集體的溝通有一定的局限；水力擴(kuò)容技術(shù)加大了前置液泵入量，增加了水力裂縫的長(zhǎng)度，但壓后裂縫迅速閉合，沒(méi)有充分形成酸液的非均勻刻蝕，有效導(dǎo)流能力較差，且壓后返排周期長(zhǎng)，成本高[7-8]。為此，西北分公司開展了自生酸酸化工藝試驗(yàn)，并取得了較好的改造效果。

1 自生酸酸化工藝原理

(1)自生酸酸化是通過(guò)兩種化合物在地面按一定比例混合后泵入需改造儲(chǔ)層的裂縫系統(tǒng)中，在儲(chǔ)層高溫條件下生成一定濃度的鹽酸，實(shí)現(xiàn)對(duì)裂縫深部表面酸蝕，形成具一定導(dǎo)流能力的“蚓孔”，達(dá)到深穿透的目的。

(2)自生酸是隨著溫度的升高，高聚合度羰基化合物和鹽類發(fā)生反應(yīng)逐漸生成酸的酸液體系。該液體在常溫條件下反應(yīng)緩慢，當(dāng)溫度達(dá)到90 ℃時(shí)反應(yīng)速度明顯加快，溫度越高，生成鹽酸速度越快[9-11]。

2 自生酸酸液性能評(píng)價(jià)

2.1低溫穩(wěn)定性能測(cè)定

將自生酸體系A(chǔ)劑與B劑1:1體積混合后，分別在17 ℃和40 ℃條件下，測(cè)試其酸液濃度。結(jié)果表明：該體系在17 ℃放置1天后酸濃度可達(dá)到7.46%，放置4天后酸濃度可達(dá)到8.12%；在40 ℃恒溫1天后酸濃度可達(dá)到9.31%。說(shuō)明該自生酸體系的低溫反應(yīng)速度緩慢，能基本滿足現(xiàn)場(chǎng)施工配液需求。

2.2酸巖反應(yīng)殘酸濃度測(cè)定

取奧陶系一間房組過(guò)量巖心，對(duì)比100℃條件下自生酸酸液體系和普通膠凝酸酸液體系反應(yīng)后殘酸濃度，測(cè)試顯示：隨時(shí)間延長(zhǎng)，自生酸體系的酸濃度先增加后緩慢降低，2.5 h后酸濃度還有1.44 mol/L；普通膠凝酸體系的酸濃度隨時(shí)間延長(zhǎng)急劇降低，90 min后酸濃度只有0.4 mol/L(見表1)；相同過(guò)量巖心100 g，相同酸巖反應(yīng)時(shí)間后，自生酸反應(yīng)消耗的巖心為11.6 g，普通膠凝酸反應(yīng)消耗的巖心為21.1 g，差別接近2倍(見表2)，說(shuō)明相同條件下，自生酸與相同質(zhì)量的巖心完全反應(yīng)所需的時(shí)間更長(zhǎng)，即酸巖反應(yīng)速率更低，能更好地滿足塔河油田碳酸鹽巖油藏深穿透酸化的需求。

表1 自生酸與膠凝酸酸巖反應(yīng)殘酸濃度對(duì)比測(cè)試

表2 酸巖反應(yīng)前后巖心稱重對(duì)比結(jié)果統(tǒng)計(jì) g

2.3酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程

實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)用自生酸液體系和普通膠凝酸在不同條件下動(dòng)力學(xué)試驗(yàn)。在一定的反應(yīng)時(shí)間內(nèi)，測(cè)試了酸巖反應(yīng)前后酸液濃度的變化(見表3、表4)。實(shí)驗(yàn)表明：

(1)膠凝酸的反應(yīng)級(jí)數(shù)1.507 2大于自生酸反應(yīng)級(jí)數(shù)1.001 3，表明濃度對(duì)膠凝酸反應(yīng)速率的影響較強(qiáng)烈，酸壓施工設(shè)計(jì)中，必須對(duì)酸液濃度進(jìn)行優(yōu)選；

(2)對(duì)比自生酸和膠凝酸體系，兩者在恒溫條件下的反應(yīng)速度常數(shù)相差不大(K1=9.353 9×10-7，K2=8.570 4×10-7)，但自生酸反應(yīng)速度要小于膠凝酸，自生酸在一定程度上可增大酸蝕作用距離，改造效果優(yōu)于膠凝酸。

表3 自生酸與膠凝酸酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)試驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)

表4 自生酸與膠凝酸酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程

2.4酸蝕裂縫導(dǎo)流能力測(cè)定

通過(guò)人工制作酸巖反應(yīng)巖板，在室溫條件下，采用現(xiàn)場(chǎng)用自生酸酸液體系，測(cè)試了不同閉合壓力條件下，酸巖反應(yīng)導(dǎo)流能力(圖1～2)。測(cè)試結(jié)果顯示：低閉合壓力條件下自生酸導(dǎo)流能力較高，隨著閉合壓力值增大，導(dǎo)流能力迅速減小，并趨于平緩。

圖1 自生酸導(dǎo)流能力測(cè)試曲線

圖2 自生酸導(dǎo)流能力隨閉合壓力變化曲線

3 應(yīng)用效果分析

TH10270井完鉆井深5 803 m，改造層位奧陶系一間房組，鉆井過(guò)程中無(wú)無(wú)漏失、放空現(xiàn)象，酸化目的層位：奧陶系一間房組，井段：5 713.16～5 803 m，測(cè)井解釋為Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層，措施前不出液。該井采用深穿透自生酸酸化工藝，擠入地層前置非交聯(lián)壓裂液356.5 m3進(jìn)行壓裂造縫，自生酸270 m3刻蝕裂縫，膠凝酸30 m3。施工泵壓最高78.4 MPa，最大排量6.3 m3/min，停泵壓力3.4 MPa，用酸量3.34 m3/m，地層吸液強(qiáng)度0.07 m3/(min·m-1)。在泵注自生酸過(guò)程中，施工壓力在10 min內(nèi)由35 MPa降至16 MPa，有明顯的溝通有效儲(chǔ)集體顯示，裂縫刻蝕效果明顯。措施后采用6 mm油嘴控制放噴排液，初期日產(chǎn)油量54 t，產(chǎn)水8.6 m3，改造效果明顯。

壓后通過(guò)FracProPT軟件對(duì)該井裂縫剖面進(jìn)行模擬分析，得到壓后裂縫縫長(zhǎng)252.4 m，有效縫長(zhǎng)91.6 m，達(dá)到了較好的改造效果。

4 結(jié)論

(1)自生酸體系低溫條件下穩(wěn)定性試驗(yàn)說(shuō)明：該自生酸體系的低溫反應(yīng)速度緩慢，能基本滿足現(xiàn)場(chǎng)施工配液需求。

(2)在高溫酸巖反應(yīng)過(guò)程中，巖心充足、反應(yīng)時(shí)間相同的條件下，普通膠凝酸反應(yīng)消耗的巖心量是自生酸的2倍，說(shuō)明與普通膠凝酸體系相比，自生酸使相同量巖心反應(yīng)徹底所需時(shí)間長(zhǎng)得多，在一定程度上可增大酸蝕作用距離，加大酸壓效果。

(3)自生酸和膠凝酸酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)試驗(yàn)表明：自生酸反應(yīng)級(jí)數(shù)較膠凝酸反應(yīng)級(jí)數(shù)小，濃度對(duì)自生酸反應(yīng)速率的影響較膠凝酸小，在一定程度上降低了現(xiàn)場(chǎng)儲(chǔ)備及配置酸液的要求，有利于規(guī)?；茝V應(yīng)用。

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(編輯 韓 楓)

Research and application of self-generating acidfracturing technology in Tahe Oilfield

Jia Guangliang,Jiang Xinli,Li Yemin

(NorthChinaPetroleumEngineeringCo.,Ltd.,SINOPEC,Zhengzhou450000,China)

There are low degree of pore-throat adaptability,poor connectivity,and strong heterogeneity in carbonate reservoir of Tahe Oilfield.As a result,there are large amounts of fracturing fluid loss,limited penetration distance of acid etching fractures,and hard to connect the scale reservoirs far from the wellbore.Based on the geological conditions and physical characteristics of different reservoirs,it was carried out study on self-generating acid fracturing technology.A pilot test was implemented in TH10270 well.The test results showed that an obvious effect has been obtained,and it is feasible to conduct the self-generating acid fracturing technology for stimulating Ordovician ultra deep wells in Tahe Oilfield.

Tahe Oilfield;Ordovician system;carbonate reservoir;acidizing;fracturing;self-generating acid

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.02.016

2016-11-23；改回日期：2017-02-13。

賈光亮(1983—)，工程師，從事油氣井酸化壓裂方面的研究。E-mail:jglly@126.com。

TE344

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