CN113123772B - 一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，包括：（1）基于区块地震资料及钻采资料，判断是否满足酸压施工条件；（2）采用人工凝胶隔层技术进行控缝高措施；（3）进行酸压施工，泵入前置液压开裂缝，再泵入酸液组合刻蚀裂缝壁面并压开新裂缝；（4）采用三级暂堵酸化技术，先注入暂堵液对高渗区进行有效封堵，再注入胶凝酸恢复高渗区的酸蚀导流能力；（5）在油气井生产阶段，地层压力下降至原始地层压力的70%时，以略高于裂缝开启压力注入酸液组合，酸液组合为自生酸+胶凝酸+盐酸，使裂缝远端、中段以及近端的导流能力得到改善。本发明能有效提高储层开发程度，克服现有技术的缺陷和不足，具有广阔的市场应用前景。

Description

一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法

技术领域

本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法。

背景技术

近年来，国内研究人员对高温深层碳酸盐岩等非常规储层中的资源探索极为重视，提高非常规油气资源的开采效率和储层的采收率是业内人士长久以来的研究重点。酸化压裂是石油工业界用来增加单井产量和油气藏采收率的重要手段之一，为我国老油气田的增产改造、挖潜和新油气田的勘探开发做出了突出贡献，其中酸蚀裂缝的导流能力是决定施工效果好坏的重要因素。

目前，提高酸蚀导流能力的方法有很多。有的采用变黏酸变排量注入的方式，在提高裂缝穿透距离的同时形成不均匀刻蚀，甚至针对不同黏度酸液采取独立的注入方式进而均匀布酸，优化酸压效果；有的方法采用多级交替注入酸压工艺，通过设定恰当的工艺参数，提高酸蚀裂缝的缝长以及远端裂缝的密度，增大沟通井周储集体的概率；还有的方法针对一次酸压后的施工效果，结合特定工艺进行重复酸压，在提高裂缝的延伸沟通距离，沟通人工裂缝两侧储集体的同时，优化了酸蚀裂缝的导流能力及稳定时长。但这些布酸方法中，虽然考虑了人工裂缝的结构参数、裂缝网络在储层中的分布情况以及酸蚀裂缝渗透率损伤对酸蚀导流能力的影响，却未能有效延长油气田的开发生产周期，限制了对储层的开发程度。因此，本发明提出一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，对实现油气藏高效低成本稳定开发具有重要的意义。

发明内容

本发明的目的在于提供一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，在扩大酸压波及范围的基础上优化酸蚀裂缝导流能力，长时间提升油气导流网络的供给效果，能够有效提高储层开发程度，克服现有技术的缺陷和不足，具有广阔的市场应用前景。

为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。

一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，依次包括以下步骤：

（1）基于区块地震资料及钻采资料，分析碳酸盐岩储层的构造特征、岩性特征、孔隙类型、物性特征和压力温度特性，判断是否有以下情况存在：

①储层临近含水层；

②隔层应力差较小，压裂过程中裂缝扩展容易造成穿层现象；

③储层的非均质性较强；

若存在，则不满足酸压施工条件，按照步骤（2）进行控缝高措施；若不存在，则满足酸压施工条件，按照步骤（3）进行酸压施工。

（2）进行控缝高措施，过程如下：

对目标层位采用人工凝胶隔层控缝高技术，使用水基压裂液携带凝胶颗粒注入地层，凝胶颗粒相互胶结后形成凝胶隔层，从而钝化裂缝尖端，增加裂缝上下末端阻抗值，进而控制缝高的延伸，为酸蚀裂缝宽度和穿透距离的优化提供必要的条件（彭瑀. 酸压控缝高新工艺及模型研究[D].西南石油大学,2014）。

本发明采用的控缝高措施中，泵注排量的选择与砂岩储层人工隔层工艺类似，一般设定为3~7m³/min。同等施工加量下，凝胶隔层在抵抗缝高延伸时提供的韧性是常规人工隔层所提供韧性的5倍以上，因此在有效控制缝高的前提下设定凝胶加量为陶粒加量的20%。陶粒最优加量可通过裂缝延伸判据推导理论模型，再用拟牛顿算法进行确定（伊向艺,汪道兵,侯艳红,周福建,刘雄飞,李秀辉.一种确定控制缝高的人工隔层剂最优用量方法[J].石油天然气学报,2012,34(06):145-147+170）。同时，为了降低后期酸压阶段过程中酸岩反应对凝胶颗粒所处温度场的影响，根据凝胶隔层固结时间随矿化度增大而增大的特性，设定水基压裂液矿化度的范围为0~100g/L，施工过程通过调整矿化度控制凝胶的沉降胶结时间，进而控制凝胶隔层的形成。

（3）进行酸压施工，采用等时五阶段降排量的泵注方式，过程如下：

第一阶段：泵注前置液压开裂缝并降低地层温度，该阶段泵注排量等于常规酸压排量；

第二阶段：泵注胶凝酸，利用H⁺释放速度较慢的特性，更均匀地刻蚀裂缝壁面，提高裂缝的导流能力，该阶段泵注排量为常规酸压排量的80%；

第三阶段：先泵注胶凝酸补充裂缝中H⁺浓度，再泵注非反应液体，推动酸液刻蚀远井端的裂缝壁面，该阶段胶凝酸与非反应液体的用量之比为4:1，该阶段泵注排量为常规酸压排量的60%；

第四阶段：与第三阶段泵注程序相同，采用胶凝酸+非反应液体的酸液组合，两种液体用量之比4:1，该阶段泵注排量为常规酸压排量的40%；

第五阶段：泵注常规酸，利用其酸岩反应速度更快的特点，着重提高裂缝近井端裂缝的导流能力，该阶段泵注排量为常规酸压排量的20%。

其中，常规酸压排量为4~16m³/min，酸液组合注入排量依此计算。所述前置液体系为0.5%羟丙基瓜胶＋杀菌剂＋粘土稳定剂＋破乳剂+pH调节剂（蔡大庆,周昊.塔河油田碳酸盐岩储层酸压技术应用[J].钻采工艺,2004(03):44-46+62+3）。所述胶凝酸体系为20%HCl+0.8%胶凝剂+4%缓蚀剂+2%破乳助排剂+2%铁离子稳定剂（徐杏娟,付月永,杨金玲,贾红战,王云云,崔福员,李文杰,杨彬.180℃酸化用胶凝酸体系研究与现场应用[J].石油化工应用,2018,37(07):11-15），非反应液体为常规水基压裂液或地层水。所述常规酸20%HCl+2.0%KMS-6+1%BD1-2+1%BD1-3+1%BD1-5（李年银. 塔里木轮南潜山裂缝型油气藏高温深井酸压效果评价[D].西南石油大学,2006）。酸压施工总液量为300~500 m³，具体结合压开的裂缝长度和地面设备允许的最大值而定。其中前置液用量为总液量的33%，胶凝酸用量为总液量的53%，水基压裂液或地层水用量为酸液组合的7%。常规酸用量为总液量的7%。

（4）压裂酸化后，为防止低渗层得不到有效改造，在注酸结束后需采取暂堵酸化施工，从而优化酸蚀裂缝导流能力的空间分布特性，同时省去了暂堵酸化施工前的酸化解堵作业，减少酸液用量和施工时长。考虑现场施工成本以及暂堵酸化的有效性，本发明采用三级暂堵酸化技术。各级暂堵酸化泵注程序相同，即先注入一定量的暂堵液对高渗区进行有效封堵，提高后续酸化过程中低渗区的进酸量，暂堵液以6mm纤维素为暂堵材料；再注入胶凝酸充分溶解地层中的纤维素，恢复高渗区的酸蚀导流能力。

其中，所述胶凝酸为10%HCl+0.8%胶凝剂+4%缓蚀剂+2%破乳助排剂+2%铁离子稳定剂。暂堵液以6mm纤维素为暂堵材料，暂堵液中纤维浓度为1%~2%，在H⁺浓度和温度较高时纤维素可以完全降解。暂堵液的排量为1~3m³/min，酸液排量为2~7m³/min，纤维素强度为1.5 ~2.5kg/m，纤维素用量的具体数值结合水平段长度和地面设备允许的最大值而定。每级暂堵后注酸时间与纤维溶解时间大致相当，酸液用量依此计算，并且在注酸结束后立马进行下一级的暂堵作业。除此之外，为降低环境温度和隔离酸液与纤维，在暂堵液前后分别注入一段高粘压裂液，每次注入量以暂堵液用量的50%为准。

（5）在油气井的生产阶段，地层压力逐渐降低，裂缝闭合压力升高，使得酸蚀裂缝导流能力随生产时间逐渐降低，从而导致油气井产能下降。通过大量室内模拟试验以及现场生产数据监控，地层压力下降至原始地层压力的70%时，向储层低排量缓慢注入少量酸液进行洗井，洗井结束后以略高于裂缝开启的压力注入酸液组合。酸液组合在闭合裂缝内流动并溶蚀裂缝壁面形成沟槽，优化了酸蚀导流能力受生产时间影响的分布情况，使得闭合酸化施工后裂缝导流能力恢复至初始导流能力的84%以上。酸液组合为自生酸+胶凝酸+盐酸，其中三种酸液用量分别为酸液组合总用量的40%、35%和25%。三种酸液根据酸岩反应时间从高到低排序为自生酸、胶凝酸和盐酸，故按照该顺序依次注入地层，可使得裂缝远端、中段以及近端的导流能力均得到有效改善。

其中，所述自生酸采用高聚合度羰基化合物和含氯有机铵盐1:1反应合成（王洋,袁清芸,李立.塔河油田碳酸盐岩储层自生酸深穿透酸压技术[J].石油钻探技术,2016,44(05):90-93）。所述胶凝酸同步骤（3）。所述盐酸质量浓度为20%。酸液组合注入排量为1~4m³/min，酸液组合总用量为常规酸压技术下同类型同浓度酸液用量的25%。洗井所用酸液为质量浓度10%的盐酸，排量为1.1~2.3m³/min，用量为酸液组合总用量的10~15%。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果 ：

本发明具有酸液利用效率高、酸压时效性强、有效稳产时间较长、增产效果显著的特点，有利于高温深层碳酸盐岩储层的稳定高效开发。

附图说明

图1为X井酸压生产曲线。

图2为地层应力下降至70%时Y井在酸蚀裂缝内有效闭合压力分布示意图。

图3为Y井有效闭合应力对酸蚀导流能力的影响。

图4为Y井闭合酸化后酸蚀裂缝内有效闭合压力分布示意图。

图5为Y井酸压生产曲线。

具体实施方式

下面根据附图和实例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解。但技术人员应该注意本发明的适用范围并不局限于具体实施方法，只要所遇变化在所附的权利要求限定和本发明确定的精神和范围内，皆在本发明的保护之列。

实施例1

X井所在井区储层均质性较好，厚度为25~28m，但储层附近水体发育且隔层应力较低，为了在沟通远井端油气储集空间的基础上避免酸压过程中沟通下部水体，采用水基压裂液携带密度稍高于压裂液的凝胶颗粒注入地层，注入过程中矿化度控制为80g/L以保证凝胶不会过早凝结。待凝胶颗粒达到目标位置后，调整矿化度为10g/L，促使凝胶颗粒吸水膨胀形成高强度凝胶隔层，提高穿层应力的阈值。此过程所用水基胍胶压裂液312.6m³，凝胶颗粒7.6m³，排量为4.5 m³/min。再根据储层发育的特点对施工规模、液体配比及施工排量进行参数优化，进一步改善酸蚀导流能力的空间分布，最后进行残酸返排并投入生产。此酸压过程共注入地层液量412m³，前置液136m³，常规水基压裂液29m³，胶凝酸218m³，常规酸29m³，第一阶段前置液泵注排量为6.1m³/min。采用本发明的设计方案后，酸蚀导流能力的空间分布特性较好，裂缝高度的最大值不超过20m，相较于常规酸压的生产井，裂缝的有效长度从65m增加到了93m。图1为X井酸压生产曲线。从图中可以看到，X 井施工初期产量为48t/d，施工后 250 天内平均产量为 28.3t/d。而临近X井的其他生产井，在采用传统方法设计施工后其最大日产量为 18.6t/d，施工后由于见水过早，导致 160 天内平均产量为 3.2t/d。可见本发明有效控制了缝高，增大了裂缝的穿透距离，优化了酸蚀导流能力的空间分布特性，显著提高了生产井的产能以及稳产时间。

实施例2

Y井是一口水平开发井，水平段长度为450m，完井方式为裸眼完井。水平井段的岩性较为复杂，其中各类储层分布不均，不同类别的气层也较多，渗透率跨度范围为3.2~21.6mD，非均质性较强。该井先期进行了一次酸化压裂，初期日产油39.4 m³/d，1个月后后下降至1.8 m³/d。为提高储层的开发程度以及保证生产效益，对该井段进行三级暂堵酸化，在恢复裂缝导流能力的同时，提高酸液对低渗区的增产改造效果，优化酸蚀导流能力的空间分布特性。施工所用6mm纤维素共600kg，分三次加入，每次加入量分别为150kg、200kg和250kg。每级暂堵酸化所用各液量分别为：10%盐酸浓度的胶凝酸45m³，压裂液20m³，暂堵液20m³，其中暂堵液施工排量为1m³/min，胶凝酸和压裂液的施工排量为3m³/min。除此之外，在一次暂堵之前以2 m³/min的排量注入40m³胶凝酸进行洗井，保证后续暂堵作业的顺利进行；同时为保证纤维素的充分溶解，第三次暂堵酸化结束后以3m³/min的排量尾注胶凝酸45m³。此次施工总液量共计340m³。暂堵酸化10min后进行残酸返排，完成后Y井投入生产并对现场生产数据进行监控，当地层压力下降至70%原始地层压力时对储层进行闭合酸化。此时，酸蚀裂缝中闭合压力的分布如图2所示，从图中可以看出折算裂缝闭合压力最大可达39.21MPa。图3为Y井有效闭合应力对酸蚀导流能力的影响。结合图3可以发现，酸蚀导流能力下降的最大值为56.7%。闭合酸化施工分为两部分：先在40MPa的压力下以0.8m³/min的排量注入质量浓度10%的盐酸进行酸洗；然后在52MPa的压力下以2.1 m³/min的排量将自生酸、胶凝酸和质量浓度25%的盐酸依次注入地层之中进行闭合酸化。施工所用质量浓度10%的盐酸16 m³，质量浓度20%的盐酸60m³，胶凝酸70m³，自生酸80m³，总液量共计226m³。结束后酸蚀裂缝的有效闭合压力分布如图4所示，从图4中可以看出折算裂缝闭合压力整体下降了52.3%以上，酸蚀导流能力整体得到改善并恢复至93.21%，同时采用本设计的酸液组合进行酸化，使得酸蚀导流能力空间分布得到了进一步的优化。图5为Y井的酸压生产曲线。由图5可知，Y井压后初期产油105.6t/d，150天内平均产量为 45.6t/d。除此之外，在投入生产90d后，Y井的日产油量仍能长期稳定在40 t/d左右，充分体现了本方法对酸蚀导流能力时效性的优化效果。而临近Y井的其他生产井，采用常规增产措施后，初期产油可达到62t/d，但日产油量下降很快，90天后稳定在4.3t/d左右，150天内平均产量为12.6t/d。

本发明通过对高渗区的暂堵以及低渗区的重点酸压，增大了生产井所能沟通的油气储集量，极大提高了裂缝对油气资源的运输能力。同时本发明考虑到酸蚀导流能力的时效性问题，对其进行相应的设计施工，显著优化了酸蚀导流能力的时空分布，实现了对储层高效布酸，提高储层的开发程度，使得生产井长期稳定高产，对现场施工具有重要的参考意义。

Claims (8)

1.一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，依次包括以下步骤：

（1）基于区块地震资料及钻采资料，分析碳酸盐岩储层的构造特征、岩性特征、孔隙类型、物性特征和压力温度特性，判断是否有以下情况存在：

①储层临近含水层；

②隔层应力差较小，压裂过程中裂缝扩展容易造成穿层现象；

③储层的非均质性较强；

若存在，则不满足酸压施工条件，按照步骤（2）进行控缝高措施；若不存在，则满足酸压施工条件，按照步骤（3）进行酸压施工；

（2）进行控缝高措施，采用人工凝胶隔层技术，即使用水基压裂液携带凝胶颗粒注入地层，凝胶颗粒相互胶结后形成凝胶隔层，钝化裂缝尖端，增加裂缝上下末端阻抗值，控制缝高的延伸；

（3）进行酸压施工，采用等时五阶段降排量的泵注方式，过程如下：

第一阶段：泵注前置液压开裂缝并降低地层温度，该阶段泵注排量等于常规酸压排量；

第二阶段：泵注胶凝酸，利用H⁺释放速度较慢的特性，更均匀地刻蚀裂缝壁面，该阶段泵注排量为常规酸压排量的80%；

第三阶段：先泵注胶凝酸补充裂缝中H⁺浓度，再泵注非反应液体推动酸液刻蚀远井端的裂缝壁面，该阶段胶凝酸与非反应液体的用量之比为4:1，泵注排量为常规酸压排量的60%；

第四阶段：与第三阶段泵注程序相同，采用胶凝酸+非反应液体的酸液组合，两种液体用量之比4:1，该阶段泵注排量为常规酸压排量的40%；

第五阶段：泵注常规酸，该阶段泵注排量为常规酸压排量的20%；

（4）在注酸结束后，采用三级暂堵酸化技术，各级暂堵酸化泵注程序相同，即先注入暂堵液对高渗区进行有效封堵，提高后续酸化过程中低渗区的进酸量，暂堵液以纤维素为暂堵材料；再注入胶凝酸充分溶解地层中的纤维素，恢复高渗区的酸蚀导流能力；

（5）在油气井的生产阶段，地层压力逐渐降低，地层压力下降至原始地层压力的70%时，向储层低排量缓慢注入少量酸液进行洗井，洗井结束后以略高于裂缝开启的压力注入酸液组合，酸液组合为自生酸+胶凝酸+盐酸，其中三种酸液用量分别为酸液组合总用量的40%、35%和25%，根据酸岩反应时间从高到低排序为自生酸、胶凝酸和盐酸，按照该顺序依次注入地层，使裂缝远端、中段以及近端的导流能力得到改善。

2.如权利要求1所述的一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，其特征在于，步骤（2）中，所述人工凝胶隔层技术，设定泵注排量为3~7m³/min，设定凝胶加量为砂岩储层人工隔层工艺中陶粒加量的20%，设定水基压裂液矿化度的范围为0~100g/L。

3.如权利要求1所述的一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，其特征在于，步骤（3）中，所述常规酸压排量为4~16m³/min，所述前置液为0.5%羟丙基瓜胶＋杀菌剂＋粘土稳定剂＋破乳剂+pH调节剂；所述胶凝酸为20%HCl+0.8%胶凝剂+4%缓蚀剂+2%破乳助排剂+2%铁离子稳定剂，非反应液体为常规水基压裂液或地层水；酸压施工总液量为300~500 m³，其中前置液用量为总液量的33%，胶凝酸用量为总液量的53%，水基压裂液或地层水用量为酸液组合的7%，常规酸用量为总液量的7%。

4.如权利要求1所述的一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，其特征在于，步骤（4）中，所述胶凝酸为10%HCl+0.8%胶凝剂+4%缓蚀剂+2%破乳助排剂+2%铁离子稳定剂；暂堵液以6mm纤维素为暂堵材料，暂堵液中纤维浓度为1~2%，暂堵液的排量为1~3m³/min，胶凝酸排量为2~7m³/min，纤维素强度为1.5 ~2.5kg/m。

5.如权利要求1所述的一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，其特征在于，步骤（4）中，纤维素用量结合水平段长度和地面设备允许的最大值而定，每级暂堵后注酸时间与纤维溶解时间相当，胶凝酸用量依此计算。

6.如权利要求1所述的一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，其特征在于，步骤（4）中，为降低环境温度和隔离酸液与纤维，在暂堵液前后分别注入一段高粘压裂液，每次注入量以暂堵液用量的50%为准。

7.如权利要求1所述的一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，其特征在于，步骤（5）中，所述自生酸采用高聚合度羰基化合物和含氯有机铵盐1:1反应合成；所述胶凝酸同步骤（3），所述盐酸质量浓度为20%；酸液组合注入排量为1~4m³/min，酸液组合总用量为常规酸压同类型同浓度酸液用量的25%。

8.如权利要求1所述的一种考虑酸蚀裂缝导流能力时空分布特性的高效布酸方法，其特征在于，步骤（5）中，所述洗井所用酸为质量浓度10%的盐酸，排量为1.1~2.3m³/min，用量为酸液组合总用量的10~15%。

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