王　洋，袁清蕓，李　立

(1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011；3.濮陽佰斯泰油氣技術(shù)服務(wù)有限公司，河南濮陽 457001)

?

塔河油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層自生酸深穿透酸壓技術(shù)

王洋1，袁清蕓2，李立3

(1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011；3.濮陽佰斯泰油氣技術(shù)服務(wù)有限公司，河南濮陽 457001)

隨著塔河油田碳酸鹽巖油藏勘探開發(fā)區(qū)塊向外圍擴(kuò)展，儲(chǔ)層條件越來越差，需要通過酸壓提高產(chǎn)能，高溫條件下常規(guī)酸液酸巖反應(yīng)速度快、濾失量大等問題嚴(yán)重影響了酸液深穿透效果。為此，研制了一種在高溫下緩慢生酸的耐溫型自生酸體系，該體系由高聚合羰基化合物(A劑)和含氯有機(jī)銨鹽類(B劑)組成。室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果表明，A劑、B劑的體積比為1∶1時(shí)生酸能力最強(qiáng)，自生酸具有較低的酸巖反應(yīng)速率及較好的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力，且與塔河油田地層水及常用工作液體系的配伍性良好。該自生酸體系在塔河油田累計(jì)應(yīng)用15井次，油井酸壓后的自噴時(shí)間和產(chǎn)油量比鄰井(未應(yīng)用自生酸酸壓)平均提高了1.5～2.5倍，取得了較好的增油效果。研究表明，自生酸深穿透酸壓技術(shù)能夠滿足塔河油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透改造的要求。

碳酸鹽巖油藏；自生酸；導(dǎo)流能力；酸壓；塔河油田

塔河油田碳酸鹽巖油藏埋深超過6 000 m，儲(chǔ)層溫度高達(dá)110～200 ℃，非均質(zhì)性強(qiáng)。隨著油田開發(fā)不斷向外圍擴(kuò)展，儲(chǔ)層酸壓面臨儲(chǔ)層條件變差、高溫下酸巖反應(yīng)速度加快、濾失量增大、裂縫導(dǎo)流能力難保持等難題，酸蝕裂縫長度受限嚴(yán)重制約了油藏開發(fā)效果[1-4]。影響酸蝕裂縫長度的主要因素有巖石類型、酸液濃度、酸巖反應(yīng)速率和地層溫度等[5-6]。在無法改變巖石類型的情況下，選擇酸巖反應(yīng)速率低的酸液是提高酸蝕裂縫長度的有效手段。國內(nèi)外應(yīng)用的緩速酸主要有膠凝酸、乳化酸和地面交聯(lián)酸等[7]。相比上述常規(guī)緩速酸，自生酸通過化學(xué)反應(yīng)在地層溫度下逐漸生成鹽酸，具有低酸巖反應(yīng)速率、低腐蝕速率和高導(dǎo)流能力等優(yōu)點(diǎn)。目前研發(fā)的自生酸主要用于中、低溫儲(chǔ)層，應(yīng)用于塔河油田高溫(>120 ℃)儲(chǔ)層時(shí)存在產(chǎn)酸速率過快、無法延緩酸巖反應(yīng)速率的難題[8]。筆者通過優(yōu)選含氯有機(jī)銨鹽和高聚合羰基化合物，研制了耐高溫自生酸體系，該體系具有耐溫性能好、酸巖反應(yīng)速率低、酸蝕裂縫導(dǎo)流能力高等特點(diǎn)，在塔河油田15井次的現(xiàn)場應(yīng)用表明，油井酸壓后自噴產(chǎn)油量和自噴時(shí)間比鄰井(未應(yīng)用自生酸酸壓)平均提高1.5～2.5倍，增油效果顯著。

1　關(guān)鍵處理劑的研制

目前，國內(nèi)外現(xiàn)有自生酸主要采用含氯羧酸鹽水解和鹵代烴衍生物水解2種合成方式，合成的自生酸存在耐高溫性能差和產(chǎn)酸能力弱的問題[8]。為提高自生酸的抗溫性能，筆者采用高聚合度羰基化合物和含氯有機(jī)銨鹽反應(yīng)合成耐高溫的自生酸，地層溫度條件下含氯有機(jī)銨鹽(B劑)在醛、酮及有機(jī)羧酸類化合物等引發(fā)劑催化作用下可生成鹽酸，為控制產(chǎn)酸速度和減緩酸的形成速率，選用高聚合度羰基化合物作為引發(fā)劑(A劑)，A劑在地層溫度下逐漸緩慢水解，控制催化生酸速度，從而達(dá)到自生酸在地層溫度下緩慢生酸、延長酸蝕作用距離的目的。

A劑、B劑混合后，主生酸反應(yīng)是甲醛和氯化銨反應(yīng)生成鹽酸和六次甲基四胺，化學(xué)反應(yīng)式為：

4NH4Cl+6HCHO=(CH2)6N4+4HCl+6H2O

(1)

2　耐高溫自生酸性能評(píng)價(jià)

2.1A劑、B劑在不同體積比下的生酸量

選取不同體積比的A劑、B劑加入單口燒瓶并置于120 ℃油浴鍋中攪拌反應(yīng)，40 min后選取燒瓶中上層清液并用NaOH溶液滴定，定量判斷A劑、B劑在不同體積比下的生酸能力，試驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1A劑、B劑在不同體積比下的生酸量試驗(yàn)結(jié)果

Table 1Test results of acid generation capacity under different volume ratio between agent A and agent B

序號(hào)A劑體積分?jǐn)?shù),%B劑體積分?jǐn)?shù),%酸含量,%平均酸含量,%160407.6260407.87.73554510.44554510.210.35505012.96505012.512.77455510.18455510.310.2940607.41040607.87.6

由表1可知:當(dāng)A劑體積分?jǐn)?shù)高于50%時(shí)，隨著其體積分?jǐn)?shù)降低，自生酸生酸量逐漸升高；當(dāng)A劑、B劑體積比為1∶1時(shí)生酸量最大，平均生酸量高達(dá)12.7%；當(dāng)A劑體積分?jǐn)?shù)低于50%時(shí)，隨著其體積分?jǐn)?shù)的降低，自生酸生酸量逐漸降低。因此，A劑和B劑的最優(yōu)體積比為1∶1。

2.2酸巖反應(yīng)速度對(duì)比

試驗(yàn)溫度100 ℃，取足量塔河油田奧陶系巖心與自生酸和膠凝酸進(jìn)行酸巖反應(yīng)，記錄不同反應(yīng)時(shí)間后的酸含量，結(jié)果見表2。

表2　不同酸液在不同反應(yīng)時(shí)間下的酸含量

由表2可知：隨著反應(yīng)時(shí)間增長，自生酸酸含量先增大后減小，30 min時(shí)自生酸酸含量達(dá)到10.12%，30 min后自生酸酸含量逐漸降低，反應(yīng)2.50 h后自生酸酸含量為4.79%；膠凝酸酸含量隨反應(yīng)時(shí)間的增長呈持續(xù)快速降低趨勢(shì)，反應(yīng)1.50 h后膠凝酸酸含量僅為1.33%，遠(yuǎn)小于相同反應(yīng)時(shí)間的自生酸酸含量(4.93%)。試驗(yàn)結(jié)果表明，自生酸比膠凝酸有更好的緩速效果，可在一定程度上增大酸蝕作用距離，提高酸蝕裂縫穿透深度，提高溝通井筒遠(yuǎn)端儲(chǔ)集體的概率。自生酸與巖心反應(yīng)過程中伴隨大量氣泡生成，酸巖反應(yīng)后巖心表面凹凸不平，刻蝕效果比膠凝酸更好。

100 ℃溫度下，進(jìn)行20%鹽酸、自生酸和膠凝酸與40 g巖心的反應(yīng)時(shí)間和酸溶蝕率試驗(yàn)，結(jié)果見表3。

表3不同酸液的反應(yīng)時(shí)間與酸溶蝕率試驗(yàn)結(jié)果

Table 3Reaction time and acid dissolution rates of different acids

酸液類型反應(yīng)時(shí)間/h巖心質(zhì)量/g酸溶蝕率,%20%鹽酸0.5240100.0膠凝酸3.7040100.0自生酸28.0040100.0

由表3可知，與20%鹽酸和膠凝酸相比，自生酸與相同質(zhì)量的巖心完全反應(yīng)所需的反應(yīng)時(shí)間更長，即自生酸的酸巖反應(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壓的需求。

2.3酸蝕裂縫導(dǎo)流能力對(duì)比

酸蝕裂縫導(dǎo)流能力是評(píng)價(jià)儲(chǔ)層酸壓效果的一個(gè)重要指標(biāo)[9-13]。分別取自生酸、膠凝酸、變黏酸和地面交聯(lián)酸等4種酸液，測定其在不同閉合應(yīng)力條件下的導(dǎo)流能力，結(jié)果見圖1。

圖1　不同酸液體系酸蝕裂縫導(dǎo)流能力對(duì)比Fig.1　Conductivity of fractures created by different acid systems

由圖1可知：隨閉合壓力升高，4種酸液酸蝕裂縫的導(dǎo)流能力均呈下降趨勢(shì)；閉合壓力小于20 MPa時(shí)，酸蝕裂縫的導(dǎo)流能力下降幅度較大；當(dāng)閉合壓力大于20 MPa時(shí)，酸蝕裂縫的導(dǎo)流能力下降幅度變?。蛔陨岬乃嵛g裂縫比其他3種酸液酸蝕裂縫的導(dǎo)流能力更好，4種酸液酸蝕裂縫導(dǎo)流能力的排序?yàn)樽陨?變黏酸>膠凝酸>地面交聯(lián)酸。

2.4配伍性

2.4.1與地層水的配伍性

選取塔河油田奧陶系地層水樣品，其總礦化度為2.432×105mg/L，pH值為5.72，密度為1.14 g/cm3，與自生酸按1∶2、1∶1和2∶1的比例進(jìn)行配伍性試驗(yàn)。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，自生酸與地層水混合后無沉淀產(chǎn)生，放置4 h后仍無沉淀產(chǎn)生，說明自生酸與地層水的配伍性良好。

2.4.2與塔河油田常用工作液的配伍性

選取塔河油田常用的胍膠壓裂液、地面交聯(lián)酸、變黏酸、膠凝酸等4種工作液，分別離心分離后取上層清液10，15和20 mL，然后分別與自生酸混合，形成1∶2、1∶1和2∶1的混合液，觀察混合液是否生成沉淀。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，自生酸與胍膠壓裂液、地面交聯(lián)酸、變黏酸和膠凝酸混合后溶液無色，透明均勻，無沉淀產(chǎn)生，表明自生酸與塔河油田常用工作液的配伍性良好。

3　現(xiàn)場應(yīng)用

塔河油田10區(qū)、12區(qū)、TP區(qū)等區(qū)塊油井動(dòng)液面低(平均深度2 800 m)，供液能力差，有效閉合壓力高達(dá)50 MPa左右，裂縫導(dǎo)流能力難以長期保持，采用膠凝酸等常規(guī)酸液酸化效果較差。為此，塔河油田選用耐溫型自生酸體系，并提高注酸排量和注酸規(guī)模，以實(shí)現(xiàn)深穿透酸壓的目的。自生酸A劑有刺激性氣味，為保證施工人員健康，現(xiàn)場采用自動(dòng)化密閉配液流程，通過自動(dòng)輸送機(jī)將A劑、B劑置入配液罐內(nèi)充分混合，密閉輸送到地面流程,通過壓裂車泵入井底。

截至目前,塔河油田共進(jìn)行了15井次的自生酸深穿透酸壓施工，平均單井自生酸用量600 m3，注酸階段排量6 m3/min，油井酸壓后的自噴時(shí)間和產(chǎn)油量比鄰井(未應(yīng)用自生酸酸壓)平均提高了1.5～2.5倍。

以塔河油田TPX井為例介紹自生酸深穿透酸壓技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用情況。該井儲(chǔ)層埋深6 400.00 m，鉆完井期間漏失鉆井液2 000 m3，自噴產(chǎn)油5 000 t后轉(zhuǎn)機(jī)抽生產(chǎn)，機(jī)抽過程中動(dòng)液面2 600.00 m，產(chǎn)液量快速下降。為此，該井應(yīng)用了自生酸深穿透酸壓技術(shù)。該井酸壓過程中最高泵壓78.4 MPa，最大排量6.3 m3/min。泵注自生酸200 m3后泵壓瞬間下降20 MPa，溝通儲(chǔ)集體顯示明顯。TPX井壓后動(dòng)液面由酸壓前的2 600.00 m恢復(fù)至1 400.00 m，產(chǎn)液量78 m3/d，產(chǎn)油量69 t/d，產(chǎn)油量較鄰井(未應(yīng)用自生酸酸壓)提高34 t/d。

4　結(jié)　論

1) 針對(duì)現(xiàn)有自生酸體系存在的耐高溫性能差和產(chǎn)酸能力弱的問題，采用高聚合度羰基化合物(A劑)和含氯有機(jī)銨鹽(B劑)反應(yīng)合成了耐高溫自生酸，并通過室內(nèi)試驗(yàn)確定A劑和B劑的最優(yōu)體積比為1∶1。

2) 室內(nèi)試驗(yàn)表明，與膠凝酸等常用酸液相比，耐溫型自生酸具有更低的酸巖反應(yīng)速度和更好的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力，且與塔河油田地層水和常用工作液有較好的配伍性。

3) 自生酸深穿透酸壓技術(shù)在塔河油田15井次的現(xiàn)場應(yīng)用表明，油井酸壓后自噴時(shí)間與產(chǎn)油量均顯著提高，能夠滿足塔河油田碳酸鹽巖儲(chǔ)層深穿透酸壓改造的要求。

4) 由于高聚合度羰基化合物(A劑)有刺激性氣味，現(xiàn)場施工時(shí)配液流程要全密閉，并做好安全防護(hù)工作。

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[編輯滕春鳴]

Deep Penetrating Acid Fracturing Involving Self-Generated Acid in Carbonate Reservoirs of the Tahe Oilfield

WANG Yang1,YUAN Qingyun2,LI Li3

(1.PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute,SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang，830011，China; 2.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang，830011，China; 3.PuyangBestOil&GasTechnologyServiceCom.,Ltd.,Puyang,Henan,457001,China)

Reservoir conditions are deteriorating as carbonate reservoir exploration and development blocks of the Tahe Oilfield extend to the periphery of the oilfield.Under such circumstances,it is necessary to improve productivity through acid fracturing.Higher acid-rock reaction velocities of conventional acid fluids under high temperature,and large filtration losses would significantly affect penetration performances of acids.To solve this problem,a temperature-resistant self-generated acid system was developed to generate acids under high temperature with lower reaction velocity.It consists of highly polymerized carbonyl compound (agent A) and ammonium salt (agent B).Experimental results showed that the largest acid volume can be generated when agent A and B volume are equal; the self-generated acid has lower acid-rock reaction velocity and better acid fracture conductivity.In addition,it is highly compatible with formation water and the common acid system used in the Tahe Oilfield.This self-generated acid system has been used in 15 wells in the Tahe Oilfield.The production in the primary production period after acidizing was 1.5 to 2.5 times of that of adjacent wells (without self-generated acid fracturing).The results showed that the deep penetration acid fracturing of the self-generated acid can meet the requirement for deep penetration stimulation of carbonate reservoirs in the Tahe Oilfield.

carbonate reservoir; self-generated acid; flow conductivity; acid fracturing; Tahe Oilfield

2015-12-12；改回日期：2016-06-13。

王洋(1985—)，男，陜西西鄉(xiāng)人，2008年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)石油工程專業(yè)，2011年獲成都理工大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事深層復(fù)雜油氣藏儲(chǔ)層改造工藝和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方面的研究。E-mail：wy610059@126.com。

國家科技重大專項(xiàng)“縫洞型碳酸鹽巖油藏高效酸壓改造技術(shù)”(編號(hào)：2011ZX05014-006)資助。

?油氣開發(fā)?doi:10.11911/syztjs.201605015

TE357.2

A

1001-0890(2016)05-0090-04