CN107060704A - 超临界co2雾化深穿透酸压方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了超临界CO2雾化深穿透酸压方法，包括采用液态二氧化碳结合作为雾化酸种的特种酸液，利用在酸压泵注过程中温度压力变化，由液态二氧化碳相变为超临界二氧化碳并与特种酸液形成雾化酸，凭借雾化酸液中的超临界二氧化碳强携带酸液滴在碳酸盐岩储层中进行破岩酸蚀，形成酸蚀裂缝体系，而后采用深穿透酸液和高导流酸液分别进行中远井地带主干裂缝和近井地带主裂缝通道的酸蚀，建立高导流主干裂缝系统，从而形成复杂酸压裂缝体系，连通油气储集体并提供较高的酸蚀导流通道。本发明增加了酸液有效波及范围和酸蚀裂缝沟通地下裂缝或溶洞储集体的几率，并提高裂缝体系的综合导流能力，相对于常规酸压具有更好的增产改造效果。
Description
技术领域
本发明提供一种适用于裂缝型和缝洞型碳酸盐岩油气藏增产改造的超临界二氧化碳雾化深穿透酸压方法，具体涉及超临界CO2雾化深穿透酸压方法。
背景技术
酸压改造是裂缝型和缝洞型碳酸盐岩油气藏增产改造的重要手段，主要利用酸液腐蚀碳酸盐岩储层基质形成酸蚀裂缝系统沟通碳酸盐岩储层原生的裂缝空间和溶洞、溶孔空间等储集体中的油气资源，并建立地下油气流动的裂缝通道。碳酸盐岩储层酸压改造效果主要受控于两方面因素：一，酸压裂缝体系沟通储集体的几率，取决于有效的酸蚀范围和酸蚀裂缝的复杂程度；二，酸压裂缝体系的导流能力。然而，由于酸液高温性能不足导致酸岩反应过快、近井带裂缝发育导致酸液滤失量大、酸蚀距离短、酸压改造范围受限、储集体沟通困难、长期导流能力保持率低等原因，即便采用大规模高排量工艺、采用转向酸、等特种酸液体系等手段来增加酸压作用范围和裂缝体系的复杂程度，常规酸压改造效果受限，尤其对于高温深井，常规酸压改造和重复酸压改造效果均不甚理想。根据统计结果，塔河油田83口常规酸压和重复酸压井，其中只有37口井收回成本，有55％的施工井未收回成本。鉴于常规酸压改造和重复酸压效果受限，且新增碳酸盐岩储层深度增加、井温升高、储集体发育程度降低，亟需一种新的酸压改造技术来提高碳酸盐岩油气藏酸压改造效果，提高酸压后油气产量和储层油气资源的整体采出程度。
发明内容
本发明的目的在于提供超临界CO2雾化深穿透酸压方法，主要解决现有常规酸压技术受制于酸岩反应过快、酸蚀距离短、酸压改造范围小、酸蚀裂缝体系形态单一、酸蚀裂缝体系长期导流能力低等原因导致的酸压改造效果受限的问题，本发明提供一种能够大范围、油气储集体高效沟通的新型酸压方法，以提高碳酸盐岩储层的酸压改造效果和酸压后油气井产能。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
超临界CO2雾化深穿透酸压方法，包括采用液态二氧化碳结合作为雾化酸种的特种酸液，利用在酸压泵注过程中温度压力变化，由液态二氧化碳相变为超临界二氧化碳并与特种酸液形成雾化酸，凭借雾化酸液中具有强流动、强破岩能力的超临界二氧化碳强携带酸液滴在碳酸盐岩储层中进行大范围、高强度的破岩酸蚀，形成规模巨大、形态复杂的酸蚀裂缝体系，而后采用深穿透酸液和高导流酸液分别进行中远井地带主干裂缝和近井地带主裂缝通道的酸蚀，建立高导流主干裂缝系统，从而形成大规模、不同尺度相结合的复杂酸压裂缝体系，充分连通油气储集体并提供较高的酸蚀导流通道。
具体地，所述规模巨大、形态复杂的酸蚀裂缝体系定义为在主应力方向有效酸蚀裂缝半长不小于150m。
进一步地，所述作为雾化酸种的特种酸液为缓速酸。
更进一步地，所述深穿透酸液为变粘酸。
再进一步地，所述高导流酸液为胶凝酸。
再进一步地，复杂酸压裂缝体系的不同尺度是指不同的裂缝导流能力，一般分为导流能力相对最低的中远井地带复杂分支缝、导流能力相对居中的中远井地带主干裂缝和导流能力相对最高的近井地带主干裂缝。
所述超临界二氧化碳雾化深穿透酸压方法具体实施的泵注流程为：雾化酸压、深穿透酸压、高导流酸压、顶替。
第一方面，考虑到酸岩反应快，尤其在高温深井中酸液有效作用距离较短，采用在注入过程中由于温度压力变化从液态二氧化碳相变成的超临界二氧化碳(图1)与特种酸液形成雾化酸体系，利用超临界二氧化碳强流动和强破岩的能力在储层中进行大面积波及改造，并携带酸液滴快速进入地层深处形成大范围、形态复杂的酸蚀裂缝体系，增加酸压作用范围和沟通储集体的几率。
图1中，相态变化过程说明：
1→2：CO2从罐车或储罐中流出。
2→3：CO2经增压泵增压。
3→4：CO2过泵车经高压管线泵入井筒。
4→5：压裂施工阶段CO2破岩造缝。
5→6：停泵后CO2在地层中扩散。
6→7：CO2返排。
第二方面，考虑到中远井地带连接复杂分支裂缝的主干裂缝通道导流能力的需求，采用深穿透酸液进入地层深处对连接复杂分支裂缝的主干裂缝通道进行二次酸蚀，以提高中远井地带主干裂缝通道的导流能力和长期导流能力。
第三方面，考虑到近井地带裂缝通道是地下油气资源入井的主通道，对长期导流能力需求较高，采用高导流酸液对近井地带主裂缝通道进行酸蚀，建立油气运移入井主通道的长期高导流系统。
第四方面，考虑到酸液对管柱的腐蚀，采用滑溜水在高导流酸注入井筒后进行顶替，将酸液全部顶入地层并清洗井筒。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明技术克服了常规酸压技术由于酸岩反应果快导致酸蚀距离有限、酸液流动方向受控导致酸蚀裂缝形态单一等缺陷，增加了酸液有效波及范围和酸蚀裂缝沟通地下裂缝或溶洞储集体的几率，并提高裂缝体系的综合导流能力，相对于常规酸压具有更好的增产改造效果。
附图说明
图1为超临界二氧化碳雾化深穿透酸压施工过程中二氧化碳相态变化示意图。
图2为本发明实施流程。
图3为本发明应用地面流程。
图4为本发明施工泵注流程。
图5为NM气田裂缝-溶洞型碳酸盐岩气藏直井本发明应用后产能效果。
图6为FL气田裂缝-溶洞型碳酸盐岩气藏5口井单井总算液用量对比。
图7为FL气田裂缝-溶洞型碳酸盐岩气藏5口井酸压后无因次产能指数对比。
图8为TH油田缝洞型灰岩油藏3口井分层酸压后6个月内平均日产油量对比。
具体实施方式
下面结合实施例和附图对本发明作进一步说明，本发明的实施方式包括但不限于下列实施例。
实施例
如图2-8所示，超临界CO2雾化深穿透酸压方法，是一种适用于裂缝型和缝洞型碳酸盐岩油气藏增产改造的超临界二氧化碳雾化深穿透酸压方法。该方法是由酸压方案设计、酸压材料准备、地面流程连接与准备、酸压泵注施工、返排放喷测试投产五个步骤组成，如图2所示。
(1)酸压方案设计：根据碳酸盐岩油气藏地质特征、井身结构、测试解释等资料分析，设计酸压规模、酸压管柱结构、酸压泵注程序并预测施工压力，形成超临界二氧化碳雾化深穿透酸压方案，进入流程下一步；
(2)酸压材料准备：根据(1)中所涉及的酸压规模准备相应的酸压材料，包括液态二氧化碳及二氧化碳减阻剂、雾化酸液、深穿透酸液、高导流酸液，顶替用滑溜水，一般预备设计用量的1.1倍，进入下一步流程；
(3)地面流程连接与准备：按照图3所示将地面设备及管线进行连接，并检查连接方式是否正确，接口处是否严实，在液态二氧化碳通过的地面管线流程中的接口处利用密封脂进行密封，防止在施工过程中造成液态二氧化碳刺漏，待地面管线和设备连接确认正确后进行试压，试压合格后，进入流程下一步；
(4)酸压泵注施工：按照泵注程序进行泵注，实时监测动态施工参数、确保压裂泵注施工安全、顺利地进行，施工过程中若出现施工压力过高情况，则需酌情考虑降低施工排量，在泵注执行结束后，需停泵关井2-3天，予以地下二氧化碳在地下充分扩散的时间，具体施工泵注流程如图4所示；
(5)返排放喷测试投产：拆卸压裂地面管线，移除注入施工设备，拆卸压裂井口，换以采气树，并通过有小到大、严格控制的放喷返排制度控制压后返排，防止返排过程中由于二氧化碳气化剧烈造成损伤井筒。
上述步骤(1)具体包括：
a1、根据油藏地质特征、井身结构、测试解释等资料分析，确定改造层位和酸压管柱结构；
a2、根据储层特征设计酸压规模，包括设计液态二氧化碳、雾化酸液、深穿透酸液和高导流酸液用量；
a3、根据酸压管柱结构设计顶替用滑溜水用量；
a4、根据a1-a3所设计的各类注入材料规模确定泵注程序方案；
a5、根据a1中通过资料分析所预测的地层酸压裂缝延伸压力、设计的酸压管柱结构，结合a4中设计的泵注程序方案预测施工压力。
上述步骤(4)具体包括：
d1、按照泵注程序设计实施雾化酸压施工，采用相互独立的酸液泵注地面流程和液态二氧化碳泵注地面流程同时注入，其中酸液泵注地面流程泵注生成雾化酸液的特殊酸种，两端泵注流体入井前混合；
d2、在雾化酸压施工结束后，关闭液态二氧化碳泵注地面流程，保持酸液泵注地面流程开启，切换酸种为深穿透酸液，按照泵注程序设计进行深穿透酸压施工；
d3、在深穿透酸压施工结束后，保持酸液泵注地面流程开启，切换酸种为高导流酸液，按照泵注程序设计进行高导流酸压施工；
d4、在高导流酸压施工结束后，保持酸液泵注地面流程开启，切换流体为滑溜水，按照泵注程序设计进行顶替施工，滑溜水顶替结束停止泵注；
d5、泵注结束后关井至少2天，记录关井后压力。
效果评价
本发明现场应用实例1
在美国南部NM裂缝-溶洞型碳酸盐岩气藏1口直井上应用本发明，完井井深3488.5m，储层有效厚度12.6m，本井采用套管完井，有效厚度层位全部射孔，地层温度102.1℃，原始地层压力52.5MPa，采用本发明技术对该井进行酸压增产改造。
超临界二氧化碳雾化深穿透酸压设计液态二氧化碳525m3，以缓速酸作为雾化酸种，设计用量200m3，以变粘酸作为深穿透酸种，设计用量200m3，以胶凝酸作为高导流酸种，设计用量250m3，设计顶替用滑溜水50m3。酸压施工管柱结构为全程3 1/2英寸油管。
实际施工泵注液态二氧化碳525.0m3，液态二氧化碳排量5.0-4.0m3/min；泵注缓速酸199.6m3，施工排量0.5-2.5m3/min；泵注变粘酸199.0m3，施工排量5.0-6.5m3/min；泵注胶凝酸248.7m3，施工排量5.0-6.5m3/min；泵注顶替用滑溜水45.2m3，施工排量7.0-3.0m3/min。
本发明实施后，日产气量稳定在20×104m3/d以上，稳产期超过6个月，平均日产25.29×104m3/d(图5)。
本发明现场应用实例2
在美国东南部FL裂缝-溶洞型碳酸盐岩气藏1口直井上应用本发明，并与同区块4口采用常规酸压技术改造的直井进行酸压后产能对比。储层平均深度2998.9m，储层有效厚度9.5m，5口井均采用套管完井，有效厚度层位全部射孔，地层温度98.8℃，原始地层压力30.25MPa。
酸压后对比各井总酸液用量(图6)和酸压改造后无因次产能指数(图7)，本发明技术应用井酸液用量265.2m3，液态二氧化碳110m3，4口常规酸压井单井酸液总用量为390.2-492.4m3，平均423.9m3；酸压改造后本发明技术应用井无因次产能指数0.44，4口常规酸压井单井无因次产能指数0.245-0.34，平均0.273。本发明技术措施后增产效果明显优于常规酸压技术。
本发明现场应用实例3
在中国西北TH油田一口直井进行本发明应用，并与同区块其他两口使用大规模常规酸压井进行酸压后产能对比。3口井均改造3层。该地层为缝洞型灰岩油藏，储层平均深度为5870m，地层温度139.9℃，原始地层压力为59.93MPa。
应用本发明技术的井采用暂堵分层酸压，单层平均液态二氧化碳用量117.8m3，单层酸液用量305.9m3，3层共计用液态二氧化碳353.4m3，3层共计用酸液量917.7m3；采用大规模常规酸压的两口井采用暂堵分层酸压，单层酸液用量421.5m3，单井3层总酸液量1264.5m3。对比3口井酸压改造后6个月平均日产(图8)，采用本发明技术的井日产油量高于另外两口采用大规模常规酸压改造的井改造后平均日产油71.2％。
按照上述实施例，便可很好地实现本发明。值得说明的是，基于上述结构设计的前提下，为解决同样的技术问题，即使在本发明上做出的一些无实质性的改动或润色，所采用的技术方案的实质仍然与本发明一样，故其也应当在本发明的保护范围内。
Claims (7)
1.超临界CO2雾化深穿透酸压方法，其特征在于，包括采用液态二氧化碳结合作为雾化酸种的特种酸液，利用在酸压泵注过程中温度压力变化，由液态二氧化碳相变为超临界二氧化碳并与特种酸液形成雾化酸，凭借雾化酸液中具有强流动、强破岩能力的超临界二氧化碳强携带酸液滴在碳酸盐岩储层中进行大范围、高强度的破岩酸蚀，形成规模巨大、形态复杂的酸蚀裂缝体系，而后采用深穿透酸液和高导流酸液分别进行中远井地带主干裂缝和近井地带主裂缝通道的酸蚀，建立高导流主干裂缝系统，从而形成大规模、不同尺度相结合的复杂酸压裂缝体系，充分连通油气储集体并提供较高的酸蚀导流通道。
2.根据权利要求1所述的超临界CO2雾化深穿透酸压方法，其特征在于，所述规模巨大、形态复杂的酸蚀裂缝体系定义为在主应力方向有效酸蚀裂缝半长不小于150m。
3.根据权利要求1所述的超临界CO2雾化深穿透酸压方法，其特征在于，所述作为雾化酸种的特种酸液为缓速酸。
4.根据权利要求1所述的超临界CO2雾化深穿透酸压方法，其特征在于，所述深穿透酸液为变粘酸。
5.根据权利要求1所述的超临界CO2雾化深穿透酸压方法，其特征在于，所述高导流酸液为胶凝酸。
6.根据权利要求1所述的超临界CO2雾化深穿透酸压方法，其特征在于，复杂酸压裂缝体系的不同尺度是指不同的裂缝导流能力，一般分为导流能力相对最低的中远井地带复杂分支缝、导流能力相对居中的中远井地带主干裂缝和导流能力相对最高的近井地带主干裂缝。
7.根据权利要求1所述的超临界CO2雾化深穿透酸压方法，其特征在于，所述超临界二氧化碳雾化深穿透酸压方法具体实施的泵注流程为：雾化酸压、深穿透酸压、高导流酸压、顶替。
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