CN112051190A - 一种复合渗透酸渗透能力评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于酸压改造工艺技术领域，尤其涉及一种复合渗透酸渗透能力评价方法，包括如下步骤：S1、岩心酸化流动模拟实验；S2、岩心压力突破能力实验；S3、毛细管自吸和液相滞留实验；S4、岩心扫描电镜分析。本发明意在提供一种复合渗透酸渗透能力测定方法，以系统、全面的评价复合渗透酸的渗透能力，为优化复合渗透酸设计，提高复合渗透酸渗透能力提供实验支撑。

Description

一种复合渗透酸渗透能力评价方法
技术领域
本发明属于酸压改造工艺技术领域，尤其涉及一种复合渗透酸渗透能力评价方法。
背景技术
酸化是一种使油气井增产或注水井增注的有效方法。它是通过井眼向地层注入一种或几种酸液或酸性混合液，利用酸与地层中部分矿物的化学反应，溶蚀储层中的连通孔隙或天然(水力)裂缝壁面岩石，增加孔隙、裂缝的流动能力，从而使油气井增产或注水井增注的一种工艺措施。
目前常规酸压体系主要有冻胶酸、胶凝酸、变粘酸、清洁剂转向酸、缓速酸、乳化酸等。针对碳酸盐岩类油气藏的开发，由于储层具有致密低渗、低压、低孔的特征，且岩石弹性模量较高，泊松比低，酸蚀裂缝窄且长度有限，常规酸压技术改造体积有限。目前采用的压裂液体系基本为粘度较大的酸液体系，目的是为抑制主体酸液中H+向岩石表面传递，弱化H+吸附在岩石表面上发生化学反应的能力，从而降低酸岩反应速度，增加酸蚀裂缝的穿透深度。
而本发明所提出的复合渗透酸压裂液体系则是采取逆向思维，利用滑溜水压裂的大排量、体积压裂特点，通过降低压裂液摩阻、提高酸液渗透性来提高储层渗透率、增加导流能力，通过溶蚀压开的人工裂缝，形成大大高于地层原始渗透率的酸蚀裂缝，提高油气渗流能力。另外复合渗透酸可酸蚀裂缝，沟通高渗透裂缝带，扩大泄流面积。大排量的酸液进入裂缝壁面孔隙或裂隙与岩石发生反应，溶蚀孔壁或微缝壁，改善流体向裂缝渗流条件。且酸液可溶蚀孔道或裂缝中的堵塞物，或破坏堵塞物的结构使之解体，疏通流道，恢复地层原始渗透能力。由于酸液体系中未加入胶凝剂，所以对已形成孔道不会造成残渣堵塞，对返排影响较小。
但是，复合渗透酸是一种新型酸液体系，目前并未有评价这种酸液体系的渗透能力的现有方法，提供一种复合渗透酸渗透能力评价方法已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
本发明意在提供一种复合渗透酸渗透能力测定方法，以系统、全面的评价复合渗透酸的渗透能力，为优化复合渗透酸设计，提高复合渗透酸渗透能力提供实验支撑。
为达到上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种复合渗透酸渗透能力评价方法，包括如下步骤：
S1、岩心酸化流动模拟实验
1)采集岩石样品并制备岩心；
2)分别采用常规酸液和新型酸液进行驱替，测得两种酸液下对盐水饱和的岩心和煤油饱和的岩心的渗透率；
S2、岩心压力突破能力实验
1)制备模拟地层水饱和的岩心；
2)正向测盐水饱和的岩心的渗透率K1；
3)沿岩心轴向将岩心劈开，造一人工裂缝，测定裂缝渗透率K2；
4)将酸溶性暂堵剂反向驱入岩心中，在40℃下放置12h；
5)分别采用常规酸液和新型酸液正向驱替模拟地层水饱和的岩心，测其突破压力及突破压力梯度；
S3、毛细管自吸和液相滞留实验
1)选用碳酸盐岩样，准备实验用流体，天平校正和清零；
2)将碳酸盐岩样悬挂于天平下方，调节烧杯高度直至碳酸盐岩样在实验用流体中浸泡长度为2-3cm，开始记录岩心重量变化，直到岩心重量不再变化或至少浸泡10h，并测定其最终气相渗透率。
S4、岩心扫描电镜分析
1)采用多功能扫描探针显微镜观察常规酸液和新型酸液的微观结构；
2)将岩心预处理后分别浸泡在常规酸液和新型酸液中24h，100±5℃下烘干2h，用扫描电镜观察岩心在两种酸液下的微观结构。
优选地，所述步骤S1中，所述步骤2)后，还包括：
3)选用碳酸盐岩心并人工造缝，对同一组岩心，分别采用饱和盐水和常规酸液或是采用饱和盐水和新型酸液进行对比驱替，测得各驱替液下的岩心前端压力和流体体积增量。
优选地，所述岩心和碳酸盐岩样均为同一地层物性相近，并经钻取切割成直径为25mm，长为50mm的圆柱体，其两端切割平整，切割面与轴线垂直。
优选地，所述新型酸液为在常规酸液中添加有0.3％渗透剂的酸液。
优选地，所述步骤S3中，所述实验用流体包括添加了0.3％渗透剂的水和未添加0.3％渗透剂的水。
优选地，所述步骤S3中，所述测定其最终气相渗透率的方法按SY/T5336进行。
采用上述技术方案，本发明具有如下有益效果：
本发明提供了一种全面、系统评价复合渗透酸渗透能力的方法。本发明通过岩心酸化流动模拟实验，比较常规酸液体系和新型酸液体系对岩心基质渗透率的影响，并分析了原因，即是因为加了渗透剂的酸液体系能够使酸液的各向渗透增强，从而提高酸液的酸化能力，增大岩心的孔隙度，从而提高酸液的流量和岩心的渗透率，并且在此实验基础上，通过人工造缝，对同一组岩心，分别采用饱和盐水和常规酸液体系或是采用饱和盐水和新型酸液体系进行对比驱替，测得各驱替液下的岩心前端压力和流体体积增量，给出了复合渗透酸渗透能力效果的评价；通过岩心压力突破能力实验，得出加了渗透剂的酸液的突破压力要明显比不加的要小，更容易突破，并且，由于渗透剂具有良好的渗透性，故进入酸溶性暂堵剂的能力也增强；通过毛细管自吸和液相滞留实验，得出加了渗透剂，使得液相更容易渗透进岩心中，进一步佐证了常规酸液体系添加渗透剂的提升作用；通过岩心扫描电镜观察酸化前后微观孔隙结构的变化，对酸岩反应剧烈程度、孔渗改善状况、颗粒运移情况以及二次沉淀物质的生成与吸附状态进行分析，得出通过加入渗透剂可以增加固相颗粒间的斥力，降低颗粒的聚集作用，避免形成大颗粒和滤饼堵塞。其为优化复合渗透酸设计，提高复合渗透酸渗透能力提供实验支撑。
附图说明
图1为本发明实施例提供的一种复合渗透酸渗透能力评价方法的流程图；
图2为本发明实施例提供的岩心酸化流动模拟实验的实验装置示意图；
图3为本发明实施例提供的毛细管自吸和液相滞留实验的实验装置示意图；
图4为本发明实施例提供的毛细管自吸曲线图；
图5为酸液对储层的固相损害类型图，包括细小微粒吸附沉积型(a)和聚集微粒堵塞喉道型(b)；
图6为常规酸液的微观结构图，包括微观结构平面图(a)和微观结构三维图(b)；
图7为新型酸液的微观结构图，包括微观结构平面图(a)和微观结构三维图(b)；
图8为扫描电镜观察下的损害后岩心断面图，包括新型酸液的损害后岩心断面图(a)和常规酸液的损害后岩心断面图(b)。
具体实施方式
下面结合附图和实施方式对本发明作进一步的详细说明：
一种复合渗透酸渗透能力评价方法，包括如下步骤：
S1、岩心酸化流动模拟实验
1)采集岩石样品并制备岩心；
2)分别采用常规酸液体系和新型酸液体系进行驱替，测得两种酸液体系下对盐水饱和的岩心和煤油饱和的岩心的渗透率。
具体的，本实验装置采用现有的岩心流动实验仪。岩心和碳酸盐岩样均为同一地层物性相近，并经钻取切割成直径为25mm，长为50mm的圆柱体，其两端切割平整，切割面与轴线垂直；新型酸液为在常规酸液中添加有0.3％渗透剂的酸液，后文不再赘述。
向岩心注入饱和实验液体，将酸液装入高压容器中，用压力源加压，使滤液从岩心夹持器正向端入口进入岩心驱替，流动介质的流速低于临界流速，直至流量及压差稳定。当滤液开始流出时，记录时间、滤液的累计滤失量精确到0.1mL。测定过程中，测定恒流为20ml/min，测定时间为30min，温度允许波动为±5℃。挤完后，关闭夹持器两端阀门，使酸液在岩心中停留2h，实验温度为120℃。
岩心渗透率按式(1)计算
Figure BDA0002662032440000051
式中
K---岩心渗透率，μm2；
Q---流动介质的体积流量，cm3/s；
μ---流动介质的粘度，mPa·s；
L---岩心轴向长度，cm；
ΔP---岩心进出口的压差，MPa；
A---岩心横截面积，cm2。
岩心基本参数及渗透率测定结果见表1.1。
表1.1岩心基本参数及渗透率测定结果
Figure BDA0002662032440000052
表1.1中，酸液类型的开头数字代表两种不同的酸液体系，1代表加了0.3％渗透剂的酸液；2代表未加渗透剂的酸液。末尾数字代表饱和实验液体，1代表盐水；2代表煤油。
从表1.1可以看出，实验选用的岩心渗透率较低，但对比四组实验结果可以看出，对于不同的饱和流动介质，加了浓度为0.3％渗透剂的酸液其流动速度分别为0.214cm3/s和0.168cm3/s，渗透率分别为79.08×10-3μm2和68.10×10-3μm2，比未加渗透剂的酸液的渗透率明显要高，其原因是因为加了渗透剂的酸液体系能够使酸液的各向渗透增强，从而提高酸液的酸化能力，增大岩心的孔隙度，从而提高酸液的流量和岩心的渗透率。
优选地，步骤S1中，所述步骤2)后，还包括：
3)选用碳酸盐岩心并人工造缝，对同一组岩心，分别采用饱和盐水和常规酸液体系或是采用饱和盐水和新型酸液体系进行对比驱替，测得各驱替液下的岩心前端压力和流体体积增量。
具体的，将岩心固定在岩心夹持器中，用饱和盐水装入高压容器中，然后用压力源加压，使驱替液从岩心夹持器正向端入口进入岩心驱替，流动介质的流速低于临界流速，直至流量及压差稳定。当滤液从取样处开始流出时，记录时间、进口压力、滤液的累计滤失量(精确到0.1mL)。测定过程中，测定恒流为20ml/min，测定时间为600s。参照上述实验步骤，选用6组岩心，将饱和盐水换成未加渗透剂的酸液和加有渗透剂的复合渗透酸重复进行试验。
岩心基本参数及渗透性测定结果分别见表1.2和表1.3。
表1.2岩心前端压力和流体体积增量测定结果(未加渗透剂的酸)
Figure BDA0002662032440000061
表1.3岩心前端压力和流体体积增量测定结果(加渗透剂的酸)
Figure BDA0002662032440000062
Figure BDA0002662032440000071
实验中为了消除不同岩心渗透率对前端压力P和流体流出体积V的影响，故都做了增量对比，从表1.2和表1.3中可以看出未加渗透剂时P增量平均值为-12.33％，V增量平均值为13.60％；而加入渗透剂后P增量平均值为-37.28％，V增量平均值为38.35％。对比流体流出的体积V，加入渗透剂的酸液的增量比未加渗透剂的酸液的增量多了24.75％；对比入口压力P，加入渗透剂的酸液的增量比未加渗透剂的酸液的增量少了24.95％，由此可以得出加入渗透剂的酸液更容易进入缝隙，其渗透效果较好。
S2、岩心压力突破能力实验
1)制备模拟地层水饱和的岩心；
2)正向测盐水饱和的岩心的渗透率K1；
3)沿岩心轴向将岩心劈开，造一人工裂缝，测定裂缝渗透率K2；
4)将酸溶性暂堵剂反向驱入岩心中，在40℃下放置12h；
5)分别采用常规酸液和新型酸液正向驱替模拟地层水饱和的岩心，测其突破压力及突破压力梯度。
具体的，岩心压力突破能力实验的实验装置如图2所示，参照上述实验步骤，测得测岩心突破压力及突破压力梯度，实验数据见表1.4。
表1.4压力突破能力实验
Figure BDA0002662032440000072
表1.4中，酸液体系栏中的开头数字代表实验酸液，1代表加了0.3％渗透剂的酸液，2代表未加渗透剂的酸液；尾部数字代表实验次数。
从表格中的数据来看，加了浓度为0.3％渗透剂的酸液的岩心突破压力为0.316MPa，突破压力梯度6.067MPa·m-1；而未加渗透剂的酸液的岩心突破压力为0.650MPa，突破压力梯度12.533MPa·m-1。从本次实验获得数据得出，加了渗透剂的酸液的突破压力要明显比不加的要小，更容易突破。
为了对比渗透剂对不同缝宽的渗透能力，本实验以压力突破能力测试为基础，用酸溶性暂堵剂控制缝宽，测试加入的渗透剂对不同宽度的裂缝的渗透效果，实验结果如表1.5所示。
表1.5不同宽度的裂缝的渗透效果结果
Figure BDA0002662032440000081
由表1.5中的数据可以看出，当岩心的缝宽从0.20cm增加到0.40cm，酸液的突破压力也从0.58MPa下降到了0.32MPa，突破压力梯度也从9.39MPa.m-1降到了6.06MPa.m-1。分析原因随着缝宽的加大，加入渗透剂的酸液进入酸溶性暂堵剂的面积增大，由于渗透剂具有良好的渗透性，故进入酸溶性暂堵剂的能力也增强，所以突破压力和突破压力梯度都随之下降。
S3、毛细管自吸和液相滞留实验
1)选用碳酸盐岩样，准备实验用流体，天平校正和清零；
2)将碳酸盐岩样悬挂于天平下方，调节烧杯高度直至碳酸盐岩样在实验用流体中浸泡长度为2-3cm，开始记录岩心重量变化，直到岩心重量不再变化或至少浸泡10h，并测定其最终气相渗透率。
优选地，所述步骤S3中，所述实验用流体包括添加了0.3％渗透剂的水和未添加0.3％渗透剂的水。
优选地，所述步骤S3中，所述测定其最终气相渗透率的方法按SY/T5336进行。
具体的，本次实验分别选用碳酸盐岩样，其物性参数如表1.6。其中，实验流体1代表加了0.3％渗透剂的水；实验流体2代表未加渗透剂的水。
表1.6岩心物性参数
Figure BDA0002662032440000091
将实验用流体进行毛细管自吸和液相滞留实验评价，通过测定毛细管自吸曲线和最终渗透率的变化来研究渗透酸的渗透机理。垂向自吸实验通过精度为的0.0001g的电子天平悬吊测量自吸岩心重量变化。实验装置图和毛细管自吸曲线见图3和图4。
从毛细管自吸曲线图中可以看出，3小时内自吸曲线斜率较大，当达到3小时时，加了渗透剂的1号岩心和2号岩心的毛细管自吸水量达到了0.9g，相比3号和4号要强的多。从表1.6也可以看出，2号岩心的孔隙度为13.58％，而3号岩心的孔隙度为12.25％，但毛细管自吸后，2号岩心的气测渗透率就只有0.121×10-3μm2，而3号岩心的气测渗透率却有0.353×10-3μm2。分析其原因就是1号和2号水相中加了渗透剂，使得液相更容易渗透进岩心中。
S4、岩心扫描电镜分析
1)采用多功能扫描探针显微镜观察常规酸液体系和新型酸液体系的微观结构；
2)将岩心预处理后分别浸泡在常规酸液体系和新型酸液体系中24h，100±5℃下烘干2h，用扫描电镜观察岩心在两种体系下的微观结构。
具体的，酸液对储层的各种损害机理，包括本身具有的固相粒子含量大小及其性质状态对储层的损害以及酸液中液相引起的次生损害，最终都可归结为固相损害。外来或次生固相颗粒随着流体的流动方向迁移，在储层孔隙裂缝的中不断沉积，使孔隙或裂缝空间变窄，在狭窄的喉道处形成堵塞，造成储层渗透率降低。固相颗粒对储层的损害程度与固相颗粒的性质和储层孔隙喉道大小及分布规律有关。固相损害主要分吸附沉积型和堵塞喉道型，如图5所示。
碳酸盐岩气藏往往具有微孔和微裂缝，孔隙喉道较小，外来流体中如果水不溶物含量过高，在随液相进入地层中过程中，嵌入地层孔隙或在裂缝中沉积，堵塞油气渗流通道，造成地层伤害，因此要求酸液体系中添加剂杂质含量低，不溶物颗粒尺寸小。
故而，在实验室采用多功能扫描探针显微镜(AFM)观察了两种酸液体系(加0.3％渗透剂和未加渗透剂)的微观结构，实验结果见图6和图7。图中均可见明显的固相颗粒，加了0.3％渗透剂的体系仅存在部分纳米级别分散状微颗粒，未见链状结构，颗粒间无聚结作用，且颗粒尺寸远小于普通地层孔喉直径，在侵入地层量较少的情况下几乎不会堵塞储层孔喉，从而对储层渗透率影响作用小。而未加渗透剂的体系存在致密网状结构，说明其聚合物链短而散，膜状结构在经过储层基质的滤失作用后仍然存在并进入地层，聚合物分子链杂乱交缠形成网状结构，以固相添加剂和地层骨架颗粒为架桥粒子，可将地层流体和杂质连结在一起阻塞储层，对储层渗透率有较大影响。
为了更加直观的反应体系对地层的伤害程度，将同一地层物性相近的实验用岩心预处理后浸泡在液体中24h，100±5℃下烘干2h，用扫描电镜观察岩心在两种体系下的微观结构，结果如图8所示。
在放大1000倍下可见，未加渗透剂的体系损害后岩心断面附着大量白色丝状物，孔洞堵塞明显，证明滤液中聚合物残胶和固相颗粒对储层渗透率的影响不容忽视，而加了0.3％渗透剂的未形成明显的网状结构，且固相颗粒吸附不明显，体系中固相粒子不易聚集和吸附，因此对岩心渗透率的损害较小，从微观上进一步说明了加了渗透酸的液体体系对储层具有明显的低伤害性。
从上述图中可以看出，酸液体系对储层的固相损害主要由颗粒尺寸的大小和颗粒间聚结程度的高低决定。因此对储层孔喉尺寸的准确分析是选择添加剂的重要依据，根据孔喉尺寸的大小选择合适粒径的添加剂才能尽量从根本上避免大颗粒形成的堵塞和伤害，而通过加入渗透剂可以增加固相颗粒间的斥力，降低颗粒的聚集作用，避免形成大颗粒和滤饼堵塞。
以上所述的仅是本发明的实施例，方案中公知的具体技术方案和/或特性等常识在此未作过多描述。应当指出，对于本领域的技术人员来说，在不脱离本发明技术方案的前提下，还可以作出若干变形和改进，这些也应该视为本发明的保护范围，这些都不会影响本发明实施的效果和专利的实用性。本申请要求的保护范围应当以其权利要求的内容为准，说明书中的具体实施方式等记载可以用于解释权利要求的内容。

Claims (6)

1.一种复合渗透酸渗透能力评价方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、岩心酸化流动模拟实验
1)采集岩石样品并制备岩心；
2)分别采用常规酸液和新型酸液进行驱替，测得两种酸液下对盐水饱和的岩心和煤油饱和的岩心的渗透率；
S2、岩心压力突破能力实验
1)制备模拟地层水饱和的岩心；
2)正向测盐水饱和的岩心的渗透率K1；
3)沿岩心轴向将岩心劈开，造一人工裂缝，测定裂缝渗透率K2；
4)将酸溶性暂堵剂反向驱入岩心中，在40℃下放置12h；
5)分别采用常规酸液和新型酸液正向驱替模拟地层水饱和的岩心，测其突破压力及突破压力梯度；
S3、毛细管自吸和液相滞留实验
1)选用碳酸盐岩样，准备实验用流体，天平校正和清零；
2)将碳酸盐岩样悬挂于天平下方，调节烧杯高度直至碳酸盐岩样在实验用流体中浸泡长度为2-3cm，开始记录岩心重量变化，直到岩心重量不再变化或至少浸泡10h，并测定其最终气相渗透率；
S4、岩心扫描电镜分析
1)采用多功能扫描探针显微镜观察常规酸液和新型酸液的微观结构；
2)将岩心预处理后分别浸泡在常规酸液和新型酸液中24h，100±5℃下烘干2h，用扫描电镜观察岩心在两种酸液下的微观结构。
2.根据权利要求1所述的一种复合渗透酸渗透能力评价方法，其特征在于，所述步骤S1中，所述步骤2)后，还包括：
3)选用碳酸盐岩心并人工造缝，对同一组岩心，分别采用饱和盐水和常规酸液或是采用饱和盐水和新型酸液进行对比驱替，测得各驱替液下的岩心前端压力和流体体积增量。
3.根据权利要求2所述的一种复合渗透酸渗透能力评价方法，其特征在于，所述岩心和碳酸盐岩样均为同一地层物性相近，并经钻取切割成直径为25mm，长为50mm的圆柱体，其两端切割平整，切割面与轴线垂直。
4.根据权利要求2所述的一种复合渗透酸渗透能力评价方法，其特征在于，所述新型酸液为在常规酸液中添加有0.3％渗透剂的酸液。
5.根据权利要求1所述的一种复合渗透酸渗透能力评价方法，其特征在于，所述步骤S3中，所述实验用流体包括添加了0.3％渗透剂的水和未添加0.3％渗透剂的水。
6.根据权利要求1所述的一种复合渗透酸渗透能力评价方法，其特征在于，所述步骤S3中，所述测定其最终气相渗透率的方法按SY/T5336进行。
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