CN113105880B - 一种解堵体系及其应用 - Google Patents

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Abstract

本申请公开了一种解堵体系，包括解堵液，所述解堵液包括螯合剂和第一表面活性剂；所述螯合剂选自乙二胺四乙酸二钠、乙二胺四乙酸三钠、乙二胺四乙酸四钠、氨三乙酸三钠和谷氨酸二乙酸四钠中的一种或两种以上；所述第一表面活性剂的表面张力为19mN/m‑22mN/m。本申请提供的解堵体系易于现场操作实施，可有效的解决目前海上深层超高温碳酸盐岩储层酸压面临的作业平台空间狭小、超高温、高摩阻等诸多瓶颈难题，实现了海上深层超高温碳酸盐岩储层的深部改造，有效的释放储层产能。

Description

一种解堵体系及其应用
技术领域
本文涉及但不限于海上深层/超深层及低渗油气勘探开发技术领域，尤其涉及但不限于一种解堵体系及其应用。
背景技术
渤海某油田碳酸盐岩目的层埋深超5000m，温度超200℃，为深层超高温碳酸盐岩储层。储层矿物以含白云灰岩、灰质白云岩为主。储集空间以孔隙为主，裂缝部分发育(部分裂缝被方解石充填)；孔隙分布不均匀，总孔隙低，为特低孔-特低渗储层。储层流体以天然气为主，含硫化氢。在油气藏勘探开发过程中，由于钻井液滤失及固相颗粒的堵塞，导致储层伤害，测试产量偏低。需要采用酸压措施来解除储层伤害，改善地层渗流通道，沟通地层原始缝洞孔道，达到认识和评价储层的目的。
海上深层超高温碳酸盐岩酸压改造面临诸多困难：①受海上平台空间限制，酸罐和酸压设备摆放困难，酸压施工规模受限。②储层含硫化氢，海上高强度抗硫测试管柱最大尺寸为三寸半，测试管柱偏小，限制了酸压施工排量。③储层埋深深(≥5000m)，施工管柱长、尺寸偏小，摩阻大，且地层破裂压力梯度大，导致施工压力高，对酸压设备、井口设备和井下管柱耐压等级提出高要求。④储层温度高(≥200℃)，酸岩反应速度快，酸蚀裂缝穿透深度有限，难以沟通储层远端的缝洞系统、有效改善地层渗流通道。⑤特低孔-低渗致密气藏易发生水锁伤害，需要重点考虑工作液体系的防水锁性能。
发明内容
以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本申请的保护范围。
本申请提供了一种海上钻井平台深层超高温碳酸盐岩储层酸压方法，能够解决海上深层超高温碳酸盐岩储层酸压面临的作业平台空间狭小、超高温、高摩阻等难题，实现海上深层超高温碳酸盐岩酸压改造。通过海上平台泥浆池配制解堵液，海上平台缓冲罐配制顶替液，可以解决海上平台空间限制问题。
本申请提供了一种解堵体系，包括解堵液，所述解堵液包括螯合剂和第一表面活性剂；
所述螯合剂选自乙二胺四乙酸二钠、乙二胺四乙酸三钠、乙二胺四乙酸四钠、氨三乙酸三钠和谷氨酸二乙酸四钠中的一种或两种以上；
在本申请提供的一种实施方式中，所述第一表面活性剂的表面张力为19mN/m-22mN/m。
在本申请提供的一种实施方式中所述第一表面活性剂选自阳离子双子表面活性剂、氟碳表面活性剂和聚氧乙烯醚酯盐两性表面活性剂中的任一种或多种；
在本申请提供的一种实施方式，中所述螯合剂与所述第一表面活性剂的重量比为(8-20):(0.3-1.0)；
在本申请提供的一种实施方式中，所述解堵液中螯合剂的质量浓度为8wt.％至20wt.％，溶剂为水。
在本申请提供的一种实施方式中，所述解堵体系还包括降阻酸，所述降阻酸为低黏降阻酸。
在本申请提供的一种实施方式中，所述降阻酸包括盐酸、缓蚀剂、稳定剂、第二表面活性剂、粘稳剂和胶凝剂，所述盐酸、所述缓蚀剂、所述稳定剂、所述第二表面活性剂、所述粘稳剂和所述胶凝剂的质量比为(10至20):(3至6):(0.5至2):(0.3至1.0):(0.5至2.0):(0.1至0.8)；
在本申请提供的一种实施方式中，盐酸在降阻酸中的浓度为10wt.％至20wt.％；
在本申请提供的一种实施方式中，所述降阻酸黏度15mPa.s-35mPa.s。
在本申请提供的一种实施方式中，所述第二表面活性剂的表面张力为19mN/m-22mN/m。
在本申请提供的一种实施方式中，所述缓蚀剂选自醛酮胺缩聚物类缓蚀剂、吡啶季铵盐类缓蚀剂、咪唑啉类缓蚀剂和曼尼希碱季铵盐类缓蚀剂中的任一种或多种；所述稳定剂选自柠檬酸、乙二胺四乙酸二钠和氮川三乙酸中的任一种或多种；
在本申请提供的一种实施方式中，所述第二表面活性剂选自阳离子双子表面活性剂、氟碳表面活性剂和聚氧乙烯醚酯盐两性表面活性剂中的任一种或多种；
在本申请提供的一种实施方式中，所述粘稳剂选自氯化铵、环氧丙基三甲基氯化铵和十二烷基三甲基氯化铵中的任一种或多种；
在本申请提供的一种实施方式中，所述胶凝剂选自阳离子聚丙烯酰胺、多糖类聚合物和乙烯类聚合物中的任一种或多种。
在本申请提供的一种实施方式中，所述解堵体系还包括顶替液，所述顶替液选自柴油；
在本申请提供的一种实施方式中，所述柴油选自工业-20#柴油、工业-10#柴油和工业0#柴油中的任意一种或多种。
在本申请提供的一种实施方式中，所述解堵液、降阻酸和柴油的体积比为(0.5至1.0):(1.0至3.0):(0.15至0.4)。
另一方面，本申请提供了上述解堵体系在碳酸盐储层中的应用。
在本申请提供的一种实施方式中，所述碳酸盐储层温度不低于200℃，可选地，所述碳酸盐储层埋深不小于5000m。
在本申请提供的一种实施方式中，解堵体系用于碳酸盐储层酸压改造，包括以下步骤：
步骤a：注入解堵液；
可选地，步骤a的注入压力为0MPa-80MPa，排量为0.5-2.0m3/min；
步骤b：注入降阻酸；
可选地，步骤b的注入压力为40MPa-80MPa，排量为1.0-3.5m3/min；
步骤c：低排量注入顶替液；
可选地，步骤c的注入压力为30MPa-70MPa，排量为0.5-1.5m3/min。
本申请提供的解堵体系可应用在海上油气勘探开发的钻井平台深层超高温碳酸盐岩储层，所述海上是指中国渤海海域，所述深层是指储层埋藏深度大于5000m，所述超高温是指温度高于200℃，海上深层碳酸盐岩储层破裂压力梯度高，5000米储层对应地层破裂压力约为100MPa。
基于海上钻井平台空间限制，充分利用海上钻井平台现有设备；采用海上钻井平台泥浆池配制解堵液；采用海上钻井平台缓冲罐配制顶替液。采用酸罐配制降阻酸。鉴于海上钻井平台空间有限，充分利用海上钻井平台设备(泥浆池和缓冲罐)，增大酸压工作液用量，从而增加储层改造规模。施工设备摆放及流程示意图见附图1。所述泥浆池是指海上钻井平台储存钻井液的容器，所述缓冲罐是指海上钻井平台油气测试缓冲容器，所述酸罐是指储层酸液的容器。
本申请提供的解堵体系绿色环保，对储层无伤害；PH值大于等于7，偏碱性，不会对海上作业设备造成腐蚀。可以用海上作业泥浆池配制。
本申请提供的解堵体系通过提高主缝和分支缝裂缝酸蚀导流能力，增大储层改造范围，大幅提高油气渗流能力。降阻体系进入目标地层后，使得地层温度大幅降低、反应速率进一步降低，在酸压过程中有利于形成复杂网络裂缝，可有效的解决目前海上深层超高温碳酸盐岩储层酸压中面临的诸多难题，有利于增大储层改造范围，大幅提高油气渗流能力，井底压力可达100MPa，施工排量可达2.5-3.0m3/min，达到释放储层产能的目的。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为本申请一种实施方式中施工设备摆放及流程示意图；
附图标记：1-泥浆池；2-第一50方酸罐；3-第二50方酸罐；4-缓冲罐；5-数据采集系统；6-第一酸压泵；7-第二酸压泵；8-第三酸压泵；9-六通；10-供液泵；11-方井口。
图2为A井酸压施工曲线；
图3为A井酸压施工井底温度压力数据；
图4为实施例降阻酸和常规酸摩阻对比；
图5为B井酸压施工曲线；
图6为B井酸压施工井底温度压力数据；
图7为解堵液和降阻酸段塞组合岩心流动实验后岩心CT扫描图像；
图8为解堵液和降阻酸分别进行岩心流动实验后岩心CT扫描图像。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
需要说明的是，本领域中常用的螯合剂、第一表面活性剂、第二表面活性剂、盐酸、缓蚀剂、稳定剂、粘稳剂和胶凝剂的试剂都可用于本申请中。以下实例中所述试剂的密度和黏度在同一温度测定。
实施例1
本实施例中，螯合剂为谷氨酸二乙酸四钠，购自天津开发区跨越工贸有限公司；
解堵液中第一表面活性剂为氟碳表面活性剂(C8F17SO2NHC3H7NR2(O))，购自天津开发区跨越工贸有限公司；表面张力为21mN/m；
缓蚀剂为曼尼希碱季铵盐类缓蚀剂(高温酸化缓蚀剂)，购自天津炬力聚合石油工程技术有限公司；
降阻酸中第二表面活性剂为氟碳表面活性剂(C8F17SO2NHC3H7NR2(O))，购自天津开发区跨越工贸有限公司；表面张力为21mN/m；
稳定剂为柠檬酸，购自天津开发区跨越工贸有限公司；
粘稳剂为环氧丙基三甲基氯化铵，购自天津开发区跨越工贸有限公司；
胶凝剂为阳离子聚丙烯酰胺(高温酸化胶凝剂)，购自东营市同泰化工有限责任公司；
A井是渤海海域的一口深层超高温碳酸盐岩探井，酸压层段岩性为白云质灰岩，储层埋深5363米，地层温度201℃，压力梯度1.06MPa/100m，酸压施工管柱为3-1/2〞TN110SS防硫油管。采用本申请“解堵液+降阻酸”相结合的酸压新方法进行了酸压方案设计及现场先导试验，具体实施方法为：
①鉴于海上钻井平台空间有限，充分利用平台主甲板空间，合理的摆放三台2250HHP酸压泵、两个50立方米酸罐、一个数据采集房、一套供液泵、一套六通及高低压管线。施工设备摆放及流程示意图见附图1。
②配制酸压工作液：采用海上钻井平台泥浆池配制解堵液50m3。解堵液：20wt.％螯合剂+1wt.％第一表面活性剂+淡水，20℃下密度1.1g/cm3，黏度15mpa.s。采用酸罐配制降阻酸100m3。降阻酸：20wt.％盐酸+5wt.％缓蚀剂+1wt.％第二表面活性剂+1wt.％稳定剂+1wt.％粘稳剂+0.1wt.％胶凝剂，余量为淡水，20℃下密度1.1g/cm3，黏度18mpa.s。采用海上钻井平台缓冲罐配制顶替液20m3。柴油：工业-10#柴油，密度0.84g/cm3。
③试压65MPa合格后，启动酸压泵进行酸压作业。正挤解堵液50m3，排量1.02-1.18m3/min，泵压60.2-61.6MPa。正挤降阻酸100m3，排量1.18-2.52m3/min，泵压46.7-62.8MPa。正挤柴油顶替液20m3，排量1.04m3/min，泵压43.4-61.7MPa，施工曲线见附图2。
④停泵测压降30分钟，测试求产。A井作业后自喷返排，作业后测试产能提高至作业前的3.4倍，增产效果显著。
⑤提取井下温度压力数据进行分析，数据见附图3。地层温度从201℃降低至83℃，酸压工作液对地层降温明显。井底压力曲线显示裂缝开启时，压力下降15MPa，地层被有效压开。
⑥通过井口泵压和井底压力可以求取施工管柱摩阻，降阻酸和常规酸摩阻对比见附图4，降阻酸较常规酸摩阻降低85％以上。
按上述步骤在该区块若干口井进行了酸压施工，现场作业均取得了成功，取得了显著的增产效果。
附表1解堵液性能
Figure BDA0002993955700000071
附表2降阻酸性能
项目 结果
热稳定性/(180℃) 红褐色均匀微粘液体，无沉淀物
180℃腐蚀速度/ 74.08(一级标准)
稳定铁离子能力/ ≥270
表面张力/(mN/m) <22
界面张力/(mN/m) <1
降阻率/(％) ≥85
缓速率/(％) ≥90
防膨率/(％) ≥90
实施例2
解堵液+降阻酸段塞组合岩心流动实验
(1)恒温95℃状态下，使用岩心流动仪装置将配置好的与实施例1相同的解堵液从岩心夹持器正向端挤入岩心(岩心为实施例1目标地层岩心)，观察压力变化，当解堵液注入量达到1倍孔隙体积时停止解堵液的注入；
(2)取出岩心，将岩心进行CT扫描，如图7中a所示；
(3)将配置好的与实施例1相同的降阻酸从岩心夹持器正向端挤入岩心，观察压力变化，当降阻酸注入量达到1倍孔隙体积时停止降阻酸的注入；
(4)取出岩心，对岩心进行CT扫描，如图7中b所示；
图7中，CT扫描图像显示解堵液段塞注入后，岩心中没有贯穿蚓孔，主要沿着大孔隙生长，均匀溶蚀。后续降阻酸段塞进入岩心后，形成多分支蚓孔，贯穿岩心，提高了储层改造程度。
对比例1
B井是渤海海域的一口深层超高温碳酸盐岩探井，酸压层段岩性为白云质灰岩，储层埋深5281米，地层温度200℃，压力梯度1.06MPa/100m，酸压施工管柱为3-1/2〞TN110SS防硫油管。采用常规酸液进行了酸压方案设计及现场作业，具体实施方法为：
①利用平台主甲板空间合理摆放三台2250HHP酸压泵、两个50立方米酸罐、一个数据采集房、一套供液泵、一套六通及高低压管线。
②配制酸压工作液：采用酸罐配制酸液100m3。酸液为PA-IA3，20℃下密度1.1g/cm3，黏度6mpa.s。采用海上钻井平台缓冲罐配制顶替液16m3。柴油：工业-10#柴油，密度0.84g/cm3。
③试压60MPa合格后，启动酸压泵进行酸压作业。正挤酸液100m3，排量0.67-1.27m3/min，泵压18.8-52.5MPa。正挤柴油顶替液16m3，排量0.64-0.96m3/min，泵压30-44MPa，施工曲线见附图7。
④提取井下温度压力数据进行分析，数据见附图8。数据显示地层温度从200℃降低至114℃，地层降温明显。井底压力从63.6MPa下降56.2MPa，井底压力有所下降，但地层未压开。
⑤B井作业后自喷返排，作业后测试产能提高至作业前的1.9倍。
⑥对比A井和B井酸压施工曲线及井下温度压力数据：B井采用常规酸液体系，降温、降阻性能较差，只能实现储层近井地带的基质酸化处理。A井采用新型解堵体系，降温、缓速、降阻性能优异，大幅提高了泵注排量，实现了储层的酸压改造，提高了储层的改造程度和储层流体的渗流能力。
对比例2
解堵液和降阻酸分别进行岩心流动实验：
(1)恒温95℃状态下，使用岩心流动仪装置将配置好的与实施例1相同的解堵液从岩心夹持器正向端挤入岩心(岩心为实施例1目标地层岩心)，观察压力变化，当解堵液注入量达到2倍孔隙体积时停止解堵液的注入；
(2)取出岩心，将岩心进行CT扫描，如图8中a所示；
(3)恒温95℃状态下，使用岩心流动仪装置将配置好的与实施例1相同的降阻酸从岩心夹持器正向端挤入岩心(岩心为实施例1目标地层岩心)，观察压力变化，当降阻酸注入量达到2倍孔隙体积时停止降阻酸的注入；
(4)取出岩心，将岩心进行CT扫描，如图8中b所示；
对比图7和图8：图8CT扫描图像显示解堵液通过螯合溶解，均匀溶蚀孔隙，扩大基质孔道，提高基质渗透率；降阻酸则易形成主蚓孔。图7CT扫描图像显示解堵液段塞注入后，岩心中没有贯穿蚓孔，主要沿着大孔隙生长，均匀溶蚀。后续降阻酸段塞进入岩心后，形成多分支蚓孔，贯穿岩心，提高了储层改造程度。从扫描图像分析，段塞组合有利于酸压形成复杂缝网，提高储层的改造体积。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (11)

1.一种解堵体系，包括解堵液、降阻酸、顶替液，所述解堵液包括螯合剂和第一表面活性剂；
所述螯合剂选自乙二胺四乙酸二钠、乙二胺四乙酸三钠、乙二胺四乙酸四钠、氨三乙酸三钠和谷氨酸二乙酸四钠中的一种或两种以上；
所述第一表面活性剂选自阳离子双子表面活性剂、氟碳表面活性剂和聚氧乙烯醚酯盐两性表面活性剂中的任一种或多种；
所述螯合剂与所述第一表面活性剂的重量比为(8至20):(0.3至1.0)；
所述解堵液中螯合剂的质量浓度为8wt.%至20wt.%；
所述降阻酸为低黏降阻酸；所述降阻酸黏度15mPa.s-35mPa.s；
所述降阻酸包括盐酸、缓蚀剂、稳定剂、第二表面活性剂、粘稳剂和胶凝剂，所述盐酸、所述缓蚀剂、所述稳定剂、所述第二表面活性剂、所述粘稳剂和所述胶凝剂的质量比为(10至20):(3至6):(0.5至2):(0.3至1.0):(0.5至2.0):(0.1至0.8)；
盐酸浓度为10wt.%至20wt.%；
所述第二表面活性剂选自阳离子双子表面活性剂、氟碳表面活性剂和聚氧乙烯醚酯盐两性表面活性剂中的任一种或多种；
所述胶凝剂选自阳离子聚丙烯酰胺、多糖类聚合物和乙烯类聚合物中的任一种或多种；
所述顶替液选自柴油；
所述缓蚀剂选自醛酮胺缩聚物类缓蚀剂、吡啶季铵盐类缓蚀剂、咪唑啉类缓蚀剂和曼尼希碱季铵盐类缓蚀剂中的任一种或多种；所述稳定剂选自柠檬酸、乙二胺四乙酸二钠和氮川三乙酸中的任一种或多种；
所述粘稳剂选自氯化铵、环氧丙基三甲基氯化铵和十二烷基三甲基氯化铵中的任一种或多种；
所述解堵体系包含解堵液、降阻酸和柴油，所述解堵液、降阻酸和柴油的体积比为(0.5至1.0):(1.0至3.0):(0.15至0.4)。
2.根据权利要求1所述的解堵体系，其中，所述第一表面活性剂的表面张力为19mN/m至22mN/m。
3.根据权利要求1所述的解堵体系，其中，所述第二表面活性剂的表面张力为19mN/m至22mN/m。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的解堵体系，其中，所述柴油选自工业-20#柴油、工业-10#柴油和工业0#柴油中的任一种或多种。
5.根据权利要求1至4中任一项所述解堵体系在碳酸盐储层中采油的应用。
6.根据权利要求5所述的应用，其中，所述碳酸盐储层温度不低于200℃。
7.根据权利要求6所述的应用，其中，所述碳酸盐储层埋深不小于5000m。
8.根据权利要求5至7中任一项所述的应用，其中，解堵体系用于碳酸盐储层酸压改造，包括以下步骤：
步骤a：注入解堵液；
步骤b：注入降阻酸；
步骤c：低排量注入顶替液。
9. 根据权利要求8所述的应用，其中，步骤a的注入压力为0MPa-80MPa，排量为0.5 m3/min至2.0m3/min。
10. 根据权利要求8所述的应用，其中，步骤b的注入压力为40MPa-80MPa，排量为1.0m3/min 至3.5m3/min。
11. 根据权利要求8所述的应用，其中，步骤c的注入压力为30MPa-70MPa，排量为0.5m3/min 至1.5m3/min。
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