CN117888874A - 一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法 - Google Patents
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Abstract
本发明的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，包括以下步骤：(1)采用KCl加重压裂液基液进行测试压裂；(2)继续用KCl加重压裂液基液压开储层，或更换为CaCl2加重压裂液压开储层；(3)压开储层后，选用KCl加重冻胶压裂液作为前置液；(4)后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用KCl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入；(5)多级交替注入后，采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压；(6)注入顶替液顶替管柱内酸液进入地层。本发明针对超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层所面临改造施工压力高、酸液有效作用距离有限、压裂/酸液滤失大等问题，提出一种最佳酸压工艺，更加满足现场施工需求。
Description
技术领域
本发明属于油气开采技术领域，特别涉及一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法。
背景技术
深层、超深层碳酸盐岩储层是当前油气勘探开发的重点和热点领域之一，而酸压改造工艺是碳酸盐岩油气藏开发井增产的主导技术之一，也是碳酸盐岩油气藏勘探开发的关键性技术。酸压是指在井底施工压力大于地层岩石破裂压力的条件下将酸液注入地层，地层裂开形成人工裂缝，酸液始终在张开的裂缝中流动并与裂缝壁面反应，最终形成具有一定长度和一定酸蚀导流能力的裂缝，以提高储层渗流能力的酸化技术。塔里木盐下超深白云岩储层改造井深可达8000m以上，储层温度在140-190℃之间，延伸压力梯度介于1.8-2.4MPa/100m之间，属于超深层、高温、高地应力特征储层。深层、超深层储层面临的问题具体体现在储层埋藏深，破裂压力梯度、裂缝延伸压力梯度高，施工难度较大，因此对施工管柱和注入设备提出了更高的要求。并且储层温度高，温度分布在130-170℃之间，酸液与储层岩石之间的反应速度较快，导致酸液大量消耗在缝口，酸液有效作用距离有限，形成的酸蚀缝长较短。以及碳酸盐岩储层裂缝、孔洞发育，压裂/酸液滤失大。目前超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层改造技术还不配套，改造效果均不太理想，如何实现超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层有效开发，对深层、超深层碳酸盐岩的高产稳产至关重要。
发明内容
本发明的目的在于提供一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法。针对超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层所面临改造施工压力高、酸液有效作用距离有限、压裂/酸液滤失大、酸液体系适应性差的难题，通过室内研究及现场试验，提出一种最佳酸压工艺，弥补了现有方法的不足，对深层、超深层碳酸盐岩储层酸压改造具有借鉴意义。本发明的技术方案是：一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，发明技术方案如下：
(1)采用KCl加重压裂液基液进行测试压裂。
(2)继续用KCl加重压裂液基液压开储层，或更换为CaCl2加重压裂液压开储层。
(3)压开储层后，选用KCl加重冻胶压裂液作为前置液。
(4)后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用KCl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入。
(5)多级交替注入后，采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压。
(6)注入顶替液顶替管柱内酸液进入地层。
进一步地，所述步骤(1)中“测试压裂”，因储层具有超高温、高地应力的特征，有必要进行测试压裂，同时选用加重压裂液提高井筒内流体静液柱压力。试压裂时观察施工压力与排量，分析地层吸液情况，具体地，判断在限压120MPa时，排量是否可以达到3m3/min，不能达到代表地层吸液能力差，反之则代表地层吸液能力好。
进一步地，所述步骤(1)中“KCl加重压裂液基液”，具体地，KCl加重压裂液基液(密度为1.1g/cm3)配方为0.48％胍胶+20％KCl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水。
进一步地，所述步骤(2)中“继续用KCl加重压裂液基液压开储层”，具体地，若地层吸液能力可达到3m3/min，代表地层吸液能力较好，可以压开储层，则继续用KCl加重压裂液基液进行施工。
进一步地，所述步骤(2)中“或更换为CaCl2加重压裂液压开储层”，具体地，若地层吸液能力不能达到3m3/min，代表地层吸液能力差，前置液则更换为CaCl2加重压裂液(密度1.25g/cm3)，进一步提高井筒内流体静液柱压力，降低井口超压风险，减少对管柱、注入设备的性能要求，压开储层。
进一步地，所述步骤(2)中“CaCl2加重压裂液”，具体地，CaCl2加重压裂液(密度1.25g/cm3)具体配方为27％ CaCl2+0.7％稠化剂+0.1％助溶剂+清水。
进一步地，所述步骤(3)中的“压开储层后，选用KCl加重冻胶压裂液作为前置液”，具体地，在压开储层后，首先注入大量KCl加重冻胶压裂液作为前置液，其高粘度性能减小了液体在地层中的流动性，降低滤失速度，提高液体效率。同时降低储层温度，减缓后续注入的酸液与储层岩石之间的反应速度，延长酸液有效作用距离。
进一步地，所述步骤(4)中的“后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸”，具体地，在储层压开并降温后，后续酸压施工用酸液选用具有强缓速作用的交联酸，具体地，交联酸配方为20％HCl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水+0.8％交联剂+0.15％破胶剂。
进一步地，所述步骤(4)中的“KCl加重冻胶压裂液”，具体地，KCl加重冻胶压裂液配方为0.48％胍胶+20％KCl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水+0.8％交联剂+0.2％破胶剂。
进一步地，所述步骤(4)中的“KCl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入”，具体地，在储层压开并降温后，后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用KCl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入，使得高粘KCl加重冻胶压裂液多次覆膜，减小后续酸液与裂缝表面的接触面积，减缓后续注入的酸液与储层岩石之间的反应速度，延长酸液有效作用距离，实现中、远井地带深度刻蚀。
进一步地，所述步骤(5)中的“采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压”，具体地，在多级交替注入后，中、远井地带已经完成深度刻蚀。后续采用低粘度酸液体系(交联酸不交联)对近井地带进行闭合酸压，提高缝口导流能力。
进一步地，所述步骤(5)中的“低粘度酸液体系”，具体地，低粘度酸液体系为不交联的交联酸，具体配方为20％HCl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水。
本专利提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
(1)针对深层、超深层储层改造难点，采用加重压裂液、前置液降温、高粘压裂液降滤；
(2)KCl加重压裂液、CaCl2加重压裂液能够有效降低井口施工压力，减少对设备性能的要求，交联酸酸液体系可以实现非均匀刻蚀，提高酸液有效作用距离，提高有效导流能力；
(3)采用多级交替注入+闭合酸压改造工艺。可以在注入前期采用低粘度酸液体系激活井周天然裂缝；近井采用闭合酸压，提高缝口导流能力；通过高低粘度交替注入实现近井、远井带深度刻蚀。
通过本技术方案可以针对超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层降低井口压力、提高近井导流能力同时又能沟通远井带并深度刻蚀，进而增大整体裂缝体积，最终增加最终油气产出量。
附图说明
图1为ZH2井施工曲线
图2为ZH2井求产综合曲线
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。以下通过对塔里木油田的现场实验来详细说明本发明的酸压方法。以ZH2井为例，进行了超深白云岩储层酸压工艺现场实验，ZH2井深度8791m，储层酸压施工井段在8376-8406m之间，储层类型为颗粒白云岩与细晶白云岩；井底温度约为160℃左右；地应力值较高，水平最小主应力为174.9～180.8MPa，水平应力差为38.9～44.8MPa左右。
本发明实施例提供了一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，ZH2对前寒武系吾松格尔组进行酸压改造施工，最大排量3.51m3/min，最高泵压113.68MPa，测压降30min，油压83.77↓78.91MPa。酸压液体总液量525m3，其中CaCl2加重压裂液55m3，KCl加重压裂液190m3，交联酸280m3，施工排量2～2.5m3/min。图1为ZH2井酸压施工曲线图，图2为ZH2井求产综合曲线图。具体程序如下：
该酸压方法包括以下步骤：
(1)采用KCl加重压裂液基液进行测试压裂。本阶段挤入KCl加重压裂液基液50m3。排量在2.5m3/min左右，地层吸液能力较差，难以压开储层，需更换CaCl2加重压裂液压开储层。
(2)更换为CaCl2加重压裂液压开储层。本阶段挤入CaCl2加重压裂液55m3，进一步提高井筒内流体静液柱压力，降低井口超压风险，减少对管柱、注入设备的性能要求。顺利压开储层。
(3)压开储层后，选用KCl加重冻胶压裂液作为前置液，本阶段挤入KCl加重冻胶压裂液70m3。降低储层温度，减缓后续注入的酸液与储层岩石之间的反应速度。
(4)后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用KCl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入。使得高粘KCl加重冻胶压裂液多次覆膜，减少酸液滤失，提高液体效率，延长酸液有效作用距离，实现中、远井地带深度刻蚀。本阶段采用两级交替注入酸压，交联酸第一段挤入120m3，第二段挤入100m3，KCl加重冻胶压裂液第二段挤入70m3。
(5)多级交替注入后，采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压。本阶段共挤入60m3的交联酸(不交联)，对近井地带进行闭合酸压，提高缝口导流能力。
(6)注入顶替液顶替管柱内酸液进入地层。本阶段低排量注入顶替液53m3，排量在1.0～1.5m3/min之间，施工完成。
酸压施工过程中所涉及到的液体组成如下，以下百分比如无特别说明，均指质量％。
KCl加重压裂液基液：0.48％胍胶+20％KCl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水。
CaCl2加重压裂液：27％ CaCl2+0.7％稠化剂+0.1％助溶剂+清水。
KCl加重冻胶压裂液：0.48％胍胶+20％KCl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水+0.8％交联剂+0.2％破胶剂。
交联酸：20％HCl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水+0.8％交联剂+0.15％破胶剂。
低粘度酸液体系(交联酸不交联)：20％HCl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水。
另外，需要说明的是，凡是本领域常用的用作破乳剂、助排剂、温度稳定剂、交联剂、缓蚀剂和铁离子稳定剂等试剂均可用于本申请中。例如，缓蚀剂可以为碘化钾，助排剂可以为烷基酚聚氧乙烯醚，铁离子稳定剂可以为抗坏血酸。
施工曲线分析：
如图1施工曲线所示，在挤KCl加重压裂液基液50m3阶段，排量和油压均上升，之后挤CaCl2加重压裂液冻胶55m3时地层有被压开显示，排量保持2.5m3/min不变，油压下降20MPa左右，表明加重压裂液压开了储层。
在高挤交联酸120m3阶段，油压上升，排量升高后恒定，折算井底压力梯度2.05MPa/100m，与裂缝延伸压力梯度相差较小，疏通远端裂缝；之后泵压下降，排量3m3/min保持不变，说明酸液起到了溶蚀效果。
在高挤交联酸100m3阶段，酸液进一步扩宽裂缝，泵压小幅度下降，排量3.5m3/min保持不变，说明地层吸酸恒定、滤失恒定，储层物性较差。
闭合酸后过顶替液。停泵记压降30min，油压83.77MPa↓78.91MPa，停泵压力较高，压降速率较慢，证实裂缝周围物性较差。
如图2求产综合曲线所示，ZH2井在进行酸压改造前，采用4mm油嘴放喷排液，油压显示为0MPa，套压显示为19.012-18.697MPa,排液共0.2m3，无天然气产出；在酸压改造后，采用4mm油嘴放喷排液，油压显示为18.524-19.613MPa，折合日产气5160m3，取得了较好的改造效果。
Claims (6)
1.一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)采用KCl加重压裂液基液进行测试压裂；
(2)继续用KCl加重压裂液基液压开储层，或更换为CaCl2加重压裂液压开储层；
(3)压开储层后，选用KCl加重冻胶压裂液作为前置液；
(4)后续酸液选用具有强缓速作用的交联酸，同时采用KCl加重冻胶压裂液与交联酸多级交替注入；
(5)多级交替注入后，采用低粘度酸液体系对近井地带进行闭合酸压；
(6)注入顶替液顶替管柱内酸液进入地层。
2.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(1)中“KCl加重压裂液基液”配方为0.48％胍胶+20％KCl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水。
3.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(2)中“CaCl2加重压裂液”配方为27％CaCl2+0.7％稠化剂+0.1％助溶剂+清水。
4.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(3)中“KCl加重冻胶压裂液”配方为0.48％胍胶+20％KCl+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+1.0％温度稳定剂+0.2％交联调节剂+清水+0.8％交联剂+0.2％破胶剂。
5.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(4)中“交联酸”配方为20％HCl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水+0.8％交联剂+0.15％破胶剂。
6.根据权利要求1所述的一种超深层、高温、高地应力碳酸盐岩储层酸压方法，其特征在于，所述步骤(5)中“低粘度酸液体系”配方为20％HCl+0.8％稠化剂+1.0％破乳剂+1.0％助排剂+3.0％高温缓蚀剂+1.0％铁离子稳定剂+0.3％调理剂+清水。
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| CN (1) | CN117888874A (zh) |
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2024
- 2024-01-11 CN CN202410038369.5A patent/CN117888874A/zh active Pending
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