吐哈盆地致密砂巖氣藏醇基壓裂酸化技術(shù)與應(yīng)用

摘 要

摘要：針對(duì)吐哈盆地巴喀和紅臺(tái)兩個(gè)致密砂巖氣藏常規(guī)的壓裂液、酸化液水敏、水鎖傷害嚴(yán)重，對(duì)儲(chǔ)層的二次傷害大的實(shí)際情況，開(kāi)展了醇基壓裂液、酸化液技術(shù)研究。室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)定量分
摘要：針對(duì)吐哈盆地巴喀和紅臺(tái)兩個(gè)致密砂巖氣藏常規(guī)的壓裂液、酸化液水敏、水鎖傷害嚴(yán)重，對(duì)儲(chǔ)層的二次傷害大的實(shí)際情況，開(kāi)展了醇基壓裂液、酸化液技術(shù)研究。室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)定量分析了儲(chǔ)層水敏、水鎖傷害程度，確定了壓裂液及酸液中甲醇及各添加劑的最佳濃度和加量，建立了既能防水鎖水敏傷害、又能實(shí)現(xiàn)深部酸化的多氫酸+醇酸化液體系，給出了酸液體系中各酸型的推薦使用濃度，并最終研制出了適合該區(qū)致密砂巖氣藏儲(chǔ)層改造的醇基壓裂、酸化液體系，其性能指標(biāo)優(yōu)于常規(guī)壓裂、酸化液體系。現(xiàn)場(chǎng)20口井的試驗(yàn)應(yīng)用取得了顯著的增產(chǎn)效果，說(shuō)明自主研制的醇基壓裂液、醇酸酸液在該區(qū)具有很好的適應(yīng)性。
關(guān)鍵詞：吐哈盆地；致密砂巖氣藏；壓裂(巖石)；水鎖；傷害；醇基壓裂液；醇基酸化液
1 儲(chǔ)層改造難點(diǎn)分析
    吐哈盆地中國(guó)石油吐哈油田公司開(kāi)發(fā)的致密砂巖氣藏儲(chǔ)層巖性致密、滲透性差、孔喉細(xì)小、毛細(xì)管壓力高、水鎖傷害嚴(yán)重；同時(shí)儲(chǔ)層黏土含量高，水敏性強(qiáng)，黏土水化膨脹傷害嚴(yán)重。在巴喀致密氣藏的前期壓裂酸化中，因常規(guī)水基壓裂液的水鎖和水敏傷害而嚴(yán)重影響壓裂效果，有些井甚至出現(xiàn)反效。因此，該類(lèi)致密砂巖氣藏壓裂酸化改造中的儲(chǔ)層保護(hù)難度大，要求壓裂液在具備黏溫性能穩(wěn)定、低濾失、低摩阻、低殘?jiān)?、易返排、攜砂性好等多種優(yōu)良性能的基礎(chǔ)上，具有更強(qiáng)的防水鎖、防水敏性能。
2 儲(chǔ)層水敏、水鎖傷害分析與評(píng)價(jià)
2.1 水敏傷害分析與評(píng)價(jià)
    柯21井X射線(xiàn)衍射全巖分析實(shí)驗(yàn)測(cè)定表明，儲(chǔ)層巖石中黏土礦物含量為26.8%～27.1%，黏土中絕大部分為伊利石，含量在88%～92%之間，其次為伊蒙混層礦物。巖心樣品水敏試驗(yàn)結(jié)果表明：使用蒸餾水測(cè)得的巖心滲透率為模擬地層水測(cè)得的巖心滲透率的48.8%，因此儲(chǔ)層段水敏程度為中等偏強(qiáng)。
2.2 水鎖傷害分析與評(píng)價(jià)
低孔低滲儲(chǔ)層中的少量水相通常占據(jù)小孔隙角隅，油氣位于孔隙中間部位。當(dāng)外來(lái)液相侵入后，會(huì)在孔隙喉道中形成液相堵塞，其液-氣或液-油彎曲界面上存在著毛細(xì)管壓力，產(chǎn)生毛細(xì)管自吸效應(yīng)，使得孔隙結(jié)構(gòu)含水量急增，大大減少了儲(chǔ)層油氣通道的數(shù)量。形成水鎖傷害[1～2]。研究結(jié)果表明[3]，水鎖傷害是低滲透儲(chǔ)層最主要的傷害形式，損害率一般為70%～90%，特別是當(dāng)儲(chǔ)層滲透率很低或原始含水飽和度低于外來(lái)液體入侵形成的束縛水飽和度時(shí)[4]，水鎖效應(yīng)會(huì)更加嚴(yán)重(圖1)。
 
    本文參考文獻(xiàn)[5]提出了預(yù)測(cè)水鎖嚴(yán)重程度(APTi)的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)：當(dāng)APTi＞1.0，水鎖效應(yīng)不明顯；當(dāng)0.8＜APTi＜1.0，有潛在水鎖效應(yīng)；當(dāng)APTi＜0.8，水鎖效應(yīng)明顯。通過(guò)對(duì)KXX井巖樣進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià)，其結(jié)果表明：最大、最小水鎖指數(shù)分別為0.61和0.01，表明10塊巖樣均發(fā)生了嚴(yán)重水鎖損害。
3 醇基壓裂液配方研制與試驗(yàn)評(píng)價(jià)
3.1 醇類(lèi)優(yōu)選及濃度確定
    室內(nèi)對(duì)不同比例的醇類(lèi)進(jìn)行了表面張力測(cè)定，從測(cè)定結(jié)果可知，隨著醇濃度的升高，表面張力下降，表明醇類(lèi)的加入具有良好的降低表面張力的作用；相同濃度下，乙醇的表面張力明顯低于甲醇，但是考慮到甲醇的成本較低，因此，首先選用甲醇作為醇基壓裂液的溶劑。另外，從測(cè)定結(jié)果還可看出，當(dāng)醇濃度在30%以上時(shí)，表面張力下降趨緩，因此篩選醇濃度應(yīng)小于30%。
   通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究了中國(guó)石油吐哈油田公司常用羥丙基胍膠在不同甲醇濃度水溶液中的增稠性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：當(dāng)稠化劑濃度不變時(shí)(羥丙基瓜膠濃度為0.4%)，甲醇濃度從0上升到20%，基液黏度上升，甲醇濃度上升到30%時(shí)，基液黏度下降為27mPa·s，配伍性變差。因此，甲醇濃度為20%時(shí)，羥丙基瓜膠在醇水溶液中具有最好的配伍性和增稠性，因此篩選最佳甲醇濃度為20%。
3.2 醇基壓裂液配方研制
   針對(duì)儲(chǔ)層實(shí)際特點(diǎn)，通過(guò)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選了各添加劑類(lèi)型及加量，形成了適合吐哈油田致密砂巖氣藏的壓裂液配方如下。
   基液：0.4%瓜膠+0.3%殺菌劑+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.5%助排劑+0.3%Na2C03+20%甲醇+2%KCl。
   交聯(lián)劑：B：A=10：3，配方連續(xù)剪切90min之后孺度保持在80mPa·s以上，可以滿(mǎn)足施工要求。
3.3 醇基壓裂液-眭能實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)
室內(nèi)對(duì)研制的醇基壓裂液性能進(jìn)行實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，結(jié)果表明：①醇基壓裂液的表面張力低于26mN/m，低于水基壓裂液；②防膨率在80%以上，優(yōu)于水基壓裂液；③殘?jiān)繛?62mg/L，低于550mg/L的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)；④用K2X井巖心實(shí)驗(yàn)醇基壓裂液的傷害率在23.65%～27.7%之間，而水基壓裂液的傷害率在32.1%～36.8%之間，可見(jiàn)醇基壓裂液傷害率比常規(guī)壓裂液降低幅度約1/3(圖2)；⑤甲醇的加入有利于降低壓裂液的表面張力和黏度，從而有利于壓裂液施后的返排，降低了壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的傷害。
 
4 醇酸酸化液配方研究與試驗(yàn)評(píng)價(jià)
4.1 酸化酸型及濃度選擇
    針對(duì)吐哈盆地致密氣藏酸化改造特點(diǎn)，利用巴喀油田K2X井(3140m)儲(chǔ)層的巖粉與不同濃度的鹽酸、土酸、氟硼酸、多氫酸和3類(lèi)醇酸進(jìn)行了溶蝕實(shí)驗(yàn)，通過(guò)實(shí)驗(yàn)確定適用于該儲(chǔ)層的酸型及濃度。
    土酸溶蝕率在6.0%～14.0%之間，建議土酸酸化時(shí)選擇氫氟酸濃度為1.5%～2%；氟硼酸溶蝕率在9.0%～12.0%之間，建議氟硼酸酸化時(shí)選擇氟硼酸濃度為8.0%～12.0%；多氫酸溶蝕率在15.0%～17.0%之間，比鹽酸、土酸、氟硼酸溶蝕率高，建議多氫酸酸化時(shí)選擇SA602濃度為6%，SA702濃度為5.0%～7.0%；該區(qū)土酸+醇酸液可溶物較低，醇酸溶蝕率在8.74%～9.12%之間；氟硼酸+醇酸液溶蝕率在4.61%～6.42%之間；多氫酸+醇酸液體系溶蝕率在14.08%～15.45%之間，其中加入甲醇的酸液體系溶蝕效果好于乙醇和異丙醇，因此對(duì)吐哈盆地低滲致密氣藏建議采用多氫酸+醇酸化體系，醇類(lèi)型優(yōu)先考慮甲醇。
4.2 配方酸液的配伍性評(píng)價(jià)與醇濃度確定
    實(shí)驗(yàn)室在配方酸液中分別加入不同濃度的甲醇，在室溫和90℃溫度下靜置6h，觀察酸液反應(yīng)后的變化情況，以考察配方酸液與甲醇的配伍性。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：無(wú)論在常溫還是90℃恒溫6h后，配方中不加入甲醇的酸液體系所含沉淀較其他4種不同百分濃度甲醇酸液體系明顯增多；加入15%左右甲醇的酸液體系所含沉淀較其他4種不同百分濃度甲醇酸液體系少，說(shuō)明醇類(lèi)的加入能夠有效減少沉淀物的產(chǎn)生，改善酸液體系整體配伍性。酸液配伍性實(shí)驗(yàn)中甲醇表現(xiàn)出了良好的配伍性和抑垢性，實(shí)驗(yàn)表明：加入15%左右甲醇的酸液體系配伍性最好，因此推薦使用濃度為15%的甲醇。
4.3 配方酸液巖心酸化效果實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)
實(shí)驗(yàn)選用K2X井巖心，酸化效果實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。巖心酸化流動(dòng)效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：采用加入醇類(lèi)的多氫酸酸液體系處理巖心后，其最終滲透率為基準(zhǔn)滲透率的3～5倍，取得了很好的滲透率增幅效果。
 
5 應(yīng)用情況與效果評(píng)價(jià)
    醇基壓裂酸化工藝技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用20井次，施工成功率100%，有效率87%，施工最高壓力92.6MPa，施工最高砂比50%，平均砂比32.5%，最大入井液量826.3m3，最大加砂量66.6m3，最大入地層酸液量120m3，甲醇最高濃度20%。最大增氣量55000m3/d，平均增氣量21000m3/d，最大增油量50t/d，平均增油量6.1t/a，醇基壓裂酸化效果統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表2。
其中柯23井于2010年1月24日對(duì)井段3991.0～3999.0m進(jìn)行射孔后無(wú)顯示，采用常規(guī)黏土酸酸化后在3mm油嘴條件下穩(wěn)產(chǎn)氣2494m3/a，產(chǎn)油1.8m3/a；后于3月6日對(duì)該井段采用羧甲基壓裂液進(jìn)行加砂壓裂，入井總液量457.6m3，共加砂50.1m3，壓后累計(jì)返排出液281.4m3，返排率59%，在3mm油嘴條件下測(cè)氣產(chǎn)量為176m3/a，見(jiàn)油花，壓裂出現(xiàn)反效；后于4月23日采用醇基酸化液進(jìn)行酸化改造，入井酸量120m3，甲醇濃度15%，酸化后自噴返排出液172.3m3，返排率143.6%，在3mm油嘴條件下測(cè)得穩(wěn)定氣產(chǎn)量為11600m3/a，油產(chǎn)量2.1m3/d，醇基酸化液取得了顯著的增產(chǎn)效果。
 
6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)
    1) 吐哈盆地中國(guó)石油吐哈油田公司開(kāi)發(fā)的致密砂巖氣藏存在較嚴(yán)重的水鎖和水敏傷害，大大影響壓裂增產(chǎn)效果。
    2) 自主研制的醇基壓裂液體系，具有殘?jiān)康?、表面張力低、破膠液黏度低、儲(chǔ)層傷害率低、防膨效果好等特點(diǎn)，具有顯著的防水鎖、防水敏傷害的作用，能夠滿(mǎn)足上述致密砂巖氣藏的壓裂需求。
    3) 醇基酸液性能研究表明，甲醇與酸液各種添加劑有良好的配伍性，醇酸具有很好的解除水鎖、促進(jìn)殘酸返排、降低二次傷害等作用。
    4) 醇基壓裂酸化技術(shù)通過(guò)在上述致密砂巖氣藏20井次的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得了顯著的增產(chǎn)效果，說(shuō)明自主研制的醇基壓裂液、醇酸酸液對(duì)該區(qū)致密砂巖氣藏具有很好的適應(yīng)性。
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(本文作者：安耀清1 吳明江2 楊建委2 段萍2 張勇國(guó)2 1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)；2.中國(guó)石油吐哈油田公司井下技術(shù)作業(yè)公司)