前置酸压裂增注技术在盐28区块应用与探讨

1、前置酸压裂增注技术在盐28区块应用与探讨编写：李本刚 田育红 杨永康摘要：本文详细介绍了前置酸压裂增注技术机理及该技术在大水坑作业区盐28区块长8注水井消欠应用情况。通过理论研究及现场工艺改进，形成了与盐28区块储层特点相适应的前置酸压裂增注技术，截止2013年9月底，现场试验8口，措施后消欠和增油明显，措施有效期时间长，取得了较好的措施效果和经济效益，为前置酸压裂增注技术在特低渗油藏推广运用提供可靠的措施依据。关键词： 前置酸 加砂压裂 注水井消欠 参数优化 现场应用一、盐28区块储层物性及高压欠注井情况1、盐28区块储层物性情况该区块长8平均孔隙度12.3，平均渗透率为1.5mD，属特低渗

2、油层。储层岩石碎屑成份以石英、长石为主，含量分别为31.0%和29.6%，岩屑含量为19.48%，其它（主要为云母）碎屑含量8.26%；填隙物总量11.59%，以高岭石含量为最高，为3.58%。储层孔隙组合类型以溶孔为主，粒间孔、晶间孔次之,长石溶孔和岩屑溶孔含量1.51%，占总面孔率75.87%，是最主要的储集空间；粒间孔含量0.41，占总面孔率20.46%；晶间孔0.07，占总面孔率3.67%，平均孔径20.19m。通过区块压汞曲线资料分析，排驱压力、中值压力高，分别为1.22MPa、6.54MPa，最大进汞饱和度73.52%，退汞效率35.51%，喉道分选较好，分选系数1.77，中值半径

3、0.14m，属微细喉道；平均孔径20.19m，孔隙结构属小孔微细喉型。表1-1 盐28区块长8储层物性表11表1-2 盐28区块岩矿组合表表1-3 盐28区块孔隙类型及含量统计表表1-4 盐28区块储层孔隙结构特征参数表2、盐28区块高压欠注井情况表1-3 盐28区块长8高压欠注井统计表该区块注水井产建初期改造方式以“127复合射孔+爆燃压裂”为主，实践证明初期储层改造方式和强度偏弱，没有建立起有效的注水通道，措施有效时间（新井开注到欠注时间）平均为212天，初期注水压力高达12.4MPa，虽经过多次常规酸化和聚能震动复合酸化，包括地面注水系统提压，但均未从本质上消除注水井欠注，措施效果不明显

4、，9口井平均单井油压18MPa,日欠注达118 m3，注水压力和欠注量呈现递增趋势。二、前置酸压裂增注技术机理及现场应用情况1、前置酸压裂增注技术机理前置酸压裂是将酸液在高于地层破裂压裂的情况下挤入地层，使一部分酸液处于裂缝的最前缘，另一部分酸液滤失到裂缝壁的两侧，然后泵入隔离液（防止压裂液遇酸，水化破胶）、携砂液和顶替液的压裂工艺，该技术不仅改善了地层与裂缝连通性，同时改善了裂缝内部之间的连通性，达到注水井消欠目的。 图2-1 前置酸压裂增注技术机理图1.1 改善地层与裂缝的连通性1.1.1溶蚀反应，改善近井地带渗透性。前置酸进入地层后能够与近井地带无机垢及泥质发生反应，消除近井地带污染，改

5、善其渗透性，同时为后续加砂压裂创造条件，降低其启动压力。1.1.2抑制粘土矿物膨胀及微粒运移。酸性环境下粘土膨胀可以得到有效抑制，前置酸液中的粘土稳定剂也可以很好地防止粘土膨胀。同时前置酸可以与粘土矿物发生反应，减少储层中粘土矿物含量，抑制措施后注水时粘土微粒向地层深处运移，改善地层深处连通性。1.1.3有效溶解压裂液滤饼及壁面残胶。常规压裂时，由于压裂液的滤失性，势必造成滤饼不能破胶或破胶不彻底，由此造成对基质渗透率的损害。前置酸压裂滤失在地层的酸液可以溶蚀部分压裂液滤饼和裂缝壁面残胶改善地层与裂缝的连通性。1.2 改善裂缝内部之间的连通性1.2.1提高压裂液破胶程度，改善压裂效果。盐28区

6、块压裂液体系为碱性条件下交联，压裂液中硼酸根含量决定交联程度，硼酸根离子与瓜尔胶分子中的顺式羟基可形成相对稳定的氢键，通过分子间交联生成具有优良流变性的高粘冻胶。硼酸和硼酸根的化学平衡式为：B（OH）3+OH-=B（OH）4- ，根据化学平衡移动原理，调节压裂液的p H值，就可以控制交联程度。压裂结束后酸液开始返排时，压裂液pH值降低，由此降低压裂液中硼酸根的浓度，实现压裂液的非降解性破胶，改善压裂效果。 图2-2 硼酸根离子与顺式羟基发生反应 图2-3 交联成高粘冻胶1.2.2返排时对支撑裂缝清洗，提高基质渗透率。返排时残酸可以大量溶解压裂液残渣与聚合物滤饼以及支撑剂中杂质，从而达到清洗支撑

7、裂缝的作用，提高了基质渗透率。 2、前置酸压裂增注技术在盐28区块适应性分析2.1前置酸压裂增注技术适用条件：储层必须是弱中等酸敏地层；砂岩类型以长石砂岩为主；胶结物以钙质胶结为主；储层致密，不易破坏胶结骨架。2.2 盐28区块储层适应性分析：通过查阅前期开发方案可知，盐28区块为中等偏强水敏、中等偏弱速敏、中等偏弱酸敏、中等偏弱盐敏、中等偏强碱敏；长8砂岩以灰色、灰绿色、灰褐色长石砂岩为主，含有少量岩屑质长石砂岩，砂岩粒度以细粒、细中粒、粉细粒为主，磨圆度以次棱角状为主，分选较好，接触关系以点线状为主。吼道半径小，储层致密，胶结骨架不易破坏。综上所述前置酸压裂增注技术适用于盐28区块。3、现

8、场应用情况3.1措施消欠效果较好。前置酸压裂增注技术在盐28区块现场试验8口，措施后平均油压降6.05MPa,套压降6.14MPa,单井日增注13.38m3,降压增注效果明显，措施消欠效果较好。 表2-1 措施后效果统计表 图2-4 措施前后效果对比图3.2提高注水井吸水指数，增油效果明显。在注水井进行压裂消欠同时，为了防止该区块储层压透压穿，加密了注水井对应的油井含水取样，通过加密取样核实前置酸压裂没有造成尖峰吸水，该压裂技术在改善注水井吸水指数的同时提高了驱油效率，截止2013年12月31日，8口注水井对应油井日增油量13.38t,累计增油量820.8t,措施后增油效果明显。表2-2 措施

9、后增油效果统计表3.3措施有效期相对较长。截止2013年12月31日，盐28区块长8注水井压裂8口井平均措施有效期为164天，且上调配注后其中7口井至今有效，措施有效率87.5%，一口无效井新盐112-93核实为固井质量问题，胶木塞上浮，射孔段被埋，导致欠注，属固井质量问题，整体上不影响前置酸压裂增注技术在该区块推广与应用。表2-2 措施有效期统计表三、现场施工存在的问题与工艺改进1、压裂过程中出现“砂堵”或者“加砂未加完”。前置酸压裂增注技术在盐28区块现场应用过程中，有2口出现了“砂堵”，1口井出现了“加砂未加完”，在压裂液体系相同，压裂液滤失性能相当情况下，核实新盐108-97和新盐10

10、4-93两口井施工设计中泵入程序阶段性砂比中第一、第二阶段砂比过高，导致后续第三、第四阶段加砂困难，出现砂堵。新盐104-97现场操作由于第一、第二阶段砂比偏低，加砂3.33 m3，压裂液用26.53 m3，在压裂液有限情况下（现场配备压裂液90m3），为保证顶替液量，导致后续加砂未加完。表3-1 现场加砂压裂统计表砂堵未加完砂砂堵图3-1 新盐108-97压裂曲线 图3-2 新盐114-93压裂曲线 图3-3 新盐104-97压裂曲线1.1加砂工艺改进：在总结上述三口井存在的问题，结合现场操作实际，随时记录和监控主压车压力变化，兼顾裂缝的导流能力（压裂即将结束时，快速提高加砂浓度可使裂缝导流

11、能力剧增），对泵入程序参数进行优化，摸索出适合盐28区块前置酸压裂时泵入程序。于2013年6月28在新盐110-97应用，顺利加砂完毕。表3-2 新盐110-97现场阶段性砂比统计表泵入程序参数优化如下：表3-3 泵入程序参数优化表2、压裂过程中K344-114封隔器座封不严。前置酸压裂增注技术在盐28区块现场应用过程中，现场压裂机组为两台2000型主压车，两台主压车理论排量能达到4m3，实际至少2m3，完全能满足K344-114座封需求，但在现场应用中3口井都不同程度出现座封不严现象，如下表所示： 表3-4 压裂时K344-114封隔器座封不严统计表通过上表不同直径咀子对比核实，压裂钻具组合

12、中32mm直咀子稍大，直接导致K344-114封隔器（K344-114为水力压差式封隔器）座封不严，而28mm直咀子易座封，但由于节流影响，施工中压力偏高，排量达不到设计要求，影响压裂效果。2.1压裂钻具组合改进：通过流体学理论计算公式“Q=V*A和V1A1=V2A2”，采用试凑法计算出直咀子大小，综合考虑封隔器座封性和压裂过程中要达到的设计排量，对压裂钻具组合优化如下（自下而上）：30mm直咀子+27/8工具油管1根+K344-114封隔器+27/8工具油管至井口图3-4 压裂钻具优化示意图四、前置酸压裂增注技术探讨1、“前置酸+清洁压裂液”配套技术。常规压裂液破胶后的残渣一方面会形成滤饼，

13、降低渗透率，另一方面微小的破胶残渣还会滞留在裂缝孔隙中，随着措施后注水井开注，微小破胶残渣会被推到地层深处，堵塞孔隙喉道，使压裂裂缝渗透率下降，降低裂缝的导流能力，甚至堵塞裂缝。而具有独特网状结构的清洁压裂液，不仅具有一定的抗扭曲能力，可有效携带支撑剂，同时当遇地层中的烃类和水时，亲油基和亲水基会使烃类和水增溶而发生膨胀，促使网状胶束结构崩解成较小的球状胶束，实现清洁压裂液的自动破胶，降粘后的体系为表面活性剂的小分子溶液，粘度与水大致相同，易返排且不会造成固相残留。室内研究证明其支撑裂缝导流能力比硼砂交联瓜胶压裂液的导流能力高得多，清洁压裂液可以使导流率保持90，而硼砂交联瓜胶的导流能力仅保持

14、4060。同时由于清洁压裂液具有低粘度高弹性的特点，实现了压裂液在较低粘度下有效输送支撑剂，降低摩阻，从而降低施工压力。前置酸压裂增注技术在盐28区块区块应用过程中，两口井试用了清洁压裂液，诸如新盐112-95，采用清洁压裂液体系后，对比相同配注的采用常规瓜胶压裂液的措施井，目前油压要低2MPa,套压低1-1.5MPa，现场应用效果较好。考虑到低残胶易返排，对储层伤害少特点，前置酸+清洁压裂液技术值得进一步扩大试验范围和推广。表4-1 清洁压裂液与普通压裂液效果对比统计表2、前置酸体系优化技术。前置酸压裂增注技术关键在于前置酸体系的优化，酸液在压裂过程中主要发挥以下作用三方面作用，才能具有提高

15、储层渗透性和裂缝导流能力的作用。酸岩溶蚀反应，改善近井地带渗透性；酸液溶解压裂液滤饼及残胶，保持渗流通道；加速破胶速度，提高返排效率。上述作用就要求在前置酸压裂时，合理酸液用量，中等排量注酸，降低施工压力，提高近井地带裂缝中酸液处理深度，同时延缓酸岩反应时间，确保残酸浓度。在盐28区块应用三维压裂酸化模拟软件GOHFER优化了前置酸用量和注酸排量。通过在GOHFER软件输入长8层典型参数，模拟前置酸加砂压裂过程，分析注入不同前置酸用量和不同排量下模拟结果，根据裂缝导流能力变化情况优化前置酸用量和排量。模拟优化前置酸用量与排量如下表所示：图4-1 GOHFER软件模拟裂缝导流能力图表4-2 GO

16、HFER软件模拟酸液用量、注酸排量优化表 统计7口有效井，施工时不同注酸排量下，措施后压降情况，将压裂施工井分为一类井（油压降10MPa）、二类井（5MPa油压降10MPa）、三类井（0MPa油压降5MPa），当注酸排量在2.3m3/min，措施后压降达到14.3MPa，当注酸排量在1.85-2.05m3/min,措施后压降5MPa至10MPa之间，当注酸排量在1.6-1.7m3/min左右，措施后压降相对较小5MPa之内。通过现场验证，GOHFER软件模拟盐28区块前置酸用量和排量是可靠、有效的，盐28区块，前置酸压裂最优注酸量10m3,注酸排量应在2.3m3/min。 表4-3 不同注酸排量下压降统计表五、结论1、针对盐28区块长8高压欠注井开展前置酸压裂增注技术，获得了较好的消欠和增油效果，在工艺上是可行的，总体效果好于酸化和常规压裂，下步可以在池97区块长8高压欠注井进行工艺试验，探索特低渗油藏消欠方案。2、前置酸压裂增注技术在盐28区块应用时，现场通过对压裂管柱直咀子大小、阶段性砂比进行