哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验

曾庆辉 何东博 朱大伟 崔明月 陈彦东 张鹏

曾庆辉,何东博,朱大伟,崔明月,陈彦东,张鹏. 哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014
引用本文: 曾庆辉,何东博,朱大伟,崔明月,陈彦东,张鹏. 哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014
ZENG Qinghui, HE Dongbo, ZHU Dawei, CUI Mingyue, CHEN Yandong, ZHANG Peng. Acid fracturing pilot in the porous limestone reservoirs of Halfaya Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014
Citation: ZENG Qinghui, HE Dongbo, ZHU Dawei, CUI Mingyue, CHEN Yandong, ZHANG Peng. Acid fracturing pilot in the porous limestone reservoirs of Halfaya Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014

哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.014
基金项目: “十三五” 国家油气重大专项 “中亚和中东地区复杂碳酸盐岩油气藏采油采气关键技术研究与应用” (编号:2017ZX05030 )
详细信息
    作者简介:

    曾庆辉(1985-),2007年毕业于东北石油大学石油工程专业,中石油勘探开发研究院在职研究生,从事海外油田完井、采油工艺理论研究及技术应用工作。通讯地址:(163154) 黑龙江省大庆市让胡路区大庆油田有限责任公司机关西区3号办公楼305。电话:0459-5975310。E-mail:zqh-600@163.com

  • 中图分类号: TE357.2

Acid fracturing pilot in the porous limestone reservoirs of Halfaya Oilfield

  • 摘要: 中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏,在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中,受边底水影响,改造规模有限;储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀;杨氏模量低,应力隔层遮挡能力较差,不利于缝长的延伸和缝高的控制;酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排。数值模拟和实验结果表明:针对储层特点,采用多级交替注入酸压工艺,优化注入工艺参数,能够增加酸岩反应作用距离,实现非均匀刻蚀;采用纤维暂堵降滤、互溶剂破乳助排配套技术,解决了压裂过程中酸液滤失大和压后返排困难的难题,最后阶段的闭合酸化增加了井筒附近的导流能力。优选了“交联压裂液+胶凝酸”的液体体系有效延缓了酸压反应速率,在现场MF3井取得了很好的应用效果,有效酸蚀缝长达到80 m,单井测试日产油达到317 t/d,储层改造效果显著。该研究为中东地区此类储层动用提供了有效的工程技术手段。
  • 图  1  95 ℃下的压裂液流变特性曲线

    Figure  1.  Rheological behaviors of fracturing fluid at 95 ℃

    图  2  在不同施工总液量情况下裂缝避水高度、酸蚀缝长、导流能力、累计产量与交联压裂液与胶凝酸体积比的关系

    Figure  2.  Relationship between fracture height of water avoidance, length of etched fracture, flow conductivity,cumulative production and crosslinking fracturing fluid/gelling acid volume ratios at different total construction fluid

    图  3  产量与注入总液量之间的关系

    Figure  3.  Relationship between production rate and total fluid injection

    图  4  避水高度与注入总液量之间的关系

    Figure  4.  Relationship between height of water avoidance and total fluid injection

    表  1  Mishrif岩样岩石力学特性

    Table  1.   Rock Mechanical behaviors of Mishrif rock samples

    围压/MPa杨氏模量/GPa泊松比
    动态静态动态静态
    525.3911.520.2460.21
    1027.6313.980.2180.22
    1528.3215.020.2050.22
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    表  2  泵排量对压裂效果的影响

    Table  2.   Influence of pump displacement on fracturing effect

    排量/
    (m3 ·
    min−1)
    刻蚀
    缝长/
    m
    刻蚀
    缝宽/
    mm
    导流能力/
    (10−3
    μm2 · m)
    裂缝
    高度/
    m
    避水
    高度/
    m
    1年后
    日产量/
    t
    1年后
    累计产量/
    104 t
    476.83.81459249.420.571.47.1
    575.93.87395452.717.375.87.6
    675.93.33282654.615.677.97.8
    776.83.01218056.113.379.68
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出版历程
  • 修回日期:  2020-12-08
  • 网络出版日期:  2021-06-21
  • 刊出日期:  2021-06-21

哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.014
    基金项目:  “十三五” 国家油气重大专项 “中亚和中东地区复杂碳酸盐岩油气藏采油采气关键技术研究与应用” (编号:2017ZX05030 )
    作者简介:

    曾庆辉(1985-),2007年毕业于东北石油大学石油工程专业,中石油勘探开发研究院在职研究生,从事海外油田完井、采油工艺理论研究及技术应用工作。通讯地址:(163154) 黑龙江省大庆市让胡路区大庆油田有限责任公司机关西区3号办公楼305。电话:0459-5975310。E-mail:zqh-600@163.com

  • 中图分类号: TE357.2

摘要: 中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏,在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中,受边底水影响,改造规模有限;储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀;杨氏模量低,应力隔层遮挡能力较差,不利于缝长的延伸和缝高的控制;酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排。数值模拟和实验结果表明:针对储层特点,采用多级交替注入酸压工艺,优化注入工艺参数,能够增加酸岩反应作用距离,实现非均匀刻蚀;采用纤维暂堵降滤、互溶剂破乳助排配套技术,解决了压裂过程中酸液滤失大和压后返排困难的难题,最后阶段的闭合酸化增加了井筒附近的导流能力。优选了“交联压裂液+胶凝酸”的液体体系有效延缓了酸压反应速率,在现场MF3井取得了很好的应用效果,有效酸蚀缝长达到80 m,单井测试日产油达到317 t/d,储层改造效果显著。该研究为中东地区此类储层动用提供了有效的工程技术手段。

English Abstract

曾庆辉,何东博,朱大伟,崔明月,陈彦东,张鹏. 哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014
引用本文: 曾庆辉,何东博,朱大伟,崔明月,陈彦东,张鹏. 哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014
ZENG Qinghui, HE Dongbo, ZHU Dawei, CUI Mingyue, CHEN Yandong, ZHANG Peng. Acid fracturing pilot in the porous limestone reservoirs of Halfaya Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014
Citation: ZENG Qinghui, HE Dongbo, ZHU Dawei, CUI Mingyue, CHEN Yandong, ZHANG Peng. Acid fracturing pilot in the porous limestone reservoirs of Halfaya Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 226-232 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.014
    • Mishrif孔隙性石灰岩储层作为伊拉克哈法亚油田的主力储层,储层厚度大,横向展布好,具有良好的储层改造地质基础。一直以来,酸化技术在碳酸盐岩储层中作为消除地层伤害、恢复自然产能的主要增产技术,在Mishrif储层开发过程中发挥着重要作用。然而由于储层受沉积作用和成岩改造影响,具有很强的非均质性,储层孔隙结构呈现“多模态”特征,孔渗相关性差。在平面上,油藏构造边部存在多个低渗透区域,常规酸化后单井产量低,产量下降快,无法实现配产目标[1]。针对这一现状,基于该地区储层特征与增产需求,提出开展酸压改造先导性试验。国内外针对裂缝性致密碳酸盐岩的酸压改造做了大量研究工作[2-7],但对于中东地区Mishrif孔隙性石灰岩储层的酸压改造研究很少,本文提出一套适合这一地区储层条件的酸压改造技术方案,并通过在MF3井的先导性试验,探索工艺的可行性,指导Mishrif油藏边部低渗区域的开发。

    • 哈法亚Mishrif油藏属于大型背斜孔隙性石灰岩油藏,其储层划分为MA、MB1、MB2和MC共4段,其中包括15个亚段,构成5个三级层序。主力产层MB1段厚度为100 m,分为MB1-1和MB1-2亚段,其中MB1-1亚段以致密泥晶灰岩为主,厚约10~ 20 m,基本不发育储集层;MB1-2亚段可进一步细分为MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3个小层,由泥粒灰岩和粒泥灰岩为主的细粒碳酸盐岩构成,夹少量粗粒生屑灰岩。岩石矿物组成主要为方解石(93.7%)、其次是白云石(3.4%)、石英(1.3%),黏土矿物含量1.7%。孔隙类型多样,包括铸模孔、微孔隙和体腔孔等。MB1-2亚段3个小层储层发育连续,平均孔隙度10.7%~24.6%,平均渗透率(12.2~62.6)×10−3 μm2。储层埋深3000 m左右,根据12口井的温度压力测试可知,Mishrif油藏MB1-2整个子层的油藏温度为84~95 ℃,压力系数为1.16,属于正常温压系统。

      在油藏构造边部地区,边底水发育,MB1-2C已被底水完全淹没。MB1-2A和MB1-2B储层有效厚度变薄(70 m左右),物性变差(平均孔隙度12%,平均渗透率1×10−3 μm2)。储集层非均质性强,当MB1-2内部所有小层同时射孔并采用笼统酸化时,占储层总厚度30%的高渗透层的产量贡献占总产量的90%以上,低渗透层得不到有效动用[1],因此MB1-2A和MB1-2B是储层改造的目的层[8]

    • 由岩心样品动、静力学实验可知(表1):Mishrif地层动态杨氏模量为25.4~28.3 GPa,泊松比为0.21~0.25;静态杨氏模量为11.5~15.0 GPa,泊松比为0.2~0.22。动态杨氏模量约是静态杨氏模量的2倍,静态泊松比和动态泊松比基本一致。杨氏模量低、泊松比中等,表明Mishrif地层起裂和延伸机理复杂,更易形成短宽缝,进而导致人工裂缝的缝长受限和自支撑能力弱。

      表 1  Mishrif岩样岩石力学特性

      Table 1.  Rock Mechanical behaviors of Mishrif rock samples

      围压/MPa杨氏模量/GPa泊松比
      动态静态动态静态
      525.3911.520.2460.21
      1027.6313.980.2180.22
      1528.3215.020.2050.22
    • 选取哈法亚油田具有纵、横波测井曲线的井,利用不同软件计算最小水平应力剖面。计算出目标层MB1-2A的最小主应力为46~48 MPa,MB1-1段岩性比MA2和MB1-2A致密,应力差约为4~6 MPa,判断MB1-1层可以作为阻止裂缝向上延伸的遮挡层。同时MB1-2A和MB1-2B之间存在一层薄夹层,平均应力差约为2 MPa,不能视为有效的应力遮挡,因此预测人工裂缝更易向下延伸,存在沟通边底水的风险。

    • 通过对上述Mishrif储层物性、地质特征及岩石力学性质的认识,分析认为这一地区开展酸压储层改造存在以下难点,并针对这些难点提出了相应的技术对策。

      (1)控缝高难度大。Mishrif层为层状边底水油藏,尤其针对构造边部的井,裂缝纵向向下延伸不允许沟通油水过渡带,向上不允许沟通MA层,这些对缝高控制提出了要求。但通过应力剖面研究发现储层纵向应力隔层发育不明显,遮挡能力较差,整体呈现“正韵律”规律,裂缝存在向下延伸沟通底水的风险。因此研究采用软件模拟优化射孔井段,优化施工参数,合理控制注入规模,已达到最合理的裂缝高度和最优化的裂缝长度和导流能力。

      (2)非均匀刻蚀难度大。岩心分析显示,Mishrif储层岩性较纯,矿物组分几乎全部参与酸岩反应,在酸压过程中酸液非均匀刻蚀难度大;因此研究采用多级交替注入酸压工艺,将高黏冻胶压裂液和胶凝酸分多级交替注入地层。选取前置冻胶压裂液的作用是液体黏度大,滤失小,更易造缝和降低储层温度,以减缓下一阶段的酸岩反应速率。随后再注入低伤害、缓蚀性能强的胶凝酸酸液体系进行壁面刻蚀。之后继续交替段塞式注入下一级顶替液(顶替液采用冻胶压裂液)和酸液,并通过优化顶替液和段塞酸的用量,实现酸液在裂缝壁面的非均匀刻蚀和足够的有效作用距离,形成高导流能力的油气通道。

      (3)工作液进入地层后滤失大。储层纵向、平面非均质性较强,前期的测试压裂显示施工过程中工作液滤失大、酸蚀裂缝深穿透距离受限的难点。研究表明,酸岩反应后酸蚀蚓孔极其发育,这是导致酸压过程中滤失的主要因素[9]。为此,研究采用可溶纤维进行暂堵降滤,在每级胶凝酸泵注地层时加入可溶纤维暂堵剂,利用可溶纤维加入时为丝状固体,后期自行水溶的特点,在酸蚀蚓孔内实现暂堵,降低裂缝壁面的工作液滤失,进而增加刻蚀缝长,后期自行溶解返排,不造成伤害,提高整体改造效果。相关研究表明,相比于不加入可溶纤维,酸压施工中加入可溶纤维可以有效提高泵压,间接反映其暂堵效果好[9-11]

      (4)保持酸蚀裂缝长期导流能力较难。岩石杨氏模量低,酸蚀裂缝自支撑岩石力学能力弱,在酸蚀后裂缝容易重新闭合。针对这一特性,为了提高裂缝导流能力,在酸压施工结束后,采用闭合酸化技术。低于裂缝重新张开的泵注压力和小排量将酸液注入裂缝中,溶蚀裂缝面。进一步增加近井地带缝宽,提高裂缝导流能力,从而提高单井初期产能。

      (5)压后返排存在困难。处于油藏背斜构造边部的井,距离油水过渡带较近,原油品质较构造高点差,稠油分布不规律,且酸岩反应后的残酸易与原油发生乳化,给施工排液及生产带来一定困难,为此优选互溶剂进行助排。通过互溶剂配伍实验,确定在工作液中互溶剂的添加比例,降低乳化效果。如果压后不能建立自喷,则进行连续油管氮气诱喷举升,以加快返排速度。

    • 选取MF3井开展酸压改造技术先导性试验,该井位于油藏构造边部,为新钻井。目的层MB1-2A、MB1-2B发育储层,MB1-2C层已进入底水中。地层厚度75 m,平均孔隙度14.1%,渗透率1.37×10−3 μm2,含油饱和度25.2%。最小主应力为46~48 MPa,原油API°19~21。根据上述难点及技术对策,进行酸压工作液体系优化,确定最优工作液配方。

    • 目标地层MB1-2A温度为93.2 ℃,根据压裂液性能室内测试,优选了中温交联压裂液体系,该体系具有延迟交联性能,交联压裂液具有良好黏弹性,配方成熟,性能可靠。并且具有以下优点:(1)交联时间在2~4 min内可调;(2)与地层流体有良好的配伍性;(3)在60~150 ℃ 内剪切性能稳定;(4)对岩心伤害率低于20%。

      基本配方:0.3%胍胶+1.5%多功能添加剂(0.5%黏土稳定剂+0.5%破乳剂+0.5%助排剂)+0.1%杀菌剂+0.1%温度稳定剂+0.35%延迟交联剂。

      基液性能:密度 (20 ℃) 1.00 g/cm3,表观黏度(20 ℃,170 s−1) 24±3 mPa · s,pH值7~8。

      交联压裂液性质:根据泵排量(5~6 m3/min)和施工油管体积计算,交联时间可控制在100~150 s之间,剪切120 min后的表观黏度(95 ℃,170 s−1)120~200 mPa · s。

      破胶压裂液性质:破胶时间30 min,黏度3~5 mPa · s,残渣126 mg/L,破乳率97.5%,表面张力23.8 mN/m,界面张力1.02 mN/m,防膨率86.0%。

      流变特性(图1):在95 ℃、170 s−1条件下剪切120 min黏度为120~200 mPa · s,抗剪切能力强。

      图  1  95 ℃下的压裂液流变特性曲线

      Figure 1.  Rheological behaviors of fracturing fluid at 95 ℃

      在前置压裂液中加入互溶剂,可以降低液体的界面张力,促进压裂液及残酸的返排[12]。实验结果显示,质量分数为2%互溶剂加入到交联压裂液以后,交联时间100~150 s,黏度3~5 mPa · s,没有影响交联剂的交联时间和黏度,并且油水分离速度快,流动性能改善,可缩短破乳时间和提升破乳效果,能够起到良好的助排作用。

    • 胶凝酸作为主酸液体系,可以降低酸岩反应速率,延长酸岩反应有效作用距离和反应时间[11]。优化胶凝酸液体配方:20%盐酸+0.6%胶凝剂+1.5%缓释剂+1.5%多功能添加剂 (助排剂+铁离子稳定剂+破乳剂)。通过酸液评价实验可知,鲜酸黏度(20 ℃) 45~48 mPa · s,与碳酸钙反应后废酸黏度(90 ℃,170 s−1) 30~33 mPa · s,在4 h水浴中与5%原油混合后的废酸黏度(90 ℃,170 s−1 mPa · s) 9 mPa · s。配伍性实验表明,胶凝酸与原油体积比1∶1时,无絮凝,无沉淀出现。废酸与原油的乳化实验(90 ℃,2 h)表明,废酸与原油体积比1∶1时,液/液分离,界面清晰,未出现乳化物。90 ℃下静态腐蚀速率4.83 g/(m2 · h),胶凝酸与岩石反应速率6×10−6 mol/(cm2 · s),反应速率有效减缓,且反应后酸液黏度降低,利于返排,体系性能满足施工要求。

      纤维在酸压过程中的暂堵实验表明,当纤维进入酸蚀蚓孔时可柔性变形,相互搭桥成网,形成致密的“滤网结构”,这时迅速提高泵排量,有利于纤维快速发挥作用,降低酸液滤失,达到暂堵和降滤的作用[13-15]。优选的纤维在温度90 ℃下溶解实验表明,可溶纤维在清水、破胶液、胶凝酸余酸中7天的溶解速率分别为62%、58%、65%,而在2%氯化钙溶液中4天的溶解率即达到100%。因此,在酸岩反应后的氯化钙环境下纤维的溶解率是100%,不会对地层造成伤害。

    • 为了确定交联压裂液和胶凝酸的最佳体积比,模拟了5种不同体积比例(1∶1、1∶2、2∶3、3∶4、4∶3)和6种不同施工规模(360、420、480、540、600、660 m3)下产生的裂缝避水高度、酸蚀裂缝长度、导流能力、油井一年后的累计产量的关系(图2)。优化结果表明,交联压裂液和胶凝酸的最佳体积比为1∶2。

      图  2  在不同施工总液量情况下裂缝避水高度、酸蚀缝长、导流能力、累计产量与交联压裂液与胶凝酸体积比的关系

      Figure 2.  Relationship between fracture height of water avoidance, length of etched fracture, flow conductivity,cumulative production and crosslinking fracturing fluid/gelling acid volume ratios at different total construction fluid

    • 优化确定了酸压工作液体系后,通过进一步模拟,优化施工工艺参数,最大程度地提高酸压效果,并满足现场施工需要。

    • 射孔井段的优化原则:(1)选取地应力低的部位裂缝容易起裂,选取物性好的部位含油饱和度高,选取固井质量好的部位;(2)射孔井段控制在10~15 m之间;(3)确保人工裂缝在缝高上、下延伸时,上部不能穿过MA2层,下部距离油水过渡带顶部大于10 m。基于以上原则通过软件模拟优化射孔位置,射孔顶界按3190、3195、3210、3215、3220 m的顺序依次模拟,最终确定当射孔井段位于3208.0~3221.0 m时,可以获得最理想的缝高56.4 m,距离底部避水高度11.9 m。

    • 图3中通过模拟显示,产量随着注入总液量的增大而增加,但在450 m3出现拐点,在该点之后,增量趋势变缓;图4中避水高度模拟显示,在6 m3/min排量和480 m3的注入规模下,裂缝与水顶距离处于设计要求临界值15 m,为了留有余地,优选450 m3作为注入液量。

      图  3  产量与注入总液量之间的关系

      Figure 3.  Relationship between production rate and total fluid injection

      图  4  避水高度与注入总液量之间的关系

      Figure 4.  Relationship between height of water avoidance and total fluid injection

    • 在注入规模为450 m3、交联压裂液和胶凝酸的体积比例1∶2的前提下,继续优化施工排量,获得最优刻蚀缝长。模拟结果表明(表2),随着泵排量的增加,裂缝高度和累积产量都在增加。当泵排量超过7 m3/min时,避水高度为13.3 m,小于临界值15 m,因此泵排量不应超过6 m3/min,且由5 m3/min的排量缓慢增加,考虑到现场泵送能力,泵排量定为5~6 m3/min。

      表 2  泵排量对压裂效果的影响

      Table 2.  Influence of pump displacement on fracturing effect

      排量/
      (m3 ·
      min−1)
      刻蚀
      缝长/
      m
      刻蚀
      缝宽/
      mm
      导流能力/
      (10−3
      μm2 · m)
      裂缝
      高度/
      m
      避水
      高度/
      m
      1年后
      日产量/
      t
      1年后
      累计产量/
      104 t
      476.83.81459249.420.571.47.1
      575.93.87395452.717.375.87.6
      675.93.33282654.615.677.97.8
      776.83.01218056.113.379.68
    • 哈法亚油田MF3井采用Ø177.8 mm生产套管完井,生产管柱采用Ø88.9 mm L80油管+1级套管保护封隔器+Ø114 mm喇叭口,井口采用耐压等级为35 MPa的电泵采油井口。通过对上述生产管柱进行强度校核和摩阻计算,管柱可以满足施工压力和排量要求。井口采用耐压等级为70 MPa井口保护器配合耐压等级为35 MPa采油井口使用,以提升井口的压力等级。

      在主压裂施工中,入井总液量481.1 m3,其中酸液305.3 m3,压裂液150.4 m3,闭合酸25.4 m3, 最高排量5.9 m3/min,最高冻胶压裂液泵注压力56.6 MPa,最高胶凝酸泵注压力41.6 MPa。

      主压裂阶段共分三级交替注入,并且在最后阶段进行闭合酸化。施工曲线显示,最大破裂压力达到55.2 MPa,说明低渗透石灰岩孔隙连通性很差。相比于第1阶段泵注的冻胶压裂液,第2级泵注的胶凝酸摩阻较低,从开始泵注后压力就迅速下降。随着酸岩反应的进行,泵压持续降至40 MPa。随后两级交替注入曲线显示,裂缝逐渐向深部延伸,地层得到了充分改造。在最后阶段,井口压力38.3 MPa,计算此时井底压力已经低于破裂压力,没有停泵,转低排量泵注25.4 m3酸对闭合裂缝进行酸化处理,增加缝宽和近井地带导流能力。

      压后软件模拟显示裂缝高度52.3 m (设计高度54.5 m),通过井温测井显示裂缝高度51 m,3个数据基本一致说明缝高控制满足要求。压后评价酸蚀裂缝导流能力达到4652×10−3 μm2·m,显示了酸液体系对储层矿物的非均匀刻蚀效果好。同时,压后裂缝形态证明了MB1-2A层是压裂液体进入的主要通道,MB1-2A层和MB1-2B层较薄的隔层不能有效遮挡裂缝向下延伸至MB1-2B层。第1阶段泵注的冻胶量对缝高起到主要贡献,第2阶段泵注的胶凝酸对刻蚀缝长起到主要贡献,净压力拟合计算有效酸蚀缝长80 m,因此在这一阶段加入纤维是降低滤失的最佳时机,最后一个阶段泵注闭合酸时缝高和缝长开始减小,说明裂缝已经闭合,达到闭合酸化的目的。

      在凝胶酸中添加可溶纤维后,显示冻胶泵注压力从55.2 MPa升至56.6 MPa。纤维导致压力上升,间接说明纤维起到了暂堵作用,降低了滤失,使冻胶压裂液注入压力上升。

      该井压后测试生产过程中,井口压力保持在1.38 MPa以上,Ø19 mm油嘴下测试日产油量317 t/d,远高于同平台其他油井产量(初期低于146 t/d),该井连续生产一年后井口压力始终保持1.38 MPa以上,油嘴尺寸由Ø19 mm调整至Ø16 mm,产量递减小,储层改造效果显著。

    • (1)针对中东孔隙性碳酸盐岩岩性纯、弹性模量低等特点,提出“冻胶压裂液+胶凝酸”多级交替注入+闭合酸化工艺,有效提高酸蚀裂缝长度与导流能力,现场应用效果显著。

      (2)针对石灰岩储层酸压近井滤失大、主缝延伸受阻等问题,提出“可溶性纤维暂堵降滤”措施并进行了成功应用,现场施工表明,该措施可有效降低液体滤失,控制近井地带酸蚀蚓孔发育。

      (3)针对改造目的层近底水、应力遮挡层较弱、纵向控缝高要求高等问题,通过多井地应力分析、小型压裂测试、施工规模优化、井温测井校准等措施实现了近底水油藏的控缝高改造。

      (4)针对边部油藏品质变差问题,室内优选了互溶剂并应用于现场施工,压后排液效果及生产动态表明,采用互溶剂可降低入井工作液与原油乳化风险。

      (5)建议下一步继续优化工作液体系,开展地面交联酸、新型缓速酸等液体体系研究,进一步增强酸压改造的针对性。

参考文献 (15)

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