高温深部碳酸盐岩储层酸化压裂用交联酸体系制备及性能

常规酸液体系不适用于高温(>140℃)深部碳酸盐岩储层酸化压裂改造。为了获得耐温性能优良的酸液体系,按质量比12∶15∶30∶15∶0.125将氧氯化锆、水、异丙醇、乳酸和木糖醇混合后在50～55℃条件下反应3～4h合成了耐温有机锆交联剂ECA-1,优选出了酸化压裂用稠化剂EVA-180,确定了交联酸体系最佳配方:20%HCl+0.8%～1.2%稠化剂EVA-180+3.0%～5.0%交联剂ECA-1+0.03%破胶剂EBA,研究了该交联酸体系的高温流变性能、缓速性能、破胶性能及体系微观结构。结果表明,该交联酸体系的耐温抗剪切性能良好,成胶强度>0.06 MPa,140℃、170 s-1条件下剪切1 h后的黏度在100 m Pa·s左右;与大理石反应10 h后溶蚀率为60%,具有良好的缓速性能,可实现深部酸化。此外,该交联酸体系破胶彻底,无残渣,破胶液黏度为3 m Pa·s,易于返排。微观结构分析表明,有机锆的加入使稠化酸形成了具有错综致密网状结构的交联酸,从而提高了交联酸体系的耐温抗剪切性能和缓速性能。

超深碳酸盐岩储层携砂酸压技术

塔里木油田超深碳酸盐岩储层温度高,酸岩反应速度快,酸蚀裂缝长度短,闭合应力高,有效导流能力保持时间短,水力加砂压裂液为惰性液体,侧向沟通能力差。结合常规酸压和水力加砂压裂的优点提出交联酸携砂酸压技术。室内实验了交联酸的交联、携砂、耐温耐剪切和破胶性能,同时研究了酸对支撑剂性能的影响、酸岩反应对冻胶携砂性能的影响,验证了交联酸携砂酸压的可行性。现场应用表明:携砂酸压沟通了更多的储集体,增大了改造体积,为碳酸盐岩储层改造提供了一种新的技术手段。

二连盆地赛51井石灰岩储层深度酸压技术研究

赛51井储层改造存在如下问题:①物性差基质基本不含油;②杨氏模量高,应力遮挡差;③储层温度低,破胶困难;④原油凝固点高,胶质和沥青质含量高,易结蜡;⑤酸液浓度高,对缓蚀要求高,需要采用深度酸压技术形成长缝等。在储层评价研究基础上,针对以上问题研究制定技术对策,应用地面交联酸体系施工获得成功。该井的施工成功开辟了二连盆地古生界灰岩潜山找油新领域,实现了我国东部地区石炭系灰岩潜山勘探的首次重要突破。

射孔、测试、酸压、泵排、探边五联作一体化技术在二连赛51井的应用

从储层的角度分析了储层改造所存在的突出问题,提出解决问题的地面交联酸体系和施工技术参数。在此基础上,采用射孔、测试、酸压、泵排、探边五联作一体化技术,获得施工成功。对华北油田二连古生界潜山地层的进一步勘探具有重要的指导意义。

地面交联酸酸蚀裂缝导流能力研究

酸蚀裂缝导流能力是影响酸压效果和评价酸液性能的重要指标。根据API行业标准,利用酸蚀裂缝导流装置室内开展了地面交联酸及其闭合酸化后裂缝导流能力的测试。结果表明,闭合压力40 MPa时地面交联酸的酸蚀裂缝导流能力为150μm2·cm,55 MPa时依然在80μm2·cm以上;地面交联酸酸压后经过闭合酸化,40 MPa下酸蚀裂缝导流能力为269μm2·cm,较未闭合酸化前提高了1.7倍;酸岩反应后的溶蚀形态好,沟槽明显,深度多在0.5～4.5 mm,可承载高闭合压力和提高长期导流能力;同时,其导流能力值远高于5级普通酸和5级稠化酸,显示出更为优良的液体性能。