西南石油局油气测试中心-川东北项目汇报材料PPT课件.ppt

大家好！1川东北海相碳酸盐岩气藏酸化压裂技术应用研究阶段进展报告二00五年十月十日2汇报提纲阶段研究内容及考核目标课题完成的主要工作量课题取得的主要进展与认识经费使用情况下步工作安排存在问题及解决办法3第一章、阶段研究内容及考核目标 （1）酸液添加剂优选及酸液配方的实验评价研究 针对川东北海相碳酸盐岩储层特性对酸蚀、防膨、助排等能力的要求，在借鉴川局应用酸液配方的基础上，开展添加剂性能评价和最佳使用量优选实验研究，为优选酸液配方奠定基础；通过酸液配伍性实验和酸液与地层流体的配伍性实验来确定配伍性良好的酸液配方；通过酸岩反应实验检验酸液的腐蚀、静、动态反应速度，并对残酸液伤害储层（岩心）的程度进行实验评价；测定酸液表面张力、降阻能力和物性参数。形成具有缓速、缓蚀低伤害、深穿透并具有一定控滤失能力和易返排的酸液配方23个。1.1、阶段研究内容4 （2）酸化施工工艺优化设计研究 充分分析川东北海相碳酸盐岩储层特征、裂缝发育及分布规律，从工程地质特征评价及室内实验中取得地层参数及酸液参数，应用酸压设计软件，对酸化工艺类型、酸液浓度、泵注排量和增产效果进行优选，确定出合理的酸化方案。根据酸化方案的要求，针对井筒条件、施工设备的组成，以及安全、环保的要求，作出科学合理，不污染环境，能安全顺利完成施工的酸化施工设计。5 （3）储层酸化改造工艺措施评价研究 在充分分析储层结构、渗流条件（孔、渗发育程度、分布特点）受污染程度，需改造半径、储层应力分布等的基础上和对川局在该地区历年应用的酸化压裂工艺技术和施工工艺技术充分分析和消化吸性的基础上，针对我们将酸压改造井层的特性，开展储层酸压改造工艺措施的评价、选择、优选出适宜的工艺措施类型和合理的施工规模，并通过23口井酸化施工现场试验，总结与改进，逐步完善酸液配方和施工工艺技术。6 （4）酸化施工效果分析 充分利用酸化压裂施工曲线和资料数据、酸化压裂前后试井分析成果、以后酸后生产动态数据，从不同角度进行压后效果综合分析评估，总结成功经验，找出影响酸化压裂效果的不利因素，提出改进措施，从而对酸化压裂工艺和酸化压裂工作液配方进行改进完善，达到形成与川东被碳酸岩盐储层相适应，有明显增产效果的酸压工艺技术，从而提高单井产能和经济效益之目的。71.2、考核目标 （1）初步形成与川东北地区海相碳酸盐岩储层相适应的酸液配方23个。（2）初步形成一套适合于川东北地区碳酸盐岩储层的酸压改造工艺技术。（3）开展现场试验13次，施工成功率100%，有效率65%。8第二章、课题完成的主要工作量 （1）收集整理了川东北地区海相碳酸盐岩气藏的工程地质资料、录井资料、测井资料、测试资料及压裂施工等资料近200份。（2）收集整理了国内外碳酸盐岩储层应用的酸液配方方面的文献调研80余份（其中川局在川东北地区应用的酸液配方文献40余份）。在此基础上，取得了3个厂家生产的酸液用添加剂并对这些添加剂主要理化指标进行了分析研究，开展了酸液添加剂性能室内评价实验40余组，并筛选出了性能较好的添加剂，确定了4组性能较好的酸液配方。9 （3）完成了毛开1井、川岳83井、川付85井等3口井的岩心的取样工作，并对采集到的3口井的岩心样进行了岩石力学参数的实验测定。（4）收集了酸化压裂施工工艺技术国内外应用情况文献调研100余份（其中川局在川东北地区应用的酸压工艺技术资料50余份），对川东北地区气井的酸化压裂工艺技术有了较为系统的认识。（5）针对川东北地区酸化压裂施工工艺的需要，进行了酸化压裂施工设备的配套研究工作，为现场施工做好了充分的物质保证。103.1、川东北地区地质概况3.2、岩石力学参数实验3.3、酸化压裂施工井基本情况及认识 3.4、川东北地区储层改造技术适应性分析 3.5、酸液配方室内研究 3.6、酸化压裂工艺技术调研 3.7、酸化压裂施工优化设计3.8、酸化压裂配套工艺技术第三章、课题取得的主要进展与认识 113.1、川东北地区地质概况3.1.1 川东北地区气田概况3.1.2 川东北地区气田地质特征3.1.3 川东北海相碳酸盐岩储层基本特征3.1.4 典型井储层基本特征3.1.5 对储层的认识123.1.1 川东北地区气田概况 四川盆地天然气资源总量近101012m3，目前共钻获气田100余个，已获探明储量约8000108m3，其中海相地层占天然气资源的80%以上。川东、川东北储量大的海相气田有32个，主要分布在铁山坡、雷音坡、七里峡、卧龙河、大天池、沙罐坪、开县、宣汉县等地区。近年来发现的气田或含气构造主要有渡口河气田（探明储量271108m3）、铁山坡气田、罗家寨气田（探明储量387.87108m3）和普光气田（探明储量878.32108m3），多数集中在达县宣汉工区近郊的东面、北面，主产层位为飞仙关组，其次有石炭系黄龙组、自流井组、上沙溪庙组等，显示出川东北地区天然气勘探开发的良好前景。133.1.2、川东北海相碳酸盐岩储层基本特征 目前分公司在川东北地区海相碳酸盐岩发现的主要储集层位于石炭系中统至三叠系中统之间，在地层剖面上从上到下主要分布有六个含气组合，分别为雷一至雷二含气组合、嘉三至嘉五含气组合、嘉一至嘉二含气组合、飞一至飞三含气组合、上二叠统含气组合（长兴组）和下二叠统含气组合（茅口组和黄龙组）。14 该区雷一段至雷二段时为台地局限浅海海相至潮汐带沉积，雷二段为硬石膏与微晶白云岩互层，钻厚215322m。雷一段位白云岩、硬石膏互层；微晶灰岩，钻厚32.5101m。其中灰岩、白云岩可作气源岩，单位面积生气量低为3.84108m3/km2。川岳84井，雷一2亚段砂屑灰岩，全被两个世代的方解石胶结未见孔隙，裂缝不发育。川岳83井亮晶砂屑鲕粒白云岩，面孔率5%钻井中气显示差。川付85井雷一亚段粗结构岩不发育，孔洞缝不发育。本区雷口坡组自身的生气条件差，粗结构岩石薄，且溶蚀孔、洞不发育，难以形成天然气藏。（1）雷一段至雷二段含气组合15 嘉五段按岩性分为两个亚段，嘉五2亚段以膏岩层为主，嘉五1亚段岩性为微晶灰岩、砂屑灰岩与粉晶砂屑白云岩互层，粗结构岩石累计厚714m。川岳83井35243528m藻砂屑白云岩，局部面孔率高达25%。在川付85井嘉五段见砂屑白云岩厚3.0m，溶蚀孔、洞不发育。嘉四2亚段为硬石膏及盐岩层，嘉四1亚段为微晶白云岩，鲕粒白云岩、砂屑白云岩互层。川付85井见砂屑白云岩厚3.0m，无显示。川岳84井井深34263431m、34453448m砂屑白云岩及鲕粒白云岩、局部见溶孔、面孔率1020%，钻井中见弱气浸。（2）嘉三段至嘉五段含油气组合16 该区嘉一为大套灰岩，中下部夹砂屑灰岩、鲕粒灰岩及白云岩。嘉二段按沉积旋回可划分为三个亚段。嘉二3、嘉二1亚段为硬石膏岩及白云岩互厚。嘉二2亚段为白云岩、灰岩不等厚互层夹砂屑白云岩、砂屑灰岩。川岳83井嘉二2亚段砂屑白云岩，单层厚25m，累计厚度15.5m。井深40284043m、40584074m，岩性为砂屑白云岩、砂屑灰岩、生物灰岩及微晶灰岩，储层针孔较发育，21块岩心样品，平均孔隙度为2.2%。孔隙度大于3%的样品占总数的38%。其中4036.774039.33m砂屑白云岩裂缝发育，斜缝4060条/米，水平缝3040 条/米，解释为孔隙裂缝型气层。（3）嘉一至嘉二段含油气组合17 本区飞仙关组飞一至飞三段的沉积物为微晶灰岩，含泥质微晶灰岩不等厚互层。飞四段地层为闭塞海湾沉积环境。沉积物主要为硬石膏岩、紫红色泥岩，钻厚450482m。川岳84井飞一段底45914594m粉微晶灰岩，钻时降低，气 测 全 烃 异 常 明 显（1.0897.8%），泥 浆 密 度 由1.721.38g/cm3，槽 面 气 侵，取 心 井 段 4593.824597.8m，岩 心 平 均 孔 隙 度 1.08%，平 均 渗 透 率 为0.8410-3m2。（4）飞仙关组含气组合18 长兴期属台盆相，沉积物为微晶灰岩、含泥质微晶灰岩夹黑色泥页岩条带，与区域上的岩性差异大，与上覆飞仙关组分界困难，钻厚225276m。气源岩为灰岩，单位面积生气量8.988108m3/km2。粗结构岩石不发育，川岳84井、川付85井都见薄层砂屑、粒岩灰岩。（5）上二叠统含气组合19 本区仅残留茅二段（114m）为台地开阔浅海相沉积，岩性为灰色微晶灰岩、骨屑泥晶灰岩，介棘屑灰岩，绿藻屑灰岩及介屑骨屑灰质白云岩（化）细晶白云岩。其中灰岩为气源岩，有基质含量高且变化小，平均值为0.81%，生烃条件好，单位面积生气量19.1057108m3/km2。（6）下二叠统含油气组合203.1.4 典型井储层基本特征 普光2井位于四川省宣汉县境内，处于川东断带东北段双石庙普光NE向构造带上的一个鼻状构造。普光2井共发现气测异常显示342.66m/109层，其中下沙溪庙1m/1层，千佛崖组11m/7层，自流井组6m/4层，须家河组27.39m/15层，飞仙关组205.77m/65层，长兴组91.5m/17层，全为气层。主要目的层段为飞仙关组、长兴组气测异常显示活跃，主要集中在4个井段。（1）普光2井储层基本情况21普光1井和普光2井试气层段全岩心分析结果如下：表3-1-1 普光1井和普光2井试气层段岩屑全岩心分析数据井号井号井段（井段（m）矿物种类和含量（矿物种类和含量（%）粘土矿粘土矿物总量物总量（%）石英石英钾长石钾长石钠长石钠长石方解石方解石白云石白云石普光普光1井井5297.925306.100.7/0.562.434.61.85421.055429.350.7/17.478.21.6普光普光2井井5032.615041.561.9/1.197.0/4938.704948.100.3/2.395.81.64818.044827.840.7/39.757.71.94775.194784.480.8/3.288.24.7 普光1井和普光2井试气层段碳酸盐含量高（一般都在90%以上），碎屑岩及粘土矿物含量极低，试气层段属于碳酸盐储层 22（2）毛坝1井储层基本情况表3-1-2 毛坝1井气层基本参数层层 位位飞仙关组三段飞仙关组三段井段（井段（m）4324.04327.04331.04333.04337.04344.04349.04351.0钻厚（钻厚（m）3.02.07.02.0储层类型储层类型孔隙裂缝型孔隙裂缝型岩岩 性性深灰色泥晶云深灰色泥晶云岩、粉晶云岩岩、粉晶云岩灰色泥晶灰岩灰色泥晶灰岩灰灰-深灰色泥晶灰深灰色泥晶灰岩岩深灰色泥晶灰岩深灰色泥晶灰岩气测全烃（气测全烃（%）0.31893.755.07987.8916.64187.542.57987.5泥浆密度（泥浆密度（g/cm3）1.851.831.881.861.891.871.871.85泥浆粘度（泥浆粘度（s）91105727971787177测井解释测井解释类裂缝类裂缝1.8m类裂缝类裂缝2.0m类裂缝类裂缝3.5m、类裂缝类裂缝2.6m类裂缝类裂缝2.0m233.1.5 对储层的认识（1）川东北海相碳酸盐岩储层岩性多为灰色、深灰色溶孔白云岩，灰质白云岩，泥晶、粉晶白云岩、灰岩等。（2）储层非均质性强，除溶孔白云岩、粉晶白云岩孔隙度较高（一般2.6915.8%）外，不含溶孔和基岩致密的储层的孔隙度低，一般小于3%，如果天然裂缝发育，那么这类储层的初产能的高低很大程度上受天然裂缝发育程度的制约。（3）溶孔、天然裂缝发育的储层可形成较高的工业产能，如果经酸化压裂改造后，这类储层具有较大幅度提高产能的空间。24 （4）可划分为三类储层：类储层：孔隙度一般大于10%，溶孔、天然裂缝发育，钻井过程中气显示强烈，自然产能高；类储层：孔隙度为510%，溶孔、天然裂缝较发育，钻井过程中油气显示较强烈，自然产能较高；类储层：隙度较低（一般低于5%），有部分溶孔，天然裂缝发育程度一般，钻井过程中气显示明显，自然产能低。25我局在川东北地区碳酸盐岩储层的选层原则为：（1）施工层为溶孔白云岩、粉晶白云岩，泥晶白云岩或灰岩，但天然裂缝发育，并有较大厚度和分布面积的地层。（2）钻井过程中，有较强烈的气显示，如使用相对较低密度泥浆时槽面和气测的气显示强烈，而使用相对较高密度泥浆时，漏失泥浆较严重、量较大等油气显示层，且储层应有较大的厚度和分布面积。（3）电测井应有良好的气显特征和压裂发育特征，综合解释应为“含气层”以上级别。（4）压裂酸化施工井段及其顶、底层应是良好的油气遮挡层。263.2、岩石力学参数实验3.2.1 力学参数实验结果 表3-2-1 三口井（层）岩心样力学参数试验测定结果序序 号号123井井 号号毛开毛开1井井川岳川岳83井井川付川付85井井岩心样编号岩心样编号3 46/472 24/393105/117取样井深（取样井深（m）4154.13-4154.364596-4596.154864.86-4865.06岩岩 性性灰色微晶灰岩灰色微晶灰岩浅灰色白云岩、层理发育浅灰色白云岩、层理发育浅灰色微晶灰岩浅灰色微晶灰岩岩样密度（岩样密度（g/cm3）2.732.722.70抗压强度（抗压强度（MPa）98.6-11852.6-62121-129.2弹性模量弹性模量E50（103MPa）47-52.114.2-40.854.2-61.0泊松比泊松比500.38-0.460.10-0.350.38-0.49273.2.2、实验结果分析 毛开1井飞三段和川付85井长兴组岩样，在室内常温状态下，其抗压强度分别为98.6118MPa和121129.2MPa，如视其为变形压力或破裂压力，由此推算压裂酸化施工的井口压力将达到70100MPa。前述2口井的弹性模量和泊松比值均较高，证明岩心样的岩性致密且地层具有高的破裂压力。川岳83井飞二段岩样，地层层理发育，这样的地层压裂酸化施工时，泵注压力将相对较低，酸化压裂方案可相应简化。283.3、酸化压裂施工井基本认识 （1）以解除气层储层污染为主要目的井，一般采用基质酸化增产技术，其选用的酸液为胶束酸，所用酸液量一般相对较小，如罗家7井60m3、天东53井77m3，注酸强度一般控制在2.03.0m3/m，2口井均从油管内注入，施工排量较低为0.92.1m3/min，施工最高压力达到88.4MPa，2口井经酸化后均取得了很好的增产效果。（2）为了提高返排速度和残酸返排率，避免酸化反应产物沉淀的堵塞，提高酸化效果，应采取在施工中拌注液氮的助排措施，实施层内助排，并结合施工结束后快速开井排液的措施，从现场的施工结果来看，均取得了很好的助排效果。29（3）除了解除储层表皮和缝内深部的污染外，为了尽可能压开地层，扩大渗流面积，沟通更多的天然裂缝，进一步挖掘储层的增产能力为主要目的井则选用酸化压裂增产工艺，酸液多使用成熟胶凝酸，采用酸液量一般较大，如罗家1井120m3、七里14井100m3、龙会2井140m3、龙会5井120 m3、黄龙9井180m3。施工排量相对较高，最低为1.3m3/min，最高为4.0 m3/min，一般为2.03.5m3/min。施工压力（或设计压力）最高85MPa。从已经收集到测试资料看，这些井经过酸化后均取得了很好的增产效果。30 （4）对于预计施工压力较高的井，除在酸液中加入降阻剂外，还采用大直径油管（如88.9mm油管）内注入方式，以降低酸液摩阻压力及井口泵注压力。（5）针对储层产能较高、硫化氢含量较高的特点，为减少或消除提下管柱作业时的风险，常采用射孔酸化测试联作工艺实施酸化压裂施工。313.4、川东北地区储层改造技术适应性分析 川东北地区海相碳酸盐岩储层主要由不同类型的灰岩或白云岩组成，碳酸盐的含量占90%以上，储层溶孔、裂缝较发育，所以一般采用酸化（包括解堵酸化或压裂酸化）增产技术。对于这类储层的改造目的是为了解除钻井、完井过程中工作液造成的污染，突破污染带，以提高该井筒附近的渗透率，沟通较远处的天然裂缝；或者通过酸化压裂的方式形成具有较高导流能力的裂缝，增加油气的渗流面积，从而达到增加油气产量的目的。323.4.1、基质酸化 对于基质酸化及其增产作用表现下述两方面：（1）酸液进入孔隙或天然裂缝，与其中岩石颗粒或砂粒之间的胶结物反应溶蚀孔壁或裂缝壁面，增大孔径，提高地层渗透率。（2）酸液溶蚀孔道或天然裂缝中的堵塞物，破坏泥浆、水泥、岩石碎屑、化学沉淀等堵塞物的结构，使之与残酸一道排出地层，从而解除堵塞物的影响，恢复原有地层渗透率。333.4.2、压裂酸化（酸压）酸化压裂工艺技术是油气井增产的一项重要的工艺措施，目的在于用酸液溶解或排除井底周围的泥浆、水泥、铁的化合物、油层砂粒，以及水中悬浮物、固体颗粒、微生物等多种沉积物对储层的堵塞，恢复和提高油气流量及注入水在地层孔孔隙通道中的渗流能力。酸压施工中所采用的酸液类型一般根据岩类、岩性矿物成分及储层伤害情况并考虑油井条件及工艺实施难度进行选择。适合用于碳酸盐岩地层的酸液主要有胶束酸体系、降阻酸体系、泡沫酸体系、乳化酸体系和胶凝酸体系等类型。343.4.3、碳酸盐岩酸化机理研究 碳酸盐岩的主要矿物是方解石和白云石（如表3-4-2所示）。表3-4-2 碳酸盐岩的成分分类岩石名称岩石名称灰质含量（灰质含量（%）白云石含量（白云石含量（%）石灰岩石灰岩1009505含白云质灰岩含白云质灰岩9575525白云质灰岩白云质灰岩75502550钙质白云岩钙质白云岩50255075含钙质白云岩含钙质白云岩2557595白云岩白云岩509510035 碳酸盐岩的基本结构组分有：颗粒、微晶基质、亮晶胶结物和生物骨架。颗粒是一种在沉积盆地内由水动力作用、生物、生物化学、化学作用所控制的非正常化学沉淀的碳酸盐矿物的集合体。颗粒的类型有鲕粒、球粒、生物屑等（如图3-4-1）。图3-4-1 碳酸盐岩颗粒类型36 盐酸与碳酸盐岩的化学反应如下：2HCl+CaCO3（方解石）=CaCl2+H2O+CO2 4HCl+CaMg(CO3)2（白云石）=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2 生成产物CaCl2、MgCl2全部溶于残酸中，CO2除少量溶解于残酸外大部分以气泡形式分散在残酸中随排液过程脱离地层，并能起到助排的作用。酸与碳酸盐岩反应能在地层中形成小孔道，称为溶蚀孔洞。使用强酸时生成数量少、直径大的孔道；而使用弱酸则是产生大量的小孔径孔道。孔道长度可由几厘米至1米。酸化过程通常先用稀酸冲洗井筒，然后挤入酸液，最后注入足量的活性水或油类工作液将井内酸液顶入地层，并清洗地面及井内管线内的酸液。37 对于碳酸盐岩地层，储层增产改造自身实际上只能通过造缝的增产方法。造缝增产方式可以是水力压裂或压裂酸化（酸化压裂）。增产无伤害的储层，必须建立长而倒流能力高的流通通道。酸化压裂施工成功的两个关键因素是刻蚀裂缝的长度和导流能力。影响有效裂缝长度的因素是：（1）酸液滤失特征；（2）酸岩反应速度；（3）酸在裂缝内的流速。其中，影响裂缝长度的最主要因素为酸液滤失特征。383.5、酸液配方室内研究 酸液配方是酸化工艺技术一个必不可少的研究内容和环节。在对国内外碳酸盐岩储层酸化工艺技术广泛调研基础上，结合川东北地质研究成果，在室内先后开展了酸液添加剂单剂优选实验、酸液与添加剂配伍性实验、酸液整体配伍性、酸蚀能力以及酸液流动实验等实验研究评价工作。393.5.1、酸液类型的选择（1）酸液适应情况选择 表3-5-1 储层岩心溶蚀实验数据井号井号井段（井段（m）20%HCl25%HCl60906090普光普光1井井5297.925306.1094.0494.4895.5698.405421.055429.3596.1096.3696.4597.69普光普光2井井5032.615041.5691.3994.5691.6895.614938.704948.1095.1096.4295.5798.024818.044827.8492.7595.8993.0197.824775.194784.4893.2096.3894.2198.1540（2）酸液类型的确定 碳酸盐岩酸化主要采用以工业盐酸（HCl）配制酸液，针对井筒结构和气层特点，酸液必须具备缓蚀、缓速、酸蚀能力强、低伤害、易返排等特点；而压裂酸化用酸化液还必须具备较高粘度，一定的降滤失能力和深穿透等特点，因此结合川局在川东北地区使用酸液的经验，在川东北地区应用较成熟的酸液配方有胶束酸体系和胶凝酸体系。413.5.2、酸液配伍性试验（1）酸液与添加剂单项配伍性、稳定性试验 实验首先对空白酸液（未加任何添加剂的HCl）与各种添加剂进行单项评价，观察不同酸液与添加剂在室温下的配伍性。所选用的各种添加剂与盐酸的配伍性都较好，无沉淀、无分层现象，在一定的时间内，具有很好的稳定性，均可使用。42（2）酸液配方的配伍性、稳定性试验 表3-5-4 稠化酸体系配伍性实验结果盐盐 酸酸粘稳剂粘稳剂助排剂助排剂铁稳剂铁稳剂缓蚀剂缓蚀剂稠化剂稠化剂配伍性及稳定配伍性及稳定性实验结果性实验结果20%HClFR-5FR-12FR-8FR-11FR-13B形成均匀液体，形成均匀液体，常温放置常温放置4小小时后无分层、时后无分层、无沉淀，无沉淀，NE-21NE-10NE-9NE-6NE-5BFL4-6FL4-11FL4-7FL4-10FL4-343表3-5-5 胶束酸体系配伍性实验结果盐酸盐酸粘稳剂粘稳剂助排剂助排剂铁稳剂铁稳剂缓蚀剂缓蚀剂胶束剂胶束剂配伍性及稳定性配伍性及稳定性实验结果实验结果20%HClFR-5FR-12FR-8FR-11FR-9形成均匀液体，形成均匀液体，常温放置常温放置4小时小时后无分层、无沉后无分层、无沉淀淀FL4-6FL4-11FL4-7FL4-10FL4-14NE-21NE-10NE-9NE-6NE-12443.5.3、缓蚀剂性能评价 为了优选出适合于川东北地区的缓蚀剂，并确定其最佳用量，采用API N80油管钢片，按照部标SY5405-91进行了缓蚀性能对比实验。从实验室结果可以看出，在室温（20）和110条件下，三种缓蚀剂均能起到很好的缓蚀作用，腐蚀速率都小于30g/m2h，符合现场施工使用要求，且加量都在1.5%以内就可以获得良好的缓蚀效果。在相同实验条件下，其中FL4-10腐蚀速率最低、缓蚀率最高，缓蚀性能最好，NE-6缓蚀剂次之，因此，在酸液中采用1.5%FL4-10和1.5%NE-6系列缓蚀剂较好。45表3-5-9 铁离子稳定剂在酸液中稳定铁量盐酸盐酸（%）酸液总铁量酸液总铁量（mg/l）铁离子稳定剂类型及用量铁离子稳定剂类型及用量PH=3.5时稳定时稳定铁量（铁量（mg/l）稳定铁百稳定铁百分数分数（%）类型类型用量（用量（%）103500FL4-71.0270077.11.5301086.02.0318090.8FR-81.0266076.01.5315085.12.0331088.8NE-91.0268076.61.5318083.72.0332089.43.5.4、铁离子稳定剂性能评价46 由实验结果看出，在PH=3.5条件下，三种铁离子稳定剂均能较好地稳定酸中的铁离子，其中1.5%FL4-7稳定铁量达86%，1.5%FR-8稳定铁量为85.1%，1.5%NE-9稳定铁量为83.7%。实验结果表明，浓度为1.5%的FL4-7和FR-8两种铁离子稳定剂具有良好的控制铁离子沉淀的能力，控制率在80%以上，其用量为1.5%为宜。473.5.5、粘土稳定剂性能评价表3-5-10 粘土稳定剂的性能评价结果 粘稳剂粘稳剂 项项 目目FL4-6 NE-21FR-5用量，用量，%1.01.52.01.01.52.01.01.52.0防膨率，防膨率，%758185738083788284 加入粘土稳定剂后，岩粉的膨胀率均有所降低，防膨率都较好，其中FL4-6和FR-5粘土稳定剂的防膨率较高，用量为1.5%时，其防膨率都在80%以上。可选用FL4-6或FR-5作为防膨剂，用量为1.5%。48表3-5-11 酸液配方的表面张力测定结果（室温）类类型型酸酸 液液 配配 方方表面张力表面张力（mN/m）鲜酸鲜酸残酸残酸稠稠化化酸酸20%HCl3.0%FL4-31.5%FL4-101.5%FL4-71.5%FL4-61.0%FL4-1124.229.820%HCl3.0%NE-5B1.5%NE-61.5%NE-9 91.0%NE-10 01.5%NE-2126.332.5降降阻阻酸酸20%HCl3.0%FL4-131.5%FL4-101.5%FL4-71.5%FL4-61.0%FL4-1123.829.320%HCl3.0%NE-111.5%NE-61.5%NE-9 91.0%NE-10 01.5%NE-2125.731.2胶胶束束酸酸20%HCl l3.0%FL4-141.5%FL4-101.5%FL4-71.5%FL4-61.0%FL4-1123.128.720%HCl l3.0%NE-121.5%NE-61.5%NE-9 91.0%NE-10 01.5%NE-2124.830.33.5.6、助排剂性能评价49 3.5.7、酸液胶凝剂性能评价实验表3-5-12 胶凝剂增粘性能评价结果（30）胶凝剂胶凝剂 参数参数FL4-3（乳液）（乳液）NE-5B（固体）（固体）FR-13B（乳液）（乳液）用量，用量，%02.03.000.50.802.03.0粘度，粘度，cP1.425.634.81.422.535.21.423.032.650表3-5-13 胶凝酸粘温特性胶凝剂胶凝剂 不同温度下酸液粘度（不同温度下酸液粘度（mpa.s）30901203.0%FL4-334.830.222.43.0%FR-13B32.627.420.30.8%NE-5B35.230.022.851 实验结果表明，以上三种胶凝剂在盐酸溶液中均具有良好的增粘性和酸液缓速能力，可大幅度降低酸岩反应速率，并且在使用温度下随着温度的升高胶凝酸还具有一定的粘度下降率，利于施工后残酸的迅速返排。综合胶凝剂的增粘性能和粘温特性两个性能参数，胶凝剂FL4-3和NE-5B的性能最好。52 表3-5-14 川岳83井岩心胶凝酸酸化实验岩心编号岩心编号井段（井段（m）层位层位酸化前岩心渗酸化前岩心渗透率透率K110-3m2酸化后岩心渗酸化后岩心渗透率透率K210-3m2渗透率渗透率增加倍数增加倍数145694570.15飞仙关组飞仙关组56.22398.007.08245694570.15飞仙关组飞仙关组37.86349.009.2234154.14154.4飞仙关组飞仙关组42.37262.006.1844154.14154.4飞仙关组飞仙关组21.52198.009.20 实验结果表明，胶凝酸配方对于碳酸盐岩储层具有显著的酸化改造效果。酸化后渗透率均有大幅度的增加，岩心渗透率改善倍数最高达9.20倍，所以胶凝酸体系能够满足川东北碳酸盐岩储层压裂酸化的需要。3.5.8、酸液岩心流动实验533.5.9、酸液配方的确定 （1）胶凝酸配方 20%HCl 3.0%FL4-3（胶 凝 剂）1.5%FL4-10（缓 蚀 剂）1.5%FL4-7（铁离子稳定剂）1.5%FL4-6（助排剂）1.0%FL4-11（粘土稳定剂）20%HCl3.0%NE-5B（胶凝剂）1.5%NE-6（缓蚀剂）1.5%NE-9（铁离子稳定剂）1.0%NE-10（助排剂）1.5%NE-21（粘土稳定剂）（2）胶束酸配方 20%HCl 3.0%NE-12（胶 束 剂）1.5%FL4-10（缓 蚀 剂）1.5%FL4-7（铁离子稳定剂）1.5%FL4-6（助排剂）1.0%FL4-11（粘土稳定剂）20%HCl3.0%FL4-14（胶束剂）1.5%NE-6（缓蚀剂）1.5%NE-9（铁离子稳定剂）1.0%NE-10（助排剂）1.5%NE-21（粘土稳定剂）543.6、酸化压裂工艺技术调研3.6.1、酸化压裂工艺技术现状（1）前置液酸压工艺技术（2）稠化酸酸压工艺技术（3）闭合酸化工艺技术（4）多级交替注入+闭合酸化组合工艺技术（5）降滤失酸酸压工艺技术553.6.2、推荐酸压改造的工艺技术（1）解堵酸化工艺技术 酸液配方宜采用在川东北地区应用成熟的胶束酸液。注酸强度在24m3/m层厚，施工排量控制在1.52m3/min，总注酸时间应以活性酸注入地层后变成残酸的时间来确定，即在施工保持一定排量基础上，当前沿酸浓度降为残酸浓度使施工结束。一般注酸时间控制在30min以内，并能立即开井放喷排液，强化排液措施，这样可以有效的缩短排液时间，减少残酸对地层的污染，提高酸化效果。56（2）稠化酸酸压技术 稠化酸酸液宜采用各项性能较好的胶凝酸。胶凝酸具有较高的粘度和稳定性，酸反应速度较慢，穿透距离大，酸化后能形成最终导流能力较高的裂缝。在稠化酸酸压作业中注酸强度为4.010.0m3/m，施工排量控制在2.04.0m3/min，总注酸时间应以活性酸注入地层后变成残酸的时间来确定，即在施工保持一定排量基础上，当前沿酸浓度降为残酸浓度使施工结束。一般注酸时间控制在60min以内，并能立即开井放喷排液，强化排液措施，这样可以有效的缩短排液时间，减少残酸对地层的污染，提高酸化效果。573.7、酸化压裂施工优化设计 酸化压裂优化设计是酸化压裂施工的指导性文件，在施工前进行科学的酸压设计，已成为必不可少的重要一环。酸压优化设计的基本思想是从地层条件出发，以最佳的酸化效果为目标，通过调整酸液用量、酸液类型、施工排量等施工参数，设计出既能得到最佳酸压增产效果又能确保施工顺利进行的最优施工方案，从而提高施工效率和成功率，以最低的施工成本取得最大的经济效益。583.7.1、施工方案优化（1）酸液量优化 对于常规酸化，一般选用注酸强度为1.03.0m3/m。而对于压裂酸化，由于施工排量大，则采用酸液量相对较大，一般3.06.0m3/m。59 （2）施工泵压、排量优化 通过对比分析优化：川东北地区深井进行酸化压裂施工时，应采用88.9mm或101.6mm的油管中注入酸液，由于油管内径较大，可以减少酸液在油管流动时的摩阻，由此可降低施工泵压，以保证3.04.5m3/min的施工排量，同时也可以减少施工设备的配置量，提高顺利完成酸压施工的成功率。60（3）排液措施优化 排液是酸压改造的重要环节，如不及时排出残酸，就会产生二次沉淀，堵塞裂缝和孔隙通道，降低裂缝导流能力，影响酸压改造效果。所以酸化后应及时排液，据统计，川东北地区气井酸压后常采用的排液措施主要是：开井排液初期适当控制地排液，目的是不使压裂缝急剧闭合，利于酸蚀地层形成的不溶固相物、微粒排出裂缝；中后期应以较快的速度排完地层内残酸，减少残酸对地层的污染。为了提高残酸的返排速率，则需采取一定的助排措施，例如采取抽汲、气举或泵注液氮等助排措施，以提高残酸的返排率。613.8、酸化压裂配套工艺技术3.8.1、酸化施工原则 川东北海相碳酸盐岩气藏酸化设计指导原则：酸压措施为主，通过优化酸压设计，力求最大程度解除地层污染，沟通天然裂缝，改善地层渗流条件，恢复原始产能。623.8.2、完井酸化管柱 （1）永久式封隔器：封隔油层套管，是完井管柱中的重要工具，使其上部套管在完井作业及开采期间不承受高压和腐蚀。（2）滑套作为压井、酸化、替喷、排液等作业的循环通道。或座放短节内下入堵塞器后，不能取出时，打开它建立循环及采气通道。（3）座放短节（或球座）：用于座放井下测试仪器；或者封堵油管层。（4）井下安全阀：遇紧急情况时，可在井下关井，以保证气井的安全生产。（5）油管伸缩器：依靠盘根密封，可自由上下活动，以补偿因井内温度、压力等效应产生的变化导致管柱伸长或缩短的行程，避免管柱变形。633.8.3、射孔酸化测试联作工艺 川东北海相碳酸盐岩气藏普遍富含硫化氢，由于硫化氢是一种腐蚀性的有毒气体，因此对于高酸性气井来说，要尽量减少起下管柱次数，对于井深普遍大于3500m的海相碳酸盐岩气藏来说，实现射孔酸化测试联作具有非常重要的意义。由于该工艺只需下一次管柱，因此能大大节约试油费用、缩短试油周期；同时减少了压井次数，更加有利于保护地层；也大大降低了硫化氢溢出的安全风险。使用永久式封隔器完井管柱加装射孔枪，完成射孔酸化测试联作工艺，工艺流程如下：（1）下入管柱，校深定位；（2）座封封隔器；（3）加压引爆射孔；（4）高压挤酸；（5）开井放喷测试。643.8.4、液氮拌注工艺 高酸性气井对排液的要求比常规气井更高，必须把绝大部分残液排出地层。室内实验表明，残酸对地层有一定伤害，不适合长时间滞留地层；而且如果排液不力，残酸滞留井底将会加速油套管腐蚀，所以液体返排尤其重要。高挤酸液阶段混注的液氮随高压液流泵入地层，在开井放喷前成压缩状态；开井后，随压力降低地层中氮气开始膨胀，推动液体进入井筒，从而起到助排作用。在酸化中混入一定的液氮除了助排的作用外，还具有一定的降滤、转向和缓速的作用。混气前置酸液将优先占据高渗孔道，在其中憋起高压，阻止酸液沿高渗方向突进，使酸液转向达到层内转向的目的。而且，氮气与岩面接触替代了酸液位置，减少了酸岩有效接触面积，起到了一定的缓速作用。653.8.5、设备配套技术 测试中心具备了对5500m以内的井，一次性注入260m3酸液的大型酸化压裂施工的能力。表3-8-1 酸化压裂设备设备名称设备名称数量数量规格型号规格型号启用日期启用日期新度系数新度系数皇冠压裂车皇冠压裂车4STP-22502001.110.9皇冠压裂车皇冠压裂车4STP-22502005.111.0皇冠仪表车皇冠仪表车1STC-00042001.110.7皇冠混砂车皇冠混砂车1STL-1002001.110.7万国压裂车万国压裂车6FT1600CH1985.12万国仪表车万国仪表车1FT1600CH1985.12万国混砂车万国混砂车1FT1600CH1985.121050型压裂车型压裂车4NC5200TYL-10502000.020.6压裂管汇压裂管汇1105MPa1997.120.5皇冠撬装管汇皇冠撬装管汇1100MPa2001.110.7酸化灌注车酸化灌注车1斯太尔斯太尔JSJ5160GGZ2005.080.95运酸车运酸车1斯太尔斯太尔JSJ5081TJC/EQ-1402004.120.95混砂车混砂车1奔驰奔驰SSJX5240TH2102004.120.95665、下步工作安排（1）全程跟踪毛坝1井现场试验，并进行分析总结，找出在酸液配方、施工工艺和设备配套方面存在的不足，在此基础上，进一步完善酸液配方、酸压施工工艺技术和酸压设备配套技术。（2）如果条件允许，继续寻找其他试验井，开展现场试验。（3）编写项目成果报告，准备评审验收。67 第六章、存在问题与解决办法及建议6.1、存在问题（1）到目前为止，还没有找到合适的井进行现场试验，这将影响项目的顺利完成。（2）由于储层高温高压，地层的破裂压力较高，再加上天然气中硫化氢的含量较高，预计酸压施工的难度较大，在施工安全和设备配套方面需要予以足够的重视。68 6.2、解决办法（1）针对川东北海相碳酸盐岩储层高温高压的特点，酸压施工时压开地层的难度大，在大型酸压施工前应对储层进行试破或小型测试酸压等预处理，以获得储层酸压的相关参数，在此基础上优化后续大型酸压施工，提高酸压施工的成功率。（2）现场试验井仍是一个急需解决的问题，中石化在川东北地区可供酸压施工的井只有普光2井和毛坝1井。普光2井可能将于今年第四季度由中原油田负责施工，我们可以去现场参观学习，对收集到的施工资料进行分析研究。另外，由于毛坝1井仅露出上部1.9m含气井段，其余25.1m井段（气层12.1m）已被填埋，中石化领导专家要求完善井内条件，处理出井内永久式封隔器，对被埋气层井段进行修井作业后，再确定酸压施工方案。至少要到2006年春季才能对毛坝1井开展酸化压裂施工，如果把毛坝1井作为本项目的试验井，则项目的完成时间需推后，具体时间有待确定。6970