二氧化碳对塔河油田裂缝性储层酸岩反应的影响研究
王洋1, 袁清芸2, 赵兵1, 方裕燕1, 秦飞1     
1. 中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院, 新疆乌鲁木齐 830011;
2. 中国石化西北油田分公司勘探开发研究院, 新疆乌鲁木齐 830011
摘要: 为提高塔河油田裂缝性油藏的酸压改造效果,研究了CO2对裂缝性油藏酸岩反应影响的问题。利用自主研制的裂缝性储层酸岩反应仪,基于网状裂缝模型,对考虑CO2影响的不同类型、不同黏度和不同浓度酸液的酸岩反应情况进行了试验评价。试验得出:随着回压增大,酸岩反应产生的CO2转变为超临界态后大量溶于酸液中,酸液流动阻力大幅降低,酸蚀量增大;与胶凝酸及Ⅰ型地面交联酸相比,HCl质量分数为20%的Ⅱ型地面交联酸滤失量小、黏度高,受CO2影响最大,酸岩反应最慢,有利于实现裂缝性储层深穿透酸压的目的。Ⅱ型地面交联酸在YJY井重复酸压中进行了现场试验,与该井应用胶凝酸的首次酸压效果相比,液体效率大幅提高,酸蚀缝缝长大幅增加,压裂后累计产油1.2×104 t,增油效果显著。研究表明,超临界CO2有助于降低酸液流动阻力,提高酸液深穿透能力,提高塔河油田裂缝性储层酸压改造效果。
关键词: 裂缝性储集层     酸化压裂     超临界     二氧化碳     酸岩反应     塔河油田    
Experiment Research on the Effect of CO2 on Acid-Rock Reactions in Fractured Reservoirs
WANG Yang1, YUAN Qingyun2, ZHAO Bing1, FANG Yuyan1, QIN Fei1     
1. Petroleum Engineering Technology Research Institute, Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang, 830011, China;
2. Exploration and Development Research Institute, Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang, 830011, China
Abstract: To enhance acid fracturing performance in fractured reservoirs in the Tahe Oilfield,research has been conducted to highlight the impact of CO2 on acid rock reactions in such reservoirs.By using independently developed acid rock reaction instruments and a fracture network model,tests were conducted to study the impact of CO2 on acid rock reactions with different acids,viscosity and concentration.Test results showed that flow resistance of acid may decrease sharply as CO2 generated during acid rock reaction become supercritical,then dissolve in acid massively as back pressure increases.Compared with gelled acid and Type I surface cross-linked acid,Type II surface cross-linked acid with concentration of 20% has less filtering loss,higher viscosity and susceptibility to CO2 and lower acid rock reaction speed.This kind of acid may facilitate acid fracturing to achieve deep penatration in fractured reservoirs.A pilot test was conducted for Type II surface cross-linked acid in the acid refracturing of the Well YJY.Compared with the primary acid fracturing with gelling acid,both fluid efficiency and fracture length increased dramatically.With cumulative oil production of 1.2×104 t after refracturing,productivity enhancement performance has been observed.So research results showed supercritical CO2 could effectively reduce flow resistance of acid,enhance acid penetration and promote the performance of acid-fracturing of fractured reservoirs in the Tahe Oilfield.
Key words: fractured reservoir     acid fracturing     supercritical     carbon dioxide     acid rock reaction     Tahe Oilfield    

塔河油田托甫台、跃进、玉北等区块碳酸盐岩油藏裂缝性储层非均质性强,天然裂缝发育,酸压过程中酸液在流入主裂缝的同时也会大量进入天然裂缝网络中,导致液体效率大幅降低,严重影响酸液的深穿透效果[1-6]。塔河油田裂缝性储层的温度(120~160 ℃)和临界压力(80.0 MPa)远高于CO2的临界温度(31 ℃)和临界压力(7.4 MPa),地层条件下酸岩反应产生的超临界CO2会影响酸蚀裂缝的压力分布及酸岩反应过程[7],国内外学者主要对酸液在裂缝性储层中的滤失规律及CO2对酸液滤失的影响进行了研究:O.Izgec 等人[8]提出了预测酸液在裂缝网络中推进的分析方法,认为酸液滤失主要发生在主裂缝中,在裂缝交叉处滤失量最大;郭建春等人[9]建立了蚓孔扩展及滤失模型,提出了计算裂缝性油藏酸液滤失量的方法;M.K.R.Panga等人[10]建立了考虑裂缝延伸、缝内温度、酸岩反应及缝内游离态CO2影响的碳酸盐岩储层酸液滤失量计算模型,游离态CO2的存在使缝内净压力升高,增大了酸液与岩石壁面的接触面积,减少了酸液的滤失量。但上述研究没有同时考虑天然裂缝和CO2对酸岩反应的影响。为此,笔者利用自主研制的裂缝性储层酸岩反应仪,通过设定不同的回压改变CO2在酸液中的赋存状态,获取塔河油田碳酸盐岩裂缝性储层酸岩真实反应情况的信息,分析了CO2对裂缝性储层酸岩反应的影响机理,以期为优选深穿透酸液和酸压工艺提供依据。

1 酸岩反应试验设计 1.1 试验设备

笔者自主研制了裂缝性储层酸岩反应仪,该仪器由驱替泵、中间容器、岩心夹持器、围压泵、回压泵、压力计和烧杯等组成(见图 1)。进行试验时,用岩心夹持器中的岩板模拟塔河油田天然网状裂缝性储层;通过调节驱替泵和回压泵的泵压,改变CO2在裂缝中的流动相态,分析不同相态CO2对裂缝性储层酸岩反应的影响。

图 1 裂缝性储层酸岩反应仪的基本组成 Fig.1 Basic components of acid rock reaction instrument for fractured reservoirs
1.2 网状裂缝模型

根据塔河油田裂缝性储层具有天然裂缝密度大(>10条/m)、尺度大(宽度以1.0~3.0 mm为主)、角度大(中高角度裂缝发育)的特点,在由地层岩心制成的碳酸盐岩岩板上,用专用切割工具制作网状裂缝模型,如图 2所示(图 2中,红色、蓝色和紫色线条分别表示宽度为3.0,2.0和1.0 mm的裂缝)。

图 2 网状裂缝模型示意 Fig.2 Fracture network model
1.3 酸液的选择

为降低酸液在天然裂缝中的滤失量,塔河油田裂缝性储层在酸压作业时选用了稠化酸体系。胶凝酸、Ⅰ型地面交联酸和Ⅱ型地面交联酸是塔河深穿透酸压作业常用的稠化酸体系,因此选用上述3种酸液进行试验。胶凝酸配方为20.0%HCl+0.7%胶凝剂+2.0%缓蚀剂+1.0%铁离子稳定剂+1.0%破乳剂+1.0%助排剂;Ⅰ型地面交联酸配方为20.0%HCl+0.7%稠化剂+2.0%缓蚀剂+1.0%破乳剂+1.0%铁离子稳定剂+2.0%交联剂;Ⅱ型地面交联酸配方为20.0%HCl+1.0%稠化剂+2.0%缓蚀剂+1.0%破乳剂+1.0%助排剂+1.0%铁离子稳定剂+4.0%交联剂。

高温条件下Ⅰ型地面交联酸的黏度略低于Ⅱ型地面交联酸。其中,在温度140 ℃、剪切速率170 s-1条件下剪切120 min后,Ⅰ型地面交联酸和Ⅱ型地面交联酸的黏度分别为70 和96 mPa·s。

1.4 试验方案

试验温度120 ℃,通过驱替泵控制注入压力,设置初始注入压力比回压高0.6 MPa,通过改变回压来控制CO2的流动相态,分别在远低于临界点(回压1.0和2.0 MPa)、临界点附近(回压4.0和6.0 MPa)、远高于临界点(回压8.0和10.0 MPa)3种不同压力条件下,利用酸蚀量和注回压差(注入压力和回压的差值,注回压差越大表明酸蚀裂缝越窄,注回压差越小表明酸蚀裂缝越宽)来分析不同相态CO2对酸岩反应的影响。

2 试验结果分析 2.1 不同酸液条件下CO2对酸岩反应的影响 2.1.1 地面交联酸

在回压1.0~10.0 MPa条件下,进行了CO2对Ⅰ型地面交联酸酸岩反应的影响试验,酸蚀裂缝形态的对比情况如图 3所示,酸蚀量、注回压差随回压的变化曲线如图 4所示。

图 3 不同回压下Ⅰ型地面交联酸的酸蚀裂缝形态 Fig.3 Fracture pattern with Type I surface cross-linked acid corrosion under a different back pressure
图 4 酸蚀量和注回压差随回压的变化曲线 Fig.4 Acid corrosion rate and injection pressure change under a different back pressure

图 3可知,不同回压下酸液在裂缝中的流动均具有选择性,宽裂缝中酸液流量大,酸岩接触面积大,酸蚀后裂缝宽度和深度的变化明显大于窄裂缝。

图 4可知:

1) 随着回压增大,岩板酸蚀量增大,注回压差降低。临界点之前,酸岩反应产生的CO2气体随注入压力升高而逐渐被压缩,流动阻力降低,因此注回压差降低;临界点之后,气态CO2变为超临界流体并迅速溶于酸液中,混合溶液流动阻力小于气态CO2,导致注回压差进一步降低。

2) 酸蚀量在临界点之前变化不大,临界点过后酸蚀量快速增大。其主要原因是超临界态CO2大量溶解于酸液中,酸液进入微细裂缝的能力增强,与碳酸盐岩壁面的接触面积增大,导致酸蚀量增大。

2.1.2 胶凝酸

在回压2.0~10.0 MPa条件下,进行了CO2对胶凝酸酸岩反应的影响试验,酸蚀裂缝形态对比情况如图 5所示,酸蚀量和注回压差随回压的变化曲线如图 6所示。

图 5 不同回压下胶凝酸的酸蚀裂缝形态 Fig.5 Fracture pattern with gelling acid under a different back pressure
图 6 酸蚀量和注回压差随回压的变化曲线 Fig.6 Acid corrosion rate and injection pressure change under a different back pressure

图 5可知,胶凝酸的反应速度和酸蚀量远大于地面交联酸,特别是入口处的酸蚀效果明显,不利于实现深穿透[11]

图 6可知:CO2对胶凝酸与地面交联酸注回压差、酸蚀量的影响规律相似,即随着回压升高,酸蚀量增大,注回压差降低。临界点前酸岩反应产生的CO2气体被压缩,降低了酸液流动阻力,酸蚀量增大,注回压差降低;临界点后超临界CO2溶于酸液中,使酸液通过微小裂隙的能力大幅增强,酸蚀量大幅上升,酸蚀裂缝宽度快速增大,注回压差降低明显。

2.2 不同黏度酸液条件下CO2对酸岩反应的影响

在回压为8.0 MPa、初始注入压力为8.6 MPa的条件下,对比了Ⅰ型地面交联酸和Ⅱ型地面交联酸的酸岩反应情况(这两种地面交联酸在140 ℃温度下的剪切黏度分别为70 和96 mPa·s)。

对比试验结果表明,Ⅰ型地面交联酸的酸蚀量(0.32 g/cm2)大于Ⅱ型地面交联酸,Ⅰ型地面交联酸的注回压差(0.062 MPa)低于Ⅱ型地面交联酸,且酸液黏度越大,注回压差越高,酸蚀量越小。分析认为,随着酸液黏度增高,酸液在微细裂缝中的流动阻力大大升高,酸液的传质速度降低,导致酸岩反应速度降低,酸蚀量变小。因此,为提高酸液的穿透深度,应选择黏度较高的Ⅱ型地面交联酸。

2.3 不同酸液浓度条件下CO2对酸岩反应的影响

在回压为8.0 MPa条件下,采用HCl质量分数分别为10%、15%和20%的Ⅱ型地面交联酸,进行了CO2对酸岩反应的影响试验,结果见表 1

表 1 不同酸浓度Ⅱ型地面交联酸的酸蚀量和注回压差 Table 1 Acid corrosion rate and injection pressure change with a Type II cross-linked acid of different concentration
w(HCl) 酸蚀量/(g·cm-2) 注回压差/MPa
10 1.18 0.240
15 1.29 0.100
20 1.58 0.048

表 1知,随着HCl质量分数由10%上升至20%,酸蚀量逐渐增大,注回压差逐渐降低。分析认为,随着HCl质量分数增大,酸液中盐酸电离度减小导致H+扩散系数增大,地面交联酸的酸岩反应速度变快,酸蚀量明显增大。因此,选择HCl质量分数为20%的地面交联酸,可提高裂缝壁面的刻蚀效果和导流能力。

3 现场试验

塔河油田跃进区块奥陶系油藏天然裂缝极为发育,前期在采用胶凝酸酸压工艺改造时存在以下问题[12]:1)天然裂缝滤失明显,液体效率低(平均液体效率为18.5%),酸蚀缝短(酸蚀缝平均长80.0 m);2)压裂后油井自喷期短,累计产油量低(平均累计产油量为1 200 t)。为此,在该区块YJY井进行了Ⅱ型地面交联酸酸压试验。

YJY井奥陶系储层埋深7 200.00 m,成像测井资料显示天然裂缝发育。该井首次酸压时采用了胶凝酸,但储层改造效果不佳,酸液滤失量大,液体效率低(18.6%),压裂后产油量低(8.0 t/d)。根据上述室内研究结果,该井应用了滤失量小、黏度高、酸岩反应速度慢的Ⅱ型地面交联酸进行重复酸压,最大排量为6.5 m3/min,最高泵压为91.0 MPa。酸压后的拟合结果显示,与胶凝酸相比,Ⅱ型地面交联酸液体效率明显提高(提高了14.0%),酸蚀缝明显增长(增长了32.0 m)。该井酸压后初期油压21.0 MPa,日产油31.0 t,累计产油1.2×104 t,增油效果显著。

4 结论及建议

1) 随着酸岩反应产生的CO2由气态向超临界态转化,CO2大量溶于酸液中,酸液流动阻力大幅降低,进入微裂缝能力增强,酸蚀量明显增大。

2) 室内试验结果表明,HCl质量分数为20%的Ⅱ型地面交联酸黏度高,酸岩反应最慢,是塔河油田裂缝性储层深穿透酸压的首选酸液。

3) 针对目前无法准确描述裂缝在酸岩反应前后表面形态变化情况的不足,建议采用CT扫描技术与数字化技术相结合的方法,进一步研究酸液在天然裂缝网络中的酸岩反应速度。

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文章信息

王洋, 袁清芸, 赵兵, 方裕燕, 秦飞
WANG Yang, YUAN Qingyun, ZHAO Bing, FANG Yuyan, QIN Fei
二氧化碳对塔河油田裂缝性储层酸岩反应的影响研究
Experiment Research on the Effect of CO2 on Acid-Rock Reactions in Fractured Reservoirs
石油钻探技术, 2017, 45(1): 78-82.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(1): 78-82.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201701014

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收稿日期: 2016-07-13
改回日期: 2016-12-10

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