水平井分段酸压工艺在大牛地气田的应用

1水平井分段酸压工艺在大牛地气田的应用王群来（中石化华北石油局井下作业公司）摘要：伴随着大牛地气田勘探开发力度的加大，2012年，华北局、分公司在牛地气田开展了水平井酸压工艺应用研究，筛选了酸酸压工艺、地面交联酸酸压工艺及胶凝酸酸压工艺进行研究，结合前期酸压研究的成果，在高产区块的马五1、马五5主力气层进行了5口井水平井试验，取得较好的改造效果。本论文就这三种酸压工艺的特点进行了简述，结合现场应用遇到的问题及改造效果进行分析，为今后大牛地气田的水平井分段酸压改造提供重要的施工依据。关键词：马五层酸压工艺转向酸交联酸胶凝酸水平井压裂1前言鄂尔多斯盆地古生界具有多层次含气和发育多种类型天然气藏的特点，具备形成大型、特大型气田的基本条件。上古生界海－陆过渡相、陆相含煤岩系和下古生界海相碳酸盐岩系是主要的含气领域。下古生界的勘探主要集中在奥陶系风化壳，已发现的中部气田是受古构造、岩相古地理及岩溶古地貌制约的地层－岩性复合圈闭的隐蔽气藏，气藏的分布与奥陶系顶部风化壳密切相关，探明的天然气储量均分布在古岩溶最发育的奥陶系顶部30～70米范围内。下古生界资源量650亿方，截止目前为止，奥陶系风化壳马五1、2段提交控制储量43.78亿方，马五1、2、4、5段提交预测储量315.1亿方。盆地奥陶系马五段气层物性在横向上和纵向上均较具明显的非均质性，总体表现为在低渗透背景，局部具有中、高渗透区域，层间差异明显。塔巴庙地区位于盆地东北部，区内奥陶系岩石类型众多，储层物性明显受岩性控制，灰岩类、膏岩类孔隙度平均值0.48%～1.4%，渗透率（0.07～0.569）×10-3m2，不能作为有效储层；含泥（膏、灰）云岩等非云质组分较多的岩类，孔隙度平均值0.85%～1.17%，渗透率（0.14～0.34）×10-3m2，为物性较差的储层；云岩类孔隙度平均值3.0%～10.23%，渗透率（1.32～16.29）×10-3m2，为较好的储层。据大牛地气田马五岩芯分析的资料统计表明，马五储层孔隙度主要分布在1～4％之间，最大值为14.0%，最小值为0.2%，孔隙度平均值为2.76%；渗透率主要分布在0.01～0.48×10-3m2之间，最大值为176×10-3m2，最小值为0.005×10-3m2，平均渗透率小于0.5×10-3m2。从表1-4的测井资料数据来看，孔隙度平均值为4.42%；平均渗透率0.55×10-3m2。近年，伴随着勘探开发力度的加大，大牛地气田上古界的动用储量迅速增大，寻找资源更替形势紧迫；为此，对下古界酸压工艺及产层选择上进行了一系列的研究，取得了一定成效，勘探出了D12-36、大98、D66-52等一批高产井，找到了D12、D66、D61等高产区块。根据大牛地气田实际情况及水平井酸压工艺的优点，局、分公司领导勇于创新、积极引进新的酸压工艺及水平井酸压技术，根据马五层不同层位岩性的不同，针对马五1、马五5主力气层开展水平井酸压研究。目前在大牛地气田进行了4口水平井分段酸压技术研究，取得了较好效果。本论文就大牛地气田水平井分段酸压所采用的转向酸酸压工艺、地面交联酸酸压工艺及胶凝酸酸压工艺各自的工艺特点、施工中2遇到的问题及改造效果进行探讨，为今后大牛地气田的水平井分段酸压改造提供重要的施工依据。二、大牛地气田酸化压裂现状目前，大牛地工区块共进行了90余口常规井的酸压研究及5口水平井的酸压应用，在酸压工艺上形成了以稠化酸酸压工艺、多级注入酸压工艺、多级注入加砂酸压为主的三大酸压工艺，同时，试验了转向酸酸压工艺、地面交联酸酸压工艺。在直井酸压方面，分别在D12、D61、D66区块进行了7、14、22口井的酸压研究，取得了较好的成果，在其余区块共进行了46口井的试验，找出了部分高产井。在取得了上述成果的基础上，开展了水平井酸压工艺研究，目前已改造5口井，统计出来产能的4口井中，均获得较好的改造效果，尤其是PG3井，获得了10.7773万方/天的无阻流量，为大牛地工区目前马五层产能最高的井。在岩性方面，主要开展了灰色白云岩、灰黑色灰岩的研究，也取得了较好的效果。三、水平井酸压工艺及应用效果分析2.1转向酸酸压工艺2.1.1转向酸作用机理在大牛地气田，通过采用上述三种常见的酸压工艺，取得了一定效果，但这些工艺也存在一些不足；采用的稠化剂都含有聚合物成分，在酸液注入过程中可能在岩石壁面形成部分聚合物滤饼，这样一方面可以降低酸岩反应速率，同时，降低酸液的滤失速率，但另一方面可能在岩心壁面形成堵塞，降低储层的渗透率，进而影响酸化压裂改造的效果。而转向酸可以有效地克服这一难题，采用的是粘弹性表面活性剂，既能较好地解决酸液自转向问题，又能有效减少对储层的伤害，提高酸压效果。转向酸压工艺具有三大优点，①基础配方性能优异均衡；主要体现在缓速性能、缓蚀能力、表面张力、界面张力、鲜酸粘度及残酸粘度均能达到要求的标准；②转向性能好，转向可靠率高，转向效果好；③对储层伤害低，添加剂残留低、残酸粘度低、残酸伤害低。图2-115%空白盐酸多岩心流动实验国外针对转向酸和普通酸工艺特点进行了研究，图2-1是国外不同酸液转向效果对比-多岩性流动试验。3图2-1是在65.5℃下，15%空白盐酸多岩心流动实验结果，酸液只穿透了3块岩心（渗透率差2：1）中的1块高渗透率岩心，另2块岩心仅穿过10%，压降极微且不持续。图2-215%VES转向酸多岩心流动实验图2-2是在65.5℃下，15%VES转向酸多岩心流动实验结果，酸液不仅穿透了3块岩心（渗透率差1.5：1）中的1块，另2块岩心也穿过60%，压降大且持续性好。图2-315%VES转向酸多岩心流动实验图2-3是在65.5℃下，15%VES转向酸多岩心流动实验结果，酸液不仅穿透了3块岩心（渗透率差3：1）中的1块，另2块岩心也穿过40-50%，压降大且持续性好。这些实验也验证了转向酸的转向性好，改造有效率高，但这种酸存在一个较大缺点，成本较高。42.1.2实例说明-以PG2井为例设计思路：PG2井水平段总长度为1000m；钻遇具有全烃显示的总长度为185m，占水平段总长度的18.5%，岩性为灰黑色灰岩，分九段进行压裂改造。PG2井改造思路，根据PG2井储层的地质特征和研究讨论结果，本次酸压改造总体把握“高排量、降阻、缓速、降滤、大规模、深穿透”的设计思路，采取的技术措施如下：（1）根据各酸压段储层的差异，有针对性地选择酸压工艺以及酸液体系，在钻录储层无显示层段，采用深度酸压改造思路，在钻录储层显示较好层段，考虑在深度改造储层的同时，兼顾均匀改造的思路。（2）针对储层致密，且存在污染的问题，采用前置酸预处理以解除堵塞，增加地层吸液能力，同时降低储层破裂压力。（3）针对储层裂缝发育、酸液滤失量大的问题，选用具有良好降滤失性能的酸液体系，同时泵注N2也能起到一定的降低酸液滤失的效果。（4）针对酸压改造用酸量大，且地层压力较低的问题，采用泵注N2的方式增加残酸的返排能力，同时尽量缩短关井时间，以充分利用酸岩反应形成CO2的自身能量。本井储层段的改造思路和施工规模分为两类，对于物性显示差的储层，采用深度酸压改造，突破井筒区域的致密带，尽量沟通井筒周围裂缝系统，以获得好的改造效果。根据转向酸排量4.0m3/min的摩阻模拟计算结果，对物性显示差储层施工规模采用转向酸A180m3。模拟结果见表2-1。表2-1PG2井物性差段模拟计算结果方案转向酸A（m3）动态缝长(m)酸蚀缝长(m)导流能力（D.cm）一12083.96119.02二15098.66628.13三180106.37331.79四200111.27437.69图2-4180m3酸压模拟对于储层条件较好的重点改造层段，在深度酸压的同时，尽量沟通天然裂缝系统，采用不同类型酸液交替注入的方式并采用大排量施工。根据注酸排量5.0m3/min的摩阻模拟计算结果，对储层5条件较好的重点改造层段施工规模采用转向酸A100m3+转向酸B180m3。模拟计算见表2-2。表2-2PG2井物性较好段模拟计算结果方案转向酸A（m3）转向酸B（m3）动态缝长(m)酸蚀缝长(m)导流能力（D.cm）一8015097.36826.34二100180108.48035.84三120200115.58237.015图2-5转向酸A100m3+转向酸B180m3酸压模拟2.1.2.1施工分析(1)2012年6月1日，对该井进行了试压，试压90MPa，5min不刺不漏，试压合格。6月2日8：42分开始施工，19：05结束。施工中，最大施工排量8.84m3/min，施工过程整体顺利。(2)本次施工入地层总酸量2236.4m3，转向酸A用量1302m3，转向酸B用量934.4m3，液氮总用量110m3，施工压力15.4-74.7MPa。(3)本井是大牛地气田第一口进行酸压的水平井，同时，以前酸压排量偏低，未找出大牛地工区适合的酸压排量；因此，第一段施工中，根据压力变化，不断提升排量，最大排量7.2方，最高压力74.7MPa，设备供液正常，能达到设计要求的排量。(4)第三段施工完毕投球后，排量2.0m3/min时，顶替B酸30m3时,打滑套压力不明显，停泵人工再次投球，注入B酸液25m3开滑套依然不明显，按设计提排量继续施工。第四段也遇到该情况，采用同样方法,同时，由于第四段和邻井D12-8井相距较近，减小了施工规模。表明滑套打不开的情况在酸压井同样比较常见。（5）施工中，转向酸仍存在上下分层的情况，导致后期进行将排量处理，保证了施工顺利。各段压裂施工曲线见图2-6。6图2-6各段压裂施工曲线图2.1.2.1认识与建议（1）在施工工艺上，转向酸压工艺应用比较成功，施工压力在15.4-74.7MPa之间，最大排量7.2m3，施工过程顺利，压后获得了4.9657×104m3/d的无阻流量。（2）从PG2井第三段、第四段滑套打落不明显可以看出，水平井分段压裂中，滑套打落不明显的现象是比较常见的，解决方法和上古界水平井一样，球到位，过顶5-10方后，仍然看不到滑套打开显示，需要投入备用球进行验证，若仍无滑套打落显示，可能是工具问题，可以认为滑套已经打开，直接对该段进行施工。（3）酸液性能较差，由于目前的酸罐缺少搅拌装置，配制出来的酸液存在上下分层现象，而且上层粘度过高，导致施工后期排量达不到要求，虽然通过改良设备、改进配酸工艺取得了一定效果，但仍无法完全解决该问题。同时，现场配酸，安全隐患过大，配制速度慢。建议建立配酸站，7以便保证酸液性能。（4）返排分析：压后前期放喷详情见表2-3。表2-3PG2井放喷排液实时数据日期pH值油压(MPa)氯根(g/L)气产量(104m3/d)返排量（m3）6月2日1-414.7-6.980-200/216月3日4-66.9-4.2-4.6-9.8-5.2200-2751.13608411.26月4日65.8-4.7-7.9-7.0250-2751.67922668.26月5日67.0-6.2-7.2-6.9-8.0250-3002.73629822.26月6日68.0-7.2-8.4-8.1-8.4-8.12754.76829939.26月7日68.1-7.8-7.9-7.4275-3005.529691035.26月8日67.4-6.9-7.1-7.03005.849891110.86月9日67.0-6.3-6.6-6.13005.858631160.96月10日66.1-5.83005.622941205.66月11日65.8-5.0-5.6-5.13005.264112346月12日67.6-4.8-5.13005.387651257.26月13日65.1-4.6-4.73004.559041275.66月14日64.7-4.4-4.6-4.43004.385941288.6从表2-3数据可以看出，pH值在2天便达到了6，接近中性，6月2日20：20分-6月3日8：00分，pH值从1升到4，已达到残酸临界浓度，表明酸液已经反应完全，需尽快排出。油压总体呈下降-上升