高温碳酸盐岩多级注入酸压裂缓蚀剂应用研究

高温碳酸盐岩多级注入酸压裂缓蚀剂应用研究141高温碳酸盐岩多级注入酸压裂缓蚀剂应用研究程兴生1李素珍1彭建新2李元斌2姜学海2钱春江2（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，廊坊，065007；2.中国石油塔里木油田分公司）摘要：针对目前碳酸盐岩酸压裂工艺技术的发展，施工设备的更新，尤其是非酸前置液的大量使用及酸压裂施工排量的提高，通过实测酸压裂注入过程中井底温度，证实大量前置液高排量注入后，井底温度迅速下降，结合室内缓蚀剂性能评价及返排残酸腐蚀性能测试结果，认为多级注入酸压常用稠化酸酸液中缓蚀剂用量可适当减少，达到降低材料成本的同时也减少因缓蚀剂吸附对地层的伤害。关键词：缓蚀剂，碳酸盐岩，多级注入酸压裂，前置液，稠化酸，残酸，伤害1前言对于地层污染范围比较深或产层本身为低渗的碳酸盐岩储层，酸压裂是行之有效的增产措施。酸压裂是指在足以压开地层形成裂缝或撑开地层原有裂缝的压力下，对地层挤酸的一种工艺。为了提高高导流酸蚀裂缝的距离，实现深度改造储层的目的，国内外目前通常采用多级注入酸压裂工艺技术：先采用前置液造缝，再交替注入酸液和前置液段塞，从而形成一条较长的高导流能力的酸蚀裂缝。近期的酸压裂工艺，由于设备能力的更新及液体降阻性能的改善，现场实施的显著特点是大规模、高排量。至少在1995年以前，因为高温缓蚀剂性能不过关；施工设备能力有限，施工排量一般在1.5m3/min，中国西部某油田酸压过程中20%井发生断油管现象，直接导致酸压施工失败，造成巨大的经济损失。因此，人们对于高温深井酸压过程中的酸液腐蚀问题高度重视，表现在优质高温缓蚀剂的开发研制及商业化；突出体现在缓蚀剂的现场实际应用中：为了确保施工安全，缓蚀剂的筛选评价温度一直以储层温度为试验温度。对于部分超高温井（大于160℃），在国内无法找到满足条件的缓蚀剂，只能降低酸液浓度或使用低腐蚀的有机酸，另外，导致缓蚀剂用量的提高，不仅增加了酸液材料成本，而且大量缓蚀剂进入储层，可能因缓蚀剂的吸附造成对储层的伤害。本文结合近年现场酸压裂实践，尤其是酸压裂过程中对井底温度的监测及室内研究结果，认为缓蚀剂的使用，应结合酸压工艺方法、规模、排量等实际情况，进行缓蚀剂的筛选评价及用量的确定，对于目前广泛使用的多级注入酸压裂施工工艺，现场应用中缓蚀剂可以降低用量，不仅能确保施工安全，降低材料成本，而且可减少因缓蚀剂吸附造成对地层的伤害。第十三届全国缓蚀剂学术讨论会论文集1422酸压过程中井底温度的测定图1为中国西部某油田一口探井多级注入酸压裂过程中监测到的井底温度随注入液量的变化曲线。该井酸压裂井段为4700.5－4758m，储层温度为126℃。进行了三级注入前置液稠化酸酸压施工：第一级为100m3前置液，100m3稠化酸；第二级为80m3前置液，80m3稠化酸；第三级为72m3前置液，106m3稠化酸。本次酸压施工平均排量5.5-6.5m3。施工时间为120min。从图1不难看出：第一级前置液进入地层，酸液到达井底时，约20min，井底温度基本低于60℃，随后的注入过程中温度基本在40～50℃达到平衡。因此，应结合酸压工艺方法、规模、排量等实际情况，进行酸液缓蚀剂的筛选评价及用量的确定，避免不必要的成本投入，以及造成的负面影响。井底温度图1酸压过程井底温度曲线3不同温度下缓蚀剂性能评价实验室按照中国石油天然气集团公司行业标准SY/T5405-1996，对中国西部某油田酸压常用缓蚀剂A，在不同温度下，对其不同用量在20%稠化盐酸的缓蚀性能进行测定，结果见表1。高温碳酸盐岩多级注入酸压裂缓蚀剂应用研究143表1缓蚀剂A不同用量在不同温度下的缓蚀性能试验序号配方试验温度（℃）腐蚀速率（g/m2.h）120%HCl+0.8%稠化剂+3%缓蚀剂A13016.2220%HCl+0.8%稠化剂+2.5%缓蚀剂A13045.3320%HCl+0.8%稠化剂+2%缓蚀剂A13074.7420%HCl+0.8%稠化剂+3%缓蚀剂A1108.3520%HCl+0.8%稠化剂+2.5%缓蚀剂A11021.2620%HCl+0.8%稠化剂+2%缓蚀剂A11038.4720%HCl+0.8%稠化剂+2%缓蚀剂A900.83820%HCl+0.8%稠化剂+1.5%缓蚀剂A907.7920%HCl+0.8%稠化剂+1%缓蚀剂A9013.71020%HCl+0.8%稠化剂+1.5%缓蚀剂A600.661120%HCl+0.8%稠化剂+1%缓蚀剂A603.21220%HCl+0.8%稠化剂+0.5%缓蚀剂A605.8试验结果表明：假设某酸压储层温度为130℃，按照地层温度对缓蚀剂A进行评价，缓蚀剂A只能在3%的用量下，其缓蚀性能才能达到行业标准的要求，而实际多级注入酸压过程中，由于先期大量非酸前置液的大排量注入，导致井底温度在酸液进入前已大幅度下降，因此，仅从注入过程酸液对油套管的腐蚀考虑，缓蚀剂的用量可以使用2%或者更低，而不是根据地层温度确定的3%用量。4酸压裂后返排残酸的腐蚀表2为中国西部某油田两口探井酸压后返排残酸腐蚀测试结果。两口井地层温度均为120℃左右，采用相同的三级注入酸压工艺进行施工，前置液300m3，稠化酸300m3，酸液中使用2%缓蚀剂A。施工结束后关井20min，开井放喷返排残酸。由于油田现场测试条件的限制，无法开展高温（地层温度）试验，但从残酸腐蚀测试结果看，随着残酸的返排时间的推移，由于高温酸岩反应使得残酸的酸浓度越来越低，残酸腐蚀也越来越小。试油结束后，观察酸压裂井取出的油管，没有发现明显的腐蚀现象。说明残酸返排过程中不会对油套管造成严重腐蚀。第十三届全国缓蚀剂学术讨论会论文集144表2返排残酸腐蚀测试结果（90℃）井号累积排液体积m34小时平均腐蚀速度g/(m2.h)8小时平均腐蚀速度g/(m2.h)60.220.599181.340.11321.210.0496LN435.010.046352.80.348112.80.257TZ172.80.1475结论（1）应结合酸压裂工艺方法、规模、排量等实际应用情况，进行酸液缓蚀剂的评价及用量的确定。（2）多级注入酸压裂由于先期大量非酸前置液的高排量注入，导致井底温度迅速降低，酸液中缓蚀剂可以适当降低用量，满足施工过程防腐要求的同时，尽可能降低缓蚀剂对储层的伤害。（3）残酸返排过程中，不会因缓蚀剂用量的降低，引起残酸对油套管的严重腐蚀。（4）由于酸压施工设备能力的提高，酸压裂工艺的变化等，导致对缓蚀剂缓蚀性能要求降低，因此，现场应用中应加强缓蚀剂对储层伤害方面的评价与研究。参考文献[1]张天胜.缓蚀剂.北京：化学工业出版社，2002[2]郭稚弧等.缓蚀剂及其应用.武汉：华中工学院出版社，1987[3]张汝生等.油气藏改造论文集：酸化液缓蚀剂对地层伤害的实验研究.北京：石油工业出版社[4]［美］MichaelJEconomidesKennethGNolte等著，康德泉等译.油藏增产措施(增订本).北京：石油工业出版社，1998[5]［美］RobertS.Schechter著，刘德铸等译.油井增产技术.北京：石油工业出版社，2003[6]郭元庆刘同斌著，气井酸化读本北京：石油工业出版社，1996[7]朱建峰等.第十一届全国缓蚀剂学术讨论会论文集：酸化缓蚀剂对储层的伤害试验研究.武汉：华中理工大学，1999