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深井碳酸盐岩储层深度酸压工艺技术探讨 马卫荣 张玉梅 新疆石油管理局采油工艺研究院 摘 要：本文简要阐述了影响碳酸盐岩储层酸压效果因素，并对塔河油田深井碳酸盐岩储层酸压技术难点进行了分析，提出了三种适合于塔河油田深井碳酸盐岩储层深度酸压改造的工作液体系即：胶凝酸、乳化酸、活性酸及其配套酸压工艺技术，并对四种深度酸压工艺及其特点做了简要介绍。 关键词：碳酸盐岩 酸压 胶凝酸 乳化酸 活性酸 1 影响碳酸盐岩储层酸压效果因素分析 碳酸盐岩储层酸压增产措施，其控制酸压成功的主要因素有两个，其一是最终酸压裂缝的有效长度，其二是酸压后酸蚀裂缝的导流能力。下图简单地描绘了控制酸压效果的主要因素。 2 塔河油田深度酸压技术难点 塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储层埋深5400~5600m，地层温度120~130℃，为巨厚碳酸盐岩储层。储层非均质性强，储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，连通性差，基质渗透率低，油气渗流通道主要为裂缝。裂缝分布多变，不同裂缝并存，实现深度酸压的技术要求较高。分析认为主要存在以下技术难点： 1）储层温度较高，酸岩反应速度较快，酸液的穿透深度有限； 2）酸液滤失较大，要实现酸液的深穿透必须有效降低酸液的滤失； 3）为实现酸液的深穿透，在“大酸量、大排量、高泵压”的原则下，缝高很难控制； 4）通过摩阻计算，在相同条件下，31/2″和3000m31/2″+2/7/8″管柱的施工摩阻相差近20MPa，因此建议在条件允许的条件下酸压尽量采用31/2″管柱进行施工。 因此，塔河油田，要实现深度酸压必须实现酸液和酸压工艺的有效结合。 3 高温缓速酸酸液体系的研究 塔里木盆地奥陶统碳酸盐岩储层主要为灰岩，储层非均质性极强，油藏在平面上变化较大，酸压施工必须尽可能形成长的酸蚀裂缝，沟通天然裂缝和孔洞后，才有可能获得高产。通过塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层近年来的酸压实践及国内外碳酸盐岩储层酸压研究结果的综合对比，为了实现酸液的深穿透，选择的酸液体系应具有以下特点： ☆ 酸液粘度高，反应速度低，深穿透能力强，可较为有效地延缓酸岩反应速度，进行地层深部酸压处理。 ☆ 酸液的表界面张力低，有利于残酸液的返排。 ☆ 腐蚀速率低，可有效地防止盐酸对油、套管及金属设备的腐蚀。 ☆ 配伍性好，可有效地预防二次沉淀和酸渣对储层的污染。 下面推荐几种近年来在碳酸盐岩储层应用比较成功的几套酸液体系： 3.1 高粘度胶凝酸酸液体系 20%HCL+2.0%HS-6高温缓蚀剂+2.5%JN-2胶凝剂+1.0%LH-5铁离子稳定剂+1.0%FB-1助排剂＋1.0%PR-7破乳剂＋0.5％JM-4粘土稳定剂 表1 高粘度胶凝酸的主要性能指标 项 目 技 术 指 标 酸 液 粘 度： 28~36mpas 密 度 1.1g/cm3 溶 蚀 率 ≥95.0% 残酸表面张力 ≤27mN/m 腐蚀速度，90℃ 3～5g/m2.h； 腐蚀速度，120℃ 25.4g/m2.h。 防乳破乳率 100% 酸液稳铁能力 ≥3000mg/l 摩阻 相当于清水的60% 配伍性 不分层、不交联、无沉淀 3.2 低摩阻乳化酸酸液体系 30%0#柴油+61.3%盐酸（浓度31%的工业盐酸）+2.0%NT18+2.0%HS-6缓蚀剂+1.0%FB-1助排剂 +1.0%LT-5铁离子稳定剂+1%NT19减阻剂 表2 低摩阻乳化酸性能指标 项 目 技 术 指 标 密 度 1.05g/cm3 酸液粘度 45~60mPa.s 腐蚀速度，90℃ 3～5g/m2.h 腐蚀速度，120℃ 20～30g/m2.h 表面张力 ≤28 mN/m 残酸界面张力 ≥2.5 mN/m 酸液稳铁能力 ≥3000mg/l 摩 阻 相当于清水的80% 配伍性 不分层、不交联、无沉淀 3.3 表活剂缓速酸酸液体系 表面活性剂缓速酸是一种国内首创的新型缓速酸，是一种酸的表活剂溶胶体系。该体系的缓速机理：一方面通过表面活性剂分子在碳酸盐岩表面的吸附，在岩层表面形成吸附膜，减低了H+与岩面的反应速度；另一方面因酸岩反应物的产生，酸液体系在岩层与酸液的界面上形成一弹性胶团膜，进一步阻隔H+向岩层扩散，降低了酸岩反应速度。 该酸液体系具有以下优点： ① 酸液体系中不含高聚物，无残渣，酸液对储层的伤害低。 ② 酸液粘度高，根据不同需求酸液粘度在30～65mPa.s范围内可调。 ③ 反应速度低，酸液的缓速性能好。同等条件下，其反应速度相当于乳化酸的1/2～1/3，相当于胶凝酸的1/4～1/5，可实现地层深部酸化处理。 ④ 酸液摩阻低，易于实现高排量，高泵压作业。通过大型酸液流动回路实验系统测试，5m3/min排量下，其摩阻只相当于清水的15％，同等条件下，胶凝