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能源与动力工程

超深复杂应力碳酸盐岩储层深穿透酸压技术

作者：蒋廷学

出版社：科学出版社出版时间：2022-01-01

开本：其他页数： 264

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作者简介

超深复杂应力碳酸盐岩储层深穿透酸压技术版权信息

ISBN：9787030703866
条形码：9787030703866 ; 978-7-03-070386-6
装帧：一般胶版纸
册数：暂无
重量：暂无
所属分类：
工业技术
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能源与动力工程

超深复杂应力碳酸盐岩储层深穿透酸压技术内容简介

本书详细阐述了在超深碳酸盐岩储层改造过程中的储层地质特征、复杂构造带应力场特征、酸压裂缝扩展规律、高温压裂酸化工作液体系、深穿透酸压工艺技术及应用案例。对国内外超深碳酸盐岩储层的酸压改造技术及发展趋势进行了回顾。在复杂断裂带地应力场模拟研究的基础上，开展了酸蚀裂缝扩展机理、超深层酸蚀裂缝导流能力作用机制和深穿透裂缝形成机制等方面的研究，提出了多项原创性新技术，如纵向深穿透酸压、屏蔽保护自支撑酸压等技术，对超深碳酸盐岩储层改造技术的进一步发展起到了重要的推动作用。

超深复杂应力碳酸盐岩储层深穿透酸压技术目录

目录
序
前言
第1章绪论 1
1.1 超深碳酸盐岩复杂应力场特征 1
1.2 超深复杂应力碳酸盐岩储层酸压裂缝扩展规律 2
1.3 提高有效酸蚀缝长的主要措施 3
1.4 超深碳酸盐岩储层提高酸蚀裂缝导流能力的主要措施 4
1.5 超深碳酸盐岩储层平面上的靶向酸压技术 6
1.6 超深碳酸盐岩储层垂向上的控向酸压技术 7
1.7 超高温酸液体系 8
1.8 超深碳酸盐岩储层酸压技术未来发展展望 9
参考文献 13
第2章国内外超深复杂应力碳酸盐岩储层酸压技术发展概况 15
2.1 国内外超深碳酸盐岩储层评价技术 15
2.1.1 超深碳酸盐岩储层物性评价 15
2.1.2 超深碳酸盐岩储层天然裂缝发育情况评价 17
2.1.3 超深碳酸盐岩储层岩石力学特性评价 19
2.2 国内外超深碳酸盐岩储层地质及开发特征概况 22
2.2.1 塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层地质及开发特征 22
2.2.2 冀中拗陷北部奥陶系超高温超深潜山碳酸盐岩储层地质及开发特征 24
2.2.3 塔里木盆地顺北特深碳酸盐岩断溶体油气藏地质及开发特征 24
2.3 国内外超深碳酸盐岩储层用高温压裂酸化工作液概况 25
2.3.1 地面交联酸体系 26
2.3.2 自生酸体系 26
2.3.3 抗高温清洁酸体系 27
2.3.4 其他新型碳酸盐岩压裂酸化工作液 28
2.4 国内外超深碳酸盐岩储层深穿透酸压工艺概况 30
2.4.1 深穿透酸压技术思路 30
2.4.2 国内超深碳酸盐岩储层深穿透酸压工艺 30
2.4.3 国外超深碳酸盐岩储层深穿透酸压工艺 37
2.5 超深碳酸盐岩储层酸压技术发展趋势 38
参考文献 39
第3章超深碳酸盐岩储层复杂应力特性 41
3.1 复杂应力场及裂缝扩展研究概况 41
3.2 超深碳酸盐岩储层地质力学基本特征 43
3.2.1 顺北油气田储层特征 43
3.2.2 顺北断裂分布特征 45
3.2.3 天然裂缝特征 47
3.2.4 单井地应力与岩石力学参数分析 51
3.2.5 酸浸泡后岩石力学强度实验 54
3.3 超深碳酸盐岩断溶体背景下的复杂应力场 57
3.3.1 考虑断裂带特征的地应力场建模 57
3.3.2 断裂带对区域地应力场的影响 61
3.4 超深复杂应力碳酸盐岩储层酸蚀裂缝起裂与扩展特征 76
3.4.1 不同类型断层对应力场影响规律 76
3.4.2 天然裂缝与压裂裂缝相互作用机理 83
3.4.3 人工裂缝扩展有限元模拟 84
3.4.4 SHB 5-1X井压裂模拟研究 86
3.4.5 SHB 5-3井压裂模拟研究 92
3.4.6 SHB 5-4H井压裂模拟研究 99
3.4.7 小结 105
参考文献 106
第4章超深高应力碳酸盐岩储层酸蚀裂缝导流能力作用机制 108
4.1 中深碳酸盐岩储层导流能力作用机制及主控因素 108
4.2 超深碳酸盐岩储层导流能力作用机制及主控因素 113
4.2.1 储层地质因素对酸蚀裂缝导流能力的影响 114
4.2.2 酸压工艺参数的影响 116
4.3 超深碳酸盐岩储层酸蚀裂缝长期导流能力特性分析 118
4.3.1 酸液类型对导流能力的影响 118
4.3.2 酸液用量对导流能力的影响 120
4.3.3 长期导流能力测试 121
4.4 超深碳酸盐岩储层提高酸蚀裂缝导流能力的工艺措施 123
4.4.1 常规点支撑酸压模式下的工艺措施 123
4.4.2 面支撑酸压模式下的工艺措施 132
参考文献 141
第5章超深复杂应力碳酸盐岩储层深穿透裂缝形成机制 142
5.1 中深碳酸盐岩储层深穿透酸压技术 142
5.1.1 深穿透酸压前置液优化 142
5.1.2 深穿透酸压主体酸优化 155
5.1.3 深穿透酸压过顶替研究 160
5.1.4 深穿透酸压交替注入优化 162
5.2 超深碳酸盐岩储层深穿透影响机制及主控因素 163
5.2.1 降滤失机制及主控因素 163
5.2.2 控缝高机制及主控因素 167
5.2.3 延缓酸岩反应速度机制及主控因素 170
5.2.4 增加酸压规模的机制及主控因素 173
5.3 酸蚀裂缝参数等对产量的影响 173
5.3.1 裂缝长度 174
5.3.2 压裂段数 175
5.3.3 裂缝导流能力 176
5.3.4 裂缝复杂程度 178
5.4 超深碳酸盐岩储层深穿透工艺措施 182
5.4.1 前置液酸压技术 183
5.4.2 压裂液与酸液多级交替注入闭合裂缝酸化技术 183
5.4.3 三段式组合的新技术模式 184
5.4.4 提高深穿透能力的其他配套技术 187
参考文献 189
第6章超高温压裂酸化工作液研发 190
6.1 超高温压裂液的研发及性能评价 190
6.1.1 高温压裂液研究 190
6.1.2 高温压裂液性能评价 196
6.2 超高温酸液的研发及性能评价 199
6.2.1 高温交联酸研发 199
6.2.2 高温胶凝酸和交联酸配方研究 204
6.2.3 高温胶凝酸和交联酸综合性能评价 207
6.2.4 高温酸液机理研究 215
6.3 现场应用实例 217
参考文献 218
第7章超深碳酸盐岩储层深穿透酸压实例分析 220
7.1 国外超深碳酸盐岩酸压实例 220
7.1.1 交替注入前置液酸压中单相缓速酸在哈萨克斯坦的应用实例 220
7.1.2 多级交替注入酸压在沙特阿拉伯的应用实例 223
7.2 国内超深碳酸盐岩深穿透酸压实例 227
7.2.1 SHB X1井非均刻蚀深穿透酸压 227
7.2.2 SHB X2井自支撑酸压 235
7.3 国内外超深碳酸盐岩深穿透酸压技术应用小结 246
参考文献 247

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超深复杂应力碳酸盐岩储层深穿透酸压技术节选

第1章绪论　　目前，对于类似塔里木盆地顺北油气田垂深超过7300m的超深碳酸盐岩储层而言，酸压技术应是其经济有效开发的主体技术[1-3]。但由于埋深的大幅度增加，给酸压技术带来了如下挑战：①井筒沿程摩阻增加，注入排量降低，造缝与裂缝延伸能力降低，这对许多超深碳酸盐岩储层既要有水平方向的深穿透又要有垂直方向的缝高极度延伸的目标而言，是极端致命的；②储层温度高，酸岩反应速度快，有效酸蚀缝长降低；③裂缝闭合应力增加，造缝宽度变小，导致面容比增加及酸岩反应速度加快，进一步降低了有效的酸蚀缝长；④裂缝闭合应力增加，酸蚀裂缝导流能力相应降低且递减更快，更有甚者，如某个有效酸蚀缝长范围内的导流能力大幅度降低甚至降为零，则该段缝长及其前端的所有酸蚀缝长都相当于降为零，因此其几乎没有对产量的贡献；⑤对酸液的耐温能力要求高，常规酸液难以满足储层温度下的黏度要求；⑥对酸压工艺模式及注入参数要求高，常规酸压工艺难以满足对酸蚀缝长及导流能力的高要求。如常规的多级交替注入及变黏度酸液非均匀刻蚀等技术，在超深碳酸盐岩的超高闭合应力作用下，酸蚀裂缝面大多呈现出点接触模式，会很快出现坍塌效应，从而导致裂缝导流能力的快速下降甚至完全丧失。从保证酸蚀裂缝连续的导流能力角度而言，任何一处裂缝的导流能力保护都很重要，且越靠近井筒的裂缝导流能力保护越重要。　　上述挑战如果再考虑顺北这种超深复杂应力条件，尤其是同时存在大的断裂带及溶洞等复杂介质时，人工裂缝的延伸情况及导流特性也更复杂且更不可控。　　1.1 超深碳酸盐岩复杂应力场特征　　*先，现今地应力场主要受区域构造尤其是大的断裂带控制；其次，局部应力场又主要受附近的小断层、溶洞及天然裂缝等控制。而且，断层的性质不同，对地应力场的影响也不同。如正断层附近属于应力松弛区，而逆断层附近则属于应力挤压区。距离断层不同距离处的应力大小也发生变化；溶洞的影响也与断层类似，在溶洞附近有应力集中区，应力相对较大，随溶洞的距离增加，地应力会相应降低。　　目前的研究结果初步证实，溶洞对局部应力的作用范围约等于溶洞本身的直径，超出该范围后，地应力已基本恢复到原始的地应力状态，地应力对天然裂缝的影响情况有些类似。主压裂裂缝与天然裂缝有三种沟通模式：一是直接穿过天然裂缝(主裂缝与天然裂缝角度较大，且两向水平应力差较大)；二是沿天然裂缝延伸(主裂缝与天然裂缝角度较小，且两向水平应力差较小)；三是主裂缝与天然裂缝不相交(此时天然裂缝尺寸较小，且主裂缝延伸方向的地应力场发生了应力转向效应)。上述主裂缝与天然裂缝的三种状态的前提条件是主裂缝具有一定高的净压力，足以保证主裂缝持续不断地突破端部的临界应力强度因子。且一旦主裂缝沟通天然裂缝后，因天然裂缝本身的滤失及压裂液或酸液的分流效应，主裂缝的净压力会相应降低，导致主裂缝的继续延伸能力降低。综上所述，地应力场中每个点的大小及方位都极其复杂多变，对主裂缝的延伸规律也影响极大。　　1.2 超深复杂应力碳酸盐岩储层酸压裂缝扩展规律　　酸压裂缝扩展规律与水力裂缝扩展规律不同，酸压过程中，不但有水力造缝作用，而且有酸岩化学反应，且二者是同时进行的。酸岩化学反应会降低岩石的强度，也会降低弹性模量等力学参数，因此，酸压裂缝比水力压裂裂缝更易发生裂缝转向及形成复杂裂缝，酸蚀裂缝延伸程度也相应增加[4，5]。尤其是裂缝的动态缝宽等因弹性模量的降低及酸盐反应的岩石消耗等因素也会相应增加，进而导致酸压过程中的面容比降低，酸岩反应速度也因此相应降低，可以进一步促进有效酸蚀缝长的增加。　　在酸液与天然裂缝溶蚀及沟通过程中，会增加压裂液或酸液的滤失，但这种滤失是相对有利的，可以促进转向裂缝的形成，这对形成复杂酸蚀裂缝形态具有重大意义。所谓复杂裂缝应是多个转向裂缝形成后与主裂缝一起形成的缝网体。尤其当低黏度酸液进入上述复杂裂缝时，可以在很大程度上提高复杂裂缝的导流能力，尤其是主裂缝侧翼方向的支裂缝及微裂缝系统，低黏酸液指进及非均匀刻蚀，对提高有效的酸蚀裂缝改造体积极为有利，否则，即使努力形成了复杂裂缝，如果没有相应的导流能力，对提高*终的酸蚀裂缝改造体积也是毫无裨益的。　　当垂深超过7300m，有的井甚至接近9000m后，裂缝闭合应力可能超过150MPa，加上井口施工限压的制约，注入排量会受到严格的限制(一般小于5～6m3/min)，导致主裂缝的净压力可能仍不太高(一般小于10MPa)，如果再沿途沟通不同滤失系数的天然裂缝甚至相对较大的缝洞体后，则主裂缝的净压力会进一步降低，甚至降为零，此时，主裂缝就基本停止延伸。此外，即使形成了转向裂缝及微裂缝，但由于其条数远多于一条，每条转向裂缝及微裂缝能竞争到的排量极其有限，加之上述转向裂缝及微裂缝的方向与主裂缝的方向不一致(垂直主裂缝方向的闭合应力*小)，其承受的闭合应力一般都会不同程度地大于水平*小主应力。换言之，上述多个转向裂缝及微裂缝系统的延伸能力极其有限，可能在极短的时间内就停止了延伸。　　因此，这对那些寄希望于低黏度酸液及小粒径支撑剂尽快且尽量多地进入支裂缝及微裂缝系统的酸压设计人员而言，在主裂缝延伸过程中，尽早注入低黏度酸液及小粒径支撑剂是至关重要的，否则，即使形成了转向裂缝及微裂缝系统，由于没有有效的导流能力，在酸压后生产过程中，裂缝也会随着井底流动压力的逐渐降低而快速闭合，转向裂缝及微裂缝系统的改造体积也相应降为零，*终的结果是只有主裂缝有导流能力(且主裂缝的有效酸蚀缝长度一般小于60m，导流能力低且递减快)，因此，酸压后产量低且低减快的局面就难以得到根本性扭转。　　值得指出的是，主裂缝延伸过程中并非净压力越大越好，因为一旦净压力过早超过两向水平应力差，主裂缝可能在早期就发生一次或多次转向现象，导致主裂缝的*终缝长可能大幅度缩短，难以达到设计预期的效果。理想的情况应是在酸压施工的早期，有意识地通过排量及黏度等参数的组合控制，保持相对较低的净压力，一旦主裂缝长度达到设计预计预期值，再提高排量和/或黏度等，以大幅度提高主裂缝的净压力，确保在主裂缝全缝长范围内的支裂缝及微裂缝的大量形成。在主裂缝穿过天然裂缝的过程中，为避免天然裂缝滤失对主裂缝排量的竞争效应，应在酸压施工的早期加入可溶性暂堵剂，在天然裂缝的缝口处进行先期封堵，等主裂缝长度达到设计预期值后，则应设计再将先期的天然裂缝暂堵剂彻底溶解，确保各天然裂缝沟通和持续延伸，进一步提高复杂裂缝系统的改造体积。　　1.3 提高有效酸蚀缝长的主要措施　　制约有效酸蚀缝长的主要因素可分为不可控的地质因素和可控的工程因素。地质因素主要有：①岩矿特征。碳酸盐矿物含量越高(泥质含量低)，酸岩反应速度越快，则有效的酸蚀缝长越小。②储层温度。温度越高，酸压反应速度越快，有效酸蚀缝长越小。③储集空间的类型。孔隙基质型的碳酸盐岩储层，综合滤失系数相对较低。天然裂缝及溶洞尺寸越大，压裂液或酸液的滤失越大，则有效的酸蚀缝长就越小。④储层孔隙压力。孔隙压力越小，酸压过程中的压降滤失越大，则有效酸蚀缝长越小。⑤岩石力学及地应力参数。弹性模量及地应力越小，酸压造缝的动态缝宽越大，在同等施工规模前提下的有效酸蚀缝长也越小。⑥岩石及地下流体综合压缩系数。储层岩石及流体的综合压缩系数越大，酸压过程中的滤失量越大，导致有效的酸蚀缝长降低。⑦缝高的延伸特性。显然地，缝高越大则缝长越短。有效酸蚀缝长肯定会因此受到相应的影响。　　工程因素主要有[6-8]：①工艺注入模式。所谓工艺注入模式主要指不同液性流体的先后注入顺序及相应的黏度、体积、排量的匹配关系，以及注入的级数等。尤其是注入顺序的影响极大，如果是高黏度的压裂液先注入，则因滤失低造缝效率高，同时在一定程度上还同时具有降温效应，后续注入酸液时因裂缝内温度已有所降低，可延缓酸岩反应速度及相应提高有效酸蚀缝长。注入级数也同样受到很大影响，如果是单级注入模式，由于高黏度的压裂液一次性注入时间较长，压裂液造缝区域的中部到缝端位置温度较高，后续一次性注入酸液时的酸岩反应速度仍然相对较快，导致有效的酸蚀缝长缩小。而如果将上述高黏度压裂液及酸液分多次循环交替注入，由于每级循环注入的压裂液时间较短，该级后续酸液进入后的温度将有所降低，且酸液大部分在高黏度的压裂液中指进，也会在很大程度上降低酸液的滤失量，因此可通过降低酸岩反应速度及酸液滤失等机制增加有效的酸蚀缝长。②注入排量。当其他工艺参数不变时，注入排量越高，酸液的氢离子还未完全释放就迅速被运移到储层深部位置，导致有效酸蚀缝长度增加。③注入液量。总的说来，注入的液量越大，有效酸蚀缝长越长，尤其是当注入的酸液量大时更是如此，但酸液规模并非越大越好，原因在于其可能导致近井筒裂缝的过度溶蚀及孔隙结构的坍塌效应，造成缝口处的包饺子效应，严重降低有效酸蚀缝长度。④酸液的类型及黏度。一般而言，工作液的黏度越大，滤失越低，有效酸蚀缝长度越长。但黏度也不能太高，尤其是交联前的基液黏度如果太高，一定会影响泵注压力(地面低压管汇的吸入阻力大，还容易抽空)。此外，酸液的类型也很关键，如地下自生酸开始时不具有酸液特性，而到储层一定位置后才开始就地形成具有酸岩刻蚀效应的酸液体系，也可以大幅度提高有效酸蚀缝长度。　　综上所述，由于地质因素不可控，只能通过选井选层来优选*佳的井层条件；而工程因素是可控的，可通过室内物理模拟及相应的数值模拟软件(常用的成熟商业模拟软件有StimPlan、FracproPT等)综合优化确定。　　1.4 超深碳酸盐岩储层提高酸蚀裂缝导流能力的主要措施　　即使在酸压过程中采用了非反应性的压裂液，由于没有支撑剂的有效支撑(超深碳酸盐岩储层加砂压裂是异常困难的)，仅靠压裂液很难形成裂缝导流能力，即使形成了自支撑裂缝，在超深碳酸盐岩超高闭合应力作用下也会快速丧失导流能力。因此，如何依靠酸液作用形成长期有效的酸蚀裂缝导流能力就显得尤为重要[9-11]。　　影响酸蚀裂缝导流能力的因素也可分为不可控的地质因素和可控的工程因素。地质因素主要有：　　(1)岩性及泥质含量。碳酸盐岩又分为石灰岩及白云岩两大类型，其中酸与石灰岩的反应具有非均匀刻蚀的特点，在同等条件下获得的酸蚀裂缝导流能力相对较强。而白云岩与酸的反应一般呈现出均匀刻蚀效应居多，因此裂缝闭合后提供的导流能力相对较弱(白云岩储层酸压后一般要辅助加砂压裂才能维持较理想的裂缝导流能力，但超深白云岩储层加砂压裂的难度更大，因此即使能成功加砂，砂液比或支撑剂的粒径都相对较小，对提高*终的裂缝导流能力作用有限)。此外，泥质含量对酸岩反应速度影响相对较大，泥质含量越大，酸岩刻蚀反应效果越差，形成的酸蚀裂缝导流能力也相对较低。　　(2)裂缝闭合应力。所谓闭合应力与水平*小主应力有一定的关联性。当裂缝宽度为零时的闭合应力就是水平*小主应力。显而易见，裂缝闭合应力越大，则酸蚀裂缝的导流能力越小。另外，就长期裂缝导流能力而言，也是闭合应力越大，酸蚀裂缝的长期导流能力越小(闭合应力越高，长期导流与短期导流的比值越小)。　　(3)储层温度。与影响有效酸蚀缝长的机理类似，储层温度越高，酸岩反应速度越快，可以在一定程度上增加裂缝导流能力。但如果酸岩过度反应则非但不能增加导流能力，反而会因孔隙结构坍塌效应造成裂缝导流能力的大幅降低。　　(4)天然裂缝的滤失特征。这里没有提溶洞，因为溶洞体积一般很大(几万立方米甚至接近10×104m3)，酸液沟通后基本停止延伸(溶洞一般不会完全充满，酸压施工注入的液体对溶洞的体积而言非常少)。而天然裂缝的滤失虽然可以降低有效酸蚀缝长，但对提高裂缝导流能力却是至关重要的：一是可能通过黏滞指进效应产生的对天然裂缝面的非均匀刻蚀；二是酸液加重后在天然裂缝的纵向上的没有完全溶蚀，只产生了局部刻蚀效应，这些都会对提高主裂缝侧翼方向支裂缝的导流能力起到积极的促进作用。此外，正是由于主裂缝侧翼方向的天然裂缝的充分延伸及有效导流能力的形成，有利于促进复杂裂缝系统的*大限度地

超深复杂应力碳酸盐岩储层深穿透酸压技术作者简介

蒋廷学，博士，教授级高工：2007年中国科学院流体力学专业博士毕业。1991年8月～2009年12月，就职于中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2010年1月至今，工作于中国石油化工集团公司石油工程技术研究院，所长。中国石化集团公司不错专家，享受国务院政府特殊津贴。《石油钻探技术》及《油气井测试》编委，采油采气行业专业标准化委员会委员。曾经承担“十二五”国家科技重大专项“海相碳酸盐岩储层改造”专题1项，目前承担“十三五”国家科技重大专项“彭水地区高效钻井及压裂工程工艺优化技术”课题1项、页岩油气国家自然科学基金重大项目子课题l项。共发表储层改造相关国内外论文2lO篇，著有作者或独著专著3部，获得省部级以上科技成果奖励17项，授权52件。

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