高浓度土酸酸化工艺研究

高浓度土酸酸化工艺研究

高浓度土酸原理土酸是广泛使用的磺酸溶液。氢氟酸是砂岩基质磺酸不可或缺的酸溶液组成，通常与盐酸一起使用。国内外常见的砂岩基质酸化的酸浓度为5%～15%HCl加1%～3%HF。随着对基质酸化的机理进行不断的探索和实践,人们逐惭认识到,低浓度土酸虽然产生的沉淀伤害可能少些,但其酸化效率低,酸液有效作用距离太小,在常规工艺条件和工艺参数下,不足以全部解除泥浆颗粒和滤液对地层的伤害。另外,施工时又有大量的外来液体进入地层,导致了外来液体的返排困难,增加了判别地层液性的困难。针对此情况,研究开发了高浓度土酸酸化工艺。它和常规土酸酸化工艺相比,主要有以下特点:(1)所用的酸液浓度高。浓度可为10%HCl加5%～10%HF。(2)进入地层的液体量少。在高浓度土酸酸化工艺实施过程中,只需高浓度土酸配方酸液进入地层。(3)液体返排快且效率高。采用了射流泵排液技术,现场仅用1.5～6h,就能把残酸完全排完。(4)施工简单、方便。实施时,只要求向地层中泵入配方酸液以及利用清水作为射流泵返排动力液。研究开发的高浓度土酸酸化工艺,突破了传统的砂岩酸化理论约束,已用于20井层次的勘探试油实践,取得了明显的勘探效益,形成了新的酸化试油工艺。砂岩基质岩石协同结构的优化设计利用渗流反应动力学数学模型,对冀东油田老爷庙地区东营组砂岩地层进行了基质酸化的模拟设计计算,探讨酸液浓度、注酸强度、注酸速率等地面可以控制的施工参数对基质酸化效果的影响,进行了砂岩基质酸化的优化设计研究。实验数据见表1、表2。1.氢氟酸浓度对侵犯能力的影响基质酸化过程中,伤害半径之外的氢氟酸有时仍具有反应能力。把氢氟酸没有反应能力的离井眼的最小距离定义为酸化半径,它反映了酸液在地层中穿透能力的大小,一般认为此处酸液浓度为0.15%。对于污染半径为0.3m的地层,其它条件相同时,如注酸强度为3m3/m,注酸速度0.04m3/(min·m),全部的酸液挤完后,则酸化半径随氢氟酸浓度的增加而有限度地增加。当氢氟酸的浓度为10%时,在同一套工艺参数下,酸化半径仍达不到0.7m。另外,用6%HF的土酸液代替3%HF的土酸液,尽管酸浓度增加一倍,酸化半径则增加很少(见图1)。2.氢氟酸对酸液有效作用距离的测定酸液流过岩芯要溶解矿物,在多大范围内溶解多少矿物才称之为有效,可由地层的具体情况而定。为研究方便,可把快反应矿物浓度为0.5(即原来可溶的快反应矿物浓度的50%)的点定义为酸液的有效作用距离,此点的酸浓度并不是0.15%。此点之前,快反应矿物浓度都大于0.5;此点之后,快反应矿物浓度都小于0.5。氢氟酸的浓度影响着酸液的有效作用距离。对于污染半径为0.3m的地层,注酸强度为3m3/m,注酸速度为0.04m3/(min·m),酸液浓度对酸液的有效作用距离的影响如图2所示。由图2可见,不管酸浓度怎样改变,酸液的有效作用距离是有限的。3.注酸速度与注酸强度的关系在酸化指标一定的情况下,如确定污染半径0.3m处的快反应矿物浓度为0.001,此时污染半径内99.9%的可溶快反应矿物被溶解。通过模型研究可发现,注酸速度与注酸强度之间存在一定的关系。过低的注酸速度,虽使伤害区内的快反应矿物充分溶解,但慢反应矿物消耗酸的比例也增大,这样就增大了注酸强度;过快的注酸速度,易使酸液在伤害区外进行无益的反应,这样要达到一定的酸化指标,也要增加注酸强度。所以,存在一个最佳注酸速度,与此对应的是一定酸化指标下的最低注酸强度。图3显示了一定条件下,最低注酸强度的存在及与此对应的注酸速度。值得注意的是最佳注酸速度并不是最优化的注酸速度。4.有效作用距离一定条件下,酸液的有效作用距离是随着注酸强度变化的。注酸强度越大,酸液的有效作用距离也越大,但其数值是有限的。如图4所示,当注酸强度由2m3/m增加至4m3/m时,酸液的有效作用距离由0.42m增加至0.56m,增加幅度仅0.15m。5.酸和快反应矿物浓度分布研究一定条件下氢氟酸和快反应矿物浓度在地层中的分布是基质酸化优化设计的一个重要内容。当以一定的工艺参数对地层进行基质酸化时,氢氟酸和快反应矿物浓度在地层中的分布如图5、图6所示。由图5、图6可见,在0.6m范围内,氢氟酸的浓度是缓慢减少的,这是慢反应矿物对氢氟酸消耗的结果。基质酸化优化的一个目的就是要在酸液有效作用距离范围内,使慢反应矿物消耗氢氟酸的量降至可以接受的程度。在酸液有效作用距离之外,酸液浓度急剧降低,快反应矿物浓度急剧上升,这表明酸液与快反应矿物之间的反应速度很快,酸液大部分被快反应矿物所消耗。挤注10%hcl+6%hf酸液和其它酸液的适应性试验酸液对地层适应性的研究是通过岩芯酸化流动试验完成的。在一定的温度压力下,用酸化液通过地层实际岩芯进行反应,比较通过酸化前后岩芯渗透率的变化和观察岩芯端面被酸蚀的严重程度。试验使用冀东庙28×1等井层的砂岩岩芯。试验前,把岩芯加工成柱状,洗油,烘干,测定孔隙度和渗透率。图7a、b、c、d是试验的结果。由图7a可见,煤油测得的渗透率约为2.8×10-3μm2。反向挤注19pv的10%HCl+6%HF后,岩芯渗透率保持上升趋势后略有下降。改注煤油后,渗透率逐渐上升,最后稳定在12×10-3μm2。挤注10%HCl+6%HF的结果使得煤油测得的渗透率增加了4倍,而岩芯端面没有见到溶蚀痕迹。图7b是另一个10%HCl+6%HF的酸液适应性的试验结果。与前一个不同的是挤注酸液量增加到26pv。开始挤注煤油时,测得的渗透率为3.2×10-3μm2。反向挤注土酸后,岩芯渗透率先下降,然后逐渐上升,换挤煤油后,渗透率上升至48×10-3μm2,是酸化前的15倍,岩芯端面没有明显的酸蚀痕迹。图7c和图7d是10%HCl+10%HF酸液的试验结果。图7c的试验中,挤注了40pv的高浓度土酸。挤土酸的过程中,渗透率先降低后又剧烈上升,由2.2×10-3μm2降低至0.8×10-3μm2,又上升至46×10-3μm2。换挤煤油后,与前面的10%HCl+6%HF试验现象相反的是,渗透率又下降至7×10-3μm2,即酸化后渗透率只增加了3倍多。岩芯端面并没有松散,但有少量可见的砂粒。图7d的试验结果与图7c的试验结果相似,即挤酸过程中渗透率变化很大,挤注煤油后渗透率又下降。图7d的试验共挤注了28pv的高浓度土酸,渗透率在酸化前为2.2×10-3μm2,酸化过程中增至23×10-3μm2,酸化后稳定在14×10-3μm2,是酸化前的6倍。试验结果表明:不管氢氟酸浓度是6%还是10%,高浓度土酸有着明显的酸化效果。但注酸强度过大,易使岩芯端面过度溶蚀而析砂。在正常注酸强度和注酸时间内,高浓度土酸酸化的结果并没有松散岩芯的骨架。地震资料及应用分析1996年6月至1998年6月,在冀东油田老爷庙地区共进行了11口井20井层次的高浓度酸化试油现场实践。氢氟酸使用浓度为5%～10%,注酸强度为0.6～4.5m3/m,排量在0.15～0.3m3/min左右。分别采用了气化水、水力泵和射流泵等酸化排液措施。酸化工艺成功率100%,而且每次酸化都有效,极大地提高了试油技术的可信度,提高了勘探水平。实例1:庙11×8井位于河北唐海十二分场东约1000m处,是黄骅坳陷北部南堡凹陷老爷庙构造北部庙11断块高部位上的一口预探井。该井38层位于3026.6～3048.7m,22.1m/层。电测解释为顶11.1m干层,中8.8m油层,底干层,气测解释为油水同层。,,38。3026.60～3045.0m。采用二开二关测试工艺。按流动曲线折产,日产油7.48m3,水13.22m3。对应平均流压18.64MPa,外推地层压力28.16MPa,压力系数0.95,地层温度124℃,表皮系数9.58,堵塞比2.06,堵塞引起的压力降为2.35MPa,地层存在污染,且与电测结果不符。因此,对地层进行酸化改造。用酸量为30m3,酸液浓度12%HCl+6%HF,全部酸挤入地层后,立即采用气化水排酸8d,累积排出水107.8m3,油6.3m3。由于该层段固井质量较差,经酸化溶蚀后,造成上下层段窜层,含水量上升。对本层段进行水泥挤封后,重新射孔,采用38mm泵试采,间抽日产油2m3,后因产量太低关井。日产量偏低的原因可能是水泥挤封后重新射孔引起的地层污染,测井解释该层泥质含量高达45%左右。因此,需要对该层重新酸化试油进行评价。鉴于上一次酸化后效果不明显和排酸时间较长,因此采用提高土酸浓度和水力泵强化排液的工艺措施。用酸量10m3,土酸浓度为10%HCl+10%HF。挤酸过程中,压力由18MPa降至14MPa,挤酸1h。全部酸挤入地层后,立即采用水力泵排出残酸。酸化后仅用2h就排完了残酸,大大降低了由于排酸时间过长形成二次沉淀的可能性。为验证地层产液能力和液性及酸化效果,对该层重新进行试油。用15.875mm油嘴放喷,日产油28m3,不含水。庙11×8井是庙北地区东三段地层第一口获得工业油气流的井,它的发现预示着庙北地区东三段地层有着广阔的勘探前景。预计该断块可控制含油面积1.2km2,控制地质储量74×104t。该层自1996年12月投产至1998年5月已累积产油3000t。可见高浓度土酸酸化和水力泵排酸的酸化工艺可以帮助人们客观地认识地层的产液能力和产液性能,提高试油技术的可信度。实例2:庙2井为老爷庙构造北部庙2断块的一口探井,该井东营组2554.0～2562.0m,录井为荧光砂岩,电测解释为含油水层。1985年9月对该井层进行射孔试油,日产油0.25m3,水2.51m3。经分析,采出水的水性与区域水性不符,地层液性未搞清。1996年5月对该层进行挤封后,对2553.6～2557.6m井段重新射孔测试,共回收水0.6m3,带油花。按流动曲线折日产水2.33。解释结果表皮系数为2,说明地层存在污染。为了解地层真实液性,1997年5月21～23日对地层进行酸化增产改造。所用酸液浓度为10%HCl+10%HF,酸量为10m3,挤酸速度为0.15m3/min。挤酸过程中,泵压由10MPa降至6MPa。全部酸液进入地层后,立即用射流泵排酸,排液泵压为17MPa,排液时间为3.5h,排液过程中共排出泥浆4m3。酸化后进行测试,用5mm油嘴放喷求产,日产油39.81m3,不含水,证实该层为一油层。庙2井东一段获工业油气流,不但激活了老井,而且进一步确证了庙2断块东营组含有油气,扩大了庙2断块的含油面积,预计控制含油面积1.0km2,控制地质储量102×104t。该井自1997年7月投产至1998年5月,已累积产油600t。实例3:庙24×2井是老爷庙构造北部庙24×1断块高部位的一口评价井,该井东二段101层2714.2～2715.5m井段,岩屑录井无显示,电测解释为一干层。为了解液性,对该层进行射孔测试,采用三开二关测试工艺。回收物仅为少量原油,未取得储层物性参数。从测试曲线定性分析,地层污染相当严重,致使三次开井都未能解除污染。为了落实地层产液性能和产量,决定对该层采取解堵措施。酸液浓度为10%HCl+5%HF,酸量为6m3,注酸排量为0.1m3/min,泵注压力11MPa。全部酸液进入地层后,立即用射流泵排酸,排酸泵压10MPa,排酸时间2.3h。残酸排出后求产,用ø6mm油嘴套管放喷,日产油34m3,少量气,无水,从而证实该层为一油层。口评价井。该井东三段149层3265.4～3267.5m岩屑录井为浅灰色荧光砂岩,井壁取芯为油斑砂岩,成分以石英为主,长石次之,泥质胶结,疏松。气测解释为含油水层,电测解释为差油层。对该井东三段149层进行射孔测试,采用二开二关测试工艺,共回收2m3泥浆滤液。按流动曲线折日产液5.9m3,评价解释结果为:表皮系数0.75,堵塞比1.08,堵塞引起的压力降1.12MPa。为了进一步了解地层的真实液性和产能,决定对该层进行酸化解堵。土酸浓度为10%HCl+8%HF,酸量为10m3,挤酸过程中,泵压由34MPa降至24MPa,排量为0.17m3/min。全部酸进入地层后,立即采用射流泵排酸,排酸泵压为20MPa,排酸时间2h,其中排酸过程中共排出泥浆1.5m3。残酸排完后油井即自喷。经用ø5mm油嘴放喷,日产凝析油8.4m3,气6882