白河油区长8油层前置酸压裂研究

摘要： 本文基于白河长8油层在勘探开发过程中的低产低效问题，在总结该地区储层的物性特征、岩矿组分以及敏感性基础上，分析了前置酸压裂技术在白河油区的可行性，建立了适用于研究区的前置酸液体系，筛选出了相应的支撑剂。通过压裂酸化软件模拟及分析，优化了前置酸压相关参数。

Abstract： This paper based on the problem of low efficiency in the process of exploration in Baihe oilfield chang 8 reservoir， summarized property characteristics， rock mineral composition and sensitivity， analyzed the feasibility of the lead acid fracturing technology in this region，established suitable system for lead acid and select the corresponding proppant. Through the fracturing acidizing software simulation and analysis， the lead acid fracturing technology parameters was optimized.

关键词： 白河油区；储层物性；前置酸压裂

Key words： Baihe oilfield；reservoir property；lead acid fracturing

中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）03-0033-02

0 引言

由于白河长8油层物性差、渗流阻力大，储层基质向支撑裂缝的供油能力低，常规压裂工艺很难达到预期的增产效果，本文运用储层酸改造技术使油井增产，在形成一条高导流的支撑裂缝的同时也对裂缝附近储层基质的孔渗性进行改善，以提高基质向裂缝的供油能力，取得好的增产效果。在整个改造的过程中，如何实现酸化和水力加砂压裂技术的有机统一是提高储层改造效果的关键。

1 压裂地质特征分析

1.1 储层物、电性特征 长8储层为典型的低孔隙度，特低渗透率储层，其砂岩孔隙度平均值为5.1%；渗透率平均值为0.5078×10-3μm2，并且长8储层孔隙度和渗透率呈指数相关，具有较好的相关关系，说明储层渗透性是孔隙主导的，微裂缝相对不发育。

长8油层平均电阻率为25.94Ω·m，声波时差226.03μs/m，泥质含量24.6%，含油饱和度38.7%。总体上，储层含油性差，数据范围变化大，非均值性强。

1.2 岩性特征 延长组长8油层组岩石类型主要为岩屑长石砂岩，以细—中粒为主，接触方式主要为点-线接触、线接触，胶结类型以孔隙式为主。填隙物以自生粘土矿物和碳酸盐胶结物为主，硅质胶结物含量较低。

1.3 储层温度、压力特征及敏感性评价 平均油层温度为67.7℃。油藏压力平均为17.0MPa，压力梯度均低于0.010MPa/10m。

通过岩心流动试验分析，研究区储层属于弱速敏、弱水敏、弱酸敏、弱碱敏、中偏弱应力敏储层。

2 前置酸压裂机理分析

2.1 前置酸压裂技术 前置酸压裂就是在压开地层后，首先泵入与储层矿物配伍性良好的盐酸体系，清除缝壁表面钙质、无机盐，再泵入复合酸液体系，溶蚀缝壁微孔隙中的粘土矿物，扩大渗透面积；当前置酸液进入油层后，其滤失性可以在近井区域形成滤失带，能够起到解除近井地带压裂液滤饼、加快压裂液的破胶速度以及通过酸岩溶蚀反应三方面的作用，从而改善近井地带裂缝渗流状态达到提高单井产量的目的。

2.2 前置酸压裂机理研究 前置酸压裂工艺可以改善地层与裂缝之间的渗流条件从而达到提高单井产量的目的，其增产机理主要表现在6个方面。

①前置酸对粘土膨胀和微粒运移的防止。

②酸液返排可以促进压裂液破胶。

③酸液对压裂液滤饼的溶解。

④酸岩溶蚀反应可提高裂缝附近地层的渗透性。

⑤通过在酸压裂缝内填充支撑剂形成有效导流能力。

⑥前置酸中表面活性剂的作用。

通过上述六个方面的作用，前置酸压裂工艺可以改善地层与裂缝之间的渗透性、降低压裂液伤害、形成有效的导流能力，从而达到提高单井产量的目的。

3 前置酸体系配方建立与评价

3.1 前置酸体系配方 通过前期酸液建立和添加剂优选，确定了白河北部油区的前置酸酸液体系。

白河北部油区长8储层前置酸体系：8%盐酸+4%甲酸+3%乙酸+0.8%AL-F+0.5%HJF-94（缓蚀剂）+0.5%CF-5C（破乳助排剂）+1%氯化铵+0.5%COP-1（粘土稳定剂）+0.1%

CA（柠檬酸）+0.5%EGME（乙二醇丁醚）。

3.2 前置酸体系性能评价结论 通过溶蚀后成分分析和酸岩动力学测试验证前置酸酸液体系理化特征，结果表明该前置酸体系对岩屑的溶蚀率为32.8%；压裂液中加入前置酸体系后破胶液粘度平均降低了30.8%；加入前置酸体系后与APS破胶后粒径均值相比降低了60.1%，提高了压裂液残渣分解和溶解能力；前置酸体系与胍胶压裂液相搭配对岩心伤害率比胍胶压裂液平均伤害率降低了66.5%。该体系适用于白河北部油区长8储层前置酸压裂改造。

4 支撑剂的优选

支撑剂短期导流能力是快速评价支撑剂选择是否满足工程要求的有效指标，室内选取陶粒和石英砂样品，对比评价了支撑剂的短期导流能力，实验结果见图1。

实验条件：温度：65℃ 充填密度：5.0Kg/m2 驱替介质：蒸馏水。

实验压力： 7 MPa-14 MPa-21 MPa -28 MPa -35 MPa -42 MPa -49 MPa -56 MPa。

从图可说明，在相同闭合压力下，陶粒短期导流能力远大于石英砂短期导流能力，闭合压力在35MPa时，石英砂短期导流能力28.1m2·cm，陶粒短期导流能力122.5m2·cm；

建议使用陶粒作为压裂支撑剂。

5 挤前置酸后关井时间优化

在前置酸压裂施工过程中，挤前置酸后关井时间对形成的裂缝导流能力具有一定的影响，分别对不同关井时间使用PT进行模拟，根据不同关井时间压裂形成裂缝参数及酸作用距离模拟结果，绘制不同关井时间条件下的裂缝长度及酸作用距离如图2所示。

由图2可发现关井时间在裂缝闭合前后缝长变化较大，而在裂缝闭合后关井时间对裂缝长度及酸作用距离没有影响，在关井时间小于20min的情况酸作用距离均可达到裂缝的支撑缝长，而在裂缝闭合前随着关井时间的增加，裂缝长度和酸作用距离都有所降低，但由于酸液的滤失，酸的作用距离降低幅度较大。

由于随着关井时间的增加酸作用距离与裂缝支撑距离相差逐渐增大，因此过长的关井时间也会影响压裂液返排及酸处理范围等，进而影响前置酸压裂的整体效果。通过酸岩反应试验发现，酸与地层岩心完全反应需要1～2个小时，故关井时间过短可能不能实现较好的酸处理效果，在酸液量为14方以内情况控制关井时间在60min，酸液量超过14方情况时控制关井时间在120min，这样即控制酸液的滤失也可保证一定的酸岩反应。

6 结论与建议

①根据对研究区地层性质及压裂工艺特点的研究，前置酸压裂技术适用于该地区。

②通过模拟计算，得出了在酸液量为14方以内情况控制关井时间在60min，酸液量超过14方情况时控制关井时间在120min。

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