一种碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方 法。
【背景技术】
[0002] 碳酸盐岩油藏的主要成分为碳酸钙和碳酸镁，其质量百分含量在95%以上。对于 这类油藏，通常采用酸化压裂方法达到增产的目的。酸化压裂工艺又称为酸压工艺，其原 理为，在压裂液压开地层后，再注入以盐酸为主要成分的酸液体系，利用盐酸和碳酸盐岩反 应，刻蚀压裂裂缝表面，使裂缝表面变得高低不平，这样在裂缝闭合后，裂缝壁面之间就会 形成一定的油流通道，使得地层流体通过酸蚀裂缝流入井筒，实现对储层的增产改造。
[0003] 由于酸液体系中加入了助排剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂等添加剂，这些添加剂 的成分大多为表面活性剂和聚合物类，并且残酸返排过程中携带固相颗粒，这些高分子化 合物和固相颗粒能吸附在油水界面上形成稳定的界面膜而阻止液滴间的并聚。由于界面膜 的机械强度是决定乳状液稳定性的主要因素之一，实验证明，脂肪醇、脂肪酸及脂肪胺等非 离子型有机物可以在界面上插入带电的乳化剂中间，使得界面膜变得致密，降低了界面张 力，从而导致了膜强度的增加，增加了乳状液的稳定性。所以酸压后返排时，酸液添加剂和 固相颗粒使乳状液更稳定，增加了酸压后原油的破乳难度。（马自俊，乳状液与含油污水处 理技术，北京：中国石化出版社，2006:15-18)。
[0004]通常，在酸液体系里加入破乳剂，目的是为了使得酸压后返排时原油尽快破乳，进 入管线流程，实现油水分离。但是，酸压施工后酸液体系和碳酸盐岩反应后的残酸使破乳剂 的浊点降低，破乳剂的亲油性增强，吸附在油水界面的破乳剂向油相分散转移，导致破乳剂 的破乳能力减弱（胡文丽，残酸返排液对原油乳状液破乳效果的影响，断块油气田，2007， 14(4) ：78-79)〇
[0005] 对于20°C条件下，密度大于0. 9克/立方厘米的稠油油藏，由于重质油中胶质、沥 青质、环烷酸含量更高，环烷酸钠盐作为一种乳化剂，在与胶质沥青质等天然表面活性物质 共同作用下，使含水原油形成更加稳定的油包水或水包油型乳状液，导致重质原油破乳脱 水比轻质原油破乳脱水更困难，使得达到进入系统要求的原油在酸压后所需要的返排天数 更长。轻质原油井在规模为600立方米的酸压施工后，需要返排3~4天，原油可达到进入 系统的要求，而重质油井则一般需要7~10天。
【发明内容】
[0006] 为了解决稠油油藏稠油井酸压后重质原油破乳困难的难题，本发明提供一种碳酸 盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，通过顺序注入含有不同浓度盐酸的酸液体系，在满足酸压 造缝能力的条件下，降低稠油油藏酸压后破乳的难度，缩短破乳时间，从而解决重质原油酸 压后破乳的难题。
[0007] 具体来说，本发明采用的具体技术方案为，一种碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方 法，将高浓度和低浓度的盐酸依次注入地层；该方法具体包括下述工序：
[0008] 1)通过油管向地层中注入滑溜水的工序；
[0009] 2)通过油管向地层中注入压裂液的工序，压裂液的粘度为100~400mPa?s;
[0010] 3)通过油管向地层中注入含有常规浓度盐酸的胶凝酸体系的工序，所述常规浓度 盐酸为质量百分比为20%的HC1 ;
[0011] 4)通过油管向地层中注入含有低浓度盐酸的胶凝酸体系的工序，所述低浓度盐酸 为质量百分比为15%的HC1;
[0012] 5)通过油管向地层中注入滑溜水的工序；
[0013] 其中，工序1)、2)、3)、4)、5)所注入的液体占注入地层总液体的体积比例分别为： 工序1)中所述滑溜水占为3%~10%，工序2)中所述压裂液占40%~60%，工序3)中所 述含有20%HC1的胶凝酸体系占20%~30%，工序4)中所述含有15%HC1的胶凝酸体系 占10%~20%，工序5)中所述滑溜水的体积比例为5%~15%，其中体积单位均为m3。
[0014] 前述的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，所述工序3)中，注入的胶凝酸组成 为：20%HC1+0. 8%胶凝剂+2. 0%高温缓蚀剂+1. 0%助排剂+1. 0%铁离子稳定剂+1. 0% 破乳剂，其余为水，其中所述百分比为质量百分比。
[0015] 前述的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，所述工序4)中，注入的胶凝酸组成 为：15 % HC1+0. 8 %胶凝剂+2. 0 %高温缓蚀剂+1. 0 %助排剂+1. 0 %铁离子稳定剂+1. 0% 破乳剂，其余为水，其中所述百分比为质量百分比。
[0016] 前述的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，所述工序1)中，注入的滑溜水的组成 为：清水+0.2%瓜尔胶+0. 1 %杀菌剂+0.025% pH值调节剂，其中所述百分比为质量百分 比。
[0017] 前述的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，所述工序4)中，注入的压裂液为瓜尔 胶压裂液。
[0018] 前述的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，所述工序3)中，在地层中注入含有 20% HC1的胶凝酸体系的工序包括以不断增加的排量注入含有20% HC1的胶凝酸体系的工 序，排量的单位为m3/min，优选为分别以6. 0~6. 2m3/min和6. 2~6. 4m3/min的排量两次 注入。
[0019] 前述的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，第一次向地层中注入含有20%HC1的 胶凝酸体系是以6.0~6.2m3/min的排量注入，当所注入的含有20%HC1的胶凝酸体系占 注入地层总液体的体积比例为5~20%时，进行第二次提排量注入含有20%HC1的胶凝酸 体系。
[0020] 前述的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，第二次向地层中注入含有20%HC1的 胶凝酸体系是以6.2~6.4m3/min的排量注入，当所注入的含有20%HC1的胶凝酸体系占 注入地层总液体的体积比例为10~25%时，停止注入含有20%HC1的胶凝酸体系。
[0021] 本发明针对高温深井（120~140°C，5000~6000m)稠油区块碳酸盐岩储层酸压 后破乳难度大、破乳时间长的难题，提出了一种碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，通过常 规盐酸浓度和低盐酸浓度的酸液体系依次注入碳酸盐岩储层，对压裂裂缝进行刻蚀，达到 降低稠油油藏酸压后破乳脱水难度和缩短脱水时间的目的。
【附图说明】
[0022] 图1是本发明碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法的流程示意图。
[0023]图2是50MPa闭合压力下不同盐酸浓度酸蚀前后裂缝导流能力对比图。
[0024] 图3是TH12190井酸压施工曲线图。
【具体实施方式】
[0025] 对于高温深井碳酸盐岩储层，采用变盐酸浓度酸压方法施工时，遵循如下的选井 原则：
[0026] 1?地质条件：
[0027] 1)地质上储集体与井眼距离小于100米，所选酸压井处在油气富集的条带上；
[0028] 2)酸压区块原油粘度在20°C、常压（1个标准大气压）条件下，密度大于0. 9克/ 立方厘米。
[0029] 2?工程条件
[0030] 1)固井质量合格；
[0031] 2)套管无破损。
[0032] 本发明通过顺序注入含有不同浓度盐酸的酸液体系，在满足酸压造缝能力的条件 下，降低稠油油藏酸压后破乳的难度，缩短破乳时间，从而解决重质原油酸压后破乳的难 题。
[0033] 下面详细说明本发明的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，以阐述本发明所采用 的方法的特征以及证明本发明的效果。
[0034] 为了解决高温深井稠油区块碳酸盐岩储层酸压后破乳难度大、破乳时间长的难 题，本发明人对高温深井碳酸盐岩储层油田的开采进行了多方面的研究，得到了如表1所 示的不同盐酸浓度酸液的常规性能。其中，酸液的配方为：〇. 8% XC-107胶凝剂+2. 0% XC-13缓蚀剂+1. 0% XC-07助排剂+1. 0% XC-16铁离子稳定剂+1. 0% XC-08破乳剂。
[0035] 所述高温深井稠油区块碳酸盐岩储层的温度为120~140°C，深度为5000~ 6000m的储层。
[0036] 通过室内实验研究及表1所示结果可以看出：适当降低酸液体系中盐酸的含量， 可以有效缩短酸压后的破乳时间。低盐酸浓度酸液体系（15% HC1)与常规盐酸浓度酸液体 系（20% HC1)相比，液体性能基本满足酸压造缝的要求。
[0037] 表1含有不同浓度盐酸的酸液的常规性能
[0038]
[0039] 图2是不同浓度盐酸的酸蚀裂缝导流能力。根据实验结果和图2所示，在50MPa闭 合应力下，20%盐酸浓度的酸液体系导流能力从酸蚀前的0. 0031 ym2 ? cm增加到酸蚀后的 8. 139 y m2 ? cm，15%盐酸浓度的酸液体系导流能力从酸蚀前的0. 0030 y m2 ? cm增加到酸蚀 后的2. 316 ym2 ? cm。可见，15%盐酸浓度的酸液体系仍然具有较大的酸压裂缝刻蚀能力。
[0040] 本发明的碳酸盐岩油藏变盐酸浓度酸压方法，主要针对高