壓裂酸化技術難點和挑戰(zhàn)

壓裂酸化技術難點和挑戰(zhàn)正如在我國石油工業(yè)“十五”規(guī)劃報告指出的一樣：現在我國石油工業(yè)面臨的形勢是新區(qū)勘探開發(fā)困難，老區(qū)的增產挖潛還有大量的工作要做。其中，常規(guī)的井網加密已經效果不大，對酸化壓裂措施的認識不夠。同時，增產措施改造的對象越來越復雜，改造目標已經從低滲、單井發(fā)展到了中、高滲和油田整體主要的難題集中在以下幾個方面：復雜巖性油氣藏指的是陸源碎屑巖、碳酸鹽巖和粘土礦物以一定比例均勻存在，沒有任何一種成份在主導地位。典型的代表是玉門酒西盆地的清溪油田，該油田儲量高、品位好，但是儲層礦物組成十分復雜。由于礦物的不連續(xù)分布，酸壓后只能形成均勻、低強度的刻蝕；而水力壓裂由于發(fā)生支撐劑嵌入和粘土礦物的水敏、堿敏現象嚴重，因此目前酸壓和水力壓裂技術對這類儲層多為低效或無效。只能考慮從液體體系上改進工藝措施。高溫、超高溫、深層、超深層和異常高壓地層以準葛爾盆地、克拉瑪依、塔里木和吐魯番為代表，如柯深101井，壓力系數為2.0，溫度135攝氏度，千米橋潛山地區(qū)井深4000m—5700m，溫度在150攝氏度到180度之間。這種地層的技術難點往往是需要的施工壓力和壓裂酸化液體不能達到要求；酸液的反應時間短，酸蝕作用距離短。低滲、低壓、低產、低豐度“四低”儲層如中石油的長慶蘇里格氣田壓力系數在0.8—0.9，滲透率為0.5—3.0達西，中石化的大牛地油田壓力系數0.67—.0.98，滲透率僅為0.3—0.9達西。類似的這種儲層在我國占很大的比例，由于產生水鎖現象進而產生很難解除的水相圈閉，如果不采用特殊的工藝手段，很難得到高效開發(fā)。凝析氣藏代表有千億方的塔里木迪那氣田和中原白廟深層凝析氣藏。這類油田酸化壓裂最大的問題是由于壓力降低后凝析油的析出產生凝析油環(huán)，大大降低了天然氣的產量。高含硫，高含二氧化碳油田這類油田有被譽為“南方海相勘探之光”的普光氣田（儲量高達1144億立方米）；580億立方米的羅家寨氣田。這兩個氣田的含硫量都在10%—12%，遠遠超過3%的行業(yè)標準。硫化氫的高還原性和化學反應活性容易產生單質硫和硫化亞鐵沉淀，在酸化壓裂施工中造成二次傷害。同時，高含硫還會加大鉆、采、集、輸、外運的困難，尤其是在地形復雜，自然條件惡劣的四川丘陵地區(qū)。異常破裂壓力油藏這種油藏埋藏深度和破裂壓力不成正比，以川西致密須家河組和赤水地區(qū)為例：2000多米的井深破裂壓力高達90多兆帕，現場經預處理措施之后，施工壓力仍然高達80多兆帕。造成的直接后果就是壓不開地層，酸液不能進入，對設備的損害比較大。縫洞型、裂隙型碳酸鹽巖我國“九五”規(guī)劃最大的整裝油田——塔河油田就是這類油田的代表。塔河油田560萬噸產量中有80%是依靠壓裂酸化措施取得的。而壓裂酸化中最大的難題是注入液體的濾失，因為這種縫洞型、裂隙型油藏已經并非常規(guī)意義上的裂縫和孔隙，而是體積巨大的溶洞和裂隙。低滲稠油這類油田由于稠油的流動性差，向井流動困難，導致初期增產效果差或無效，酸化壓裂有效期短。9.水平井、多分支等復雜結構井我國從80年代中期在海上應用水平井，水平井的采油工藝遠遠落后于鉆井技術的發(fā)展。水平井等復雜結構井壓裂核心問題是起裂裂縫條數和裂縫方位的控制，水平井酸化存在的問題主要是酸液的均勻置放和長時間浸泡下酸巖反應機理。目前，在這方面已經作了大量的研究工作。酸化壓裂技術發(fā)展現狀及創(chuàng)新壓裂裂縫延伸數學模型研究目前已取得的研究成果主要為由西南石油學院率先提出的三維裂縫模型和控縫高技術以及“四變”：變排量、變粘度、變支撐劑類型和支撐劑粒徑技術。重復壓裂技術重復壓裂定義為壓裂同一口井，同一個層位，同一個地方，區(qū)別于常規(guī)的認為的第一次壓裂無效后的再壓裂或是壓開不同層段。其技術核心可以概括為“堵老縫，壓新縫”，即：堵已經成為儲水通道的縫，堵控制區(qū)域已經完全或大部分產出的老縫。壓新縫的關鍵是把握新縫壓開的時機，新縫的壓開總是發(fā)生在最大最小應力場改變時。3.高含硫油田目前國外常用的方法是用互溶劑吸收生成的單質硫?，F在又提出了“雙管齊下”的解決辦法：即同時降低鐵離子濃度和用硫化氫吸收劑把單質硫的形成扼殺在搖籃中。低滲低壓油田目標是減少水鎖和水相圈閉，可以考慮的途徑有：盡量減少進入氣層的液量，減少濾液的表面張力，減少毛管阻力。目前的措施包括：。1提高返排速度：液氮伴注，分段破膠，強制閉合，高效返排；。2二氧化碳泡沫壓裂；。3自生氣/生熱增壓助排；04表面活性劑壓裂液異常破裂壓力降低摩阻，增加酸液的密度和強度是治標的方法。治本的途徑包括：高能氣體壓裂、酸化預處理、射孔參數優(yōu)化?，F場實踐表明，通過上述方法可以分別減小井口壓力10MPa,4—10MPa,5MPa左右。復雜結構井壓裂機理和技術關鍵的技術是合理設計壓開裂縫條數，優(yōu)選裂縫長度。以前的觀點認為水平井相當于一口水力壓裂井，但是最新完井思想認為水平井鉆成后必須要做增產措施才能發(fā)揮其全部產能。因此完井方式上要預先考慮有利于裂縫的形成，有利于后續(xù)的酸化壓裂改造。酸化壓裂新觀點：傳統(tǒng)觀念認為碳酸鹽巖水力壓裂會造成礦物脫落，堵塞裂縫和孔隙，一般增產措施應該采用酸壓和基質酸化；而砂巖油藏由于膠結疏松，容易壓破地層邊界，酸液均勻溶蝕巖石，不能形成溝槽，酸壓后裂縫大部分閉合，沒有形成導流能力等原因，經典教科書上都不推薦采用酸壓。現場作業(yè)已經大大地挑戰(zhàn)了上述傳統(tǒng)觀點，如采用酸基壓裂液，凍膠酸的碳酸鹽巖水力壓裂以及砂巖儲層的酸壓都取得了不錯的增產效果，但其機理研究還需進一步深入。一、表面活性劑壓裂液體系在表面活性劑稀溶液中，當其濃度大于臨界膠束濃度（CMC）,均可形成球狀膠束。隨著表面活性劑和鹽濃度的增加，電解質壓縮膠束的界面雙電層，膠束中表面活性劑分子之間的排列趨于緊密，結構和體積發(fā)生突變，膠束由球狀向棒狀和蠕蟲狀轉變，粘彈性大大增加，形成凍膠狀；但不同的表面活性劑在不同的鹽溶液中，形成的凍膠狀不同。膠束的粘彈性大小直接與蠕蟲狀膠束的生長有關。蠕蟲狀膠束體系是一個平衡體系，其相對分子質量分布（MWD）不是固定的，受溫度、礦化度、反離子濃度、表面活性劑類型與體積分數和溶劑等因素影響。對于CTAB/NaSal體系，Granek等人［14］研究表明膠束的平均長度L與表面活性劑濃度相關，對低鹽度（0.1mol/LKCl）,膠束長度L隨著表面活性劑濃度增大而增大，而高鹽度時（0.25mol/LKCl）,卻隨著表面活性劑濃度增大而減小。鹽的性質和濃度對膠束的增長和特性存在嚴重的影響。Khatory等人［15］研究了不同濃度的CTAB在KBr溶液中的增長情況，在溫度較高（35€）時，隨鹽度的增大（KBr鹽度變化范圍0.4,1.0,1.5和2.0mol/L），膠束增長；溫度較低（31^）時，隨鹽度的增大，膠束長度L有個最大值,即鹽度的增加促進了膠束的締合、交聯(lián)，隨溫度升高將破壞膠束的形成的結構，粘度降低。表征膠束理化性能的研究方法較多，主要有光散射法、凝膠色譜法、超速離心沉降法、電鏡法、粘度法、熒光法、核磁共振波譜法、中子散射法和小角度激光散射法。近年來，研究表明由水溶性表面活性劑在一定條件下可形成粘彈性膠束壓裂液，具有良好的流變性能，清潔、無固相殘渣，即清潔壓裂液。國外自1997年起，已開展了2100井次的清潔壓裂液壓裂實施。二、 低濃度瓜爾膠壓裂液近年來，美國公司開發(fā)了一種新型低聚合物濃度的壓裂液體系［18］,它由聚合物、緩沖劑、交聯(lián)劑和破膠劑組成。聚合物是一種高屈服應力的羧甲基瓜爾膠（HY—CMG）,而不是目前常用的羥丙基瓜爾膠，可以在極低的聚合物濃度下使交聯(lián)鏈節(jié)延展，其聚合物用量僅約為常規(guī)聚合物用量1/2,—般使用濃度為0.15%?0.30%,可適用地層溫度為93?121€。該壓裂液體系具有以下特點：（1）壓裂液具有低聚合物濃度，交聯(lián)后卻比常規(guī)HPG交聯(lián)凍膠粘度高，能形成較理想的裂縫長度；（2）成本較表面活性劑壓裂液低；（3）降低聚合物用量，減少了壓裂液殘渣與傷害，返排更好。該壓裂液體系具有較高的粘度，具有良好的攜砂能力。目前，國外已經進行了350口井以上的實施，獲得了較理想的縫長和較徹底的清潔返排，增產效果好于使用HPG交聯(lián)凍膠的結果。三、 低分子瓜爾膠壓裂液低分子瓜爾膠壓裂液（LMW）［19,20］是近年國外開發(fā)的一種全新理論的壓裂液新體系，仍然利用了表面活性劑壓裂液低分子締合特點和PH值控制液體流變性的優(yōu)點，可實現“低粘高彈”、不需要破膠劑破膠和聚合物可回收循環(huán)再利用，達到降低儲層傷害和降低壓裂液成本的目的。實驗室和油田測試結果表明該體系明顯優(yōu)于其他的聚合物體系，是一種更有效的壓裂液體系。因為它的低濾失，攜砂能力強，在較低的泵送速率下支撐劑濃度卻可以提高，壓裂施工用液量可減少到原來的一半或更低。這些優(yōu)點可歸因于更短的支鏈聚合物，因為它可以形成更緊密、更復雜的聚合網絡。于瓜爾膠在低分子化過程中，將常規(guī)植物膠的水不溶物的主要成分———蛋白質演變成了水溶成分，纖維素經過衍生和解聚作用也變成可溶物。常規(guī)瓜爾膠較高的水不溶物變?yōu)榱擞疫叺头肿忧鍧嵥芤?。在不同閉合壓力下，低分子瓜爾膠壓裂液的支撐裂縫導流能力恢復率明顯高于常規(guī)瓜爾膠壓裂液體系，進一步提高導流能力恢復率21%?38%。國外已經完成室內研究，并開展了現場試驗。四、 CO2泡沫壓裂液CO2泡沫壓裂是國內外普遍采用的壓裂措施。目前國內缺乏工業(yè)化的羧甲基瓜爾膠或羧甲基羥丙基瓜爾膠產品，而羥丙基瓜爾膠使用于堿性交聯(lián)。國內針對羥丙基瓜爾膠稠化劑，研制了與之相適應的酸性交聯(lián)劑AC—8和起泡劑FL—100,配套其它壓裂液添加劑，形成了酸性交聯(lián)的CO2泡沫壓裂液新體系】21］。先后完成了在長慶、吉林、大慶油田42口井的應用，滿足了國內3500m井深、120°C、加砂40m3壓裂改造的需要。針對表面活性劑壓裂液存在成本高、濾失較大等缺點，不能滿足低壓、水敏儲層壓裂改造的需要，國內首次提出了清潔CO2泡沫壓裂液的研究與應用。利用VES壓裂液在弱酸性介質下仍然具有良好增粘能力和表面活性劑良好起泡的特點，將表面活性劑壓裂液與CO2介質相結合，形成清潔CO2泡沫壓裂液新體系。該體系具有酸性起泡、穩(wěn)泡能力強，泡沫流體降低濾失，提高壓裂液效率，減少液體的用液量等特點，進一步降低了壓裂液成本。該壓裂液體系已經完成了室內研究并在油田進行現場試驗，工藝成功，助排、增產效果明顯。五、 清水壓裂技術清水壓裂（Waterfracs）是始于美國20世紀90年代中期的一項新技術。它是用水(或加入極低濃度聚合物形成低摩阻滑溜水)在較高排量下進行的，僅使用極少量支撐劑與極低砂液比，在裂縫拐彎與扭曲處橋塞支撐，已經成功應用于低滲透儲層的增產改造。清水壓裂主要優(yōu)點是降低壓裂液及施工成本，適合于低滲透油藏的壓裂改造，特別是低效難動用儲層的壓裂改造。清水壓裂應用很大程度上依賴于地層特性與就地應力場：裂縫的剪切錯位程度、裂縫面粗糙度與巖石力學性質等。清水壓裂液體系是由水、降阻劑、粘土穩(wěn)定劑和表面活性劑組成，其中降阻劑為人工合成聚合物或低濃度瓜爾膠。清水壓裂工藝過程一般包括：水基流體作為前置液，占體系的50%,而攜砂液不同濃度的支撐劑量，其中45%量為0.5%lbm/gal濃度支撐劑的攜砂壓裂液，5%為2.0%lbm/gal濃度支撐劑的攜砂壓裂液。在吉林油田、四川油田開展了現場試驗研究，壓裂施工成功，增產效果顯著。1．清水壓裂主要有以下特點:較大的施工間隔段；工作液效率低，用量大;工作液粘度低，形成的裂縫寬度較窄；攜砂能力差；要求較高的泵注排量,以補償工作液的高濾失；形成的裂縫幾何形狀較復雜。2．清水壓裂的增產機理清水壓裂增產依靠以下幾種機理相互作用:由于巖石中天然裂縫具一定表面粗糙度,閉合后仍能保持一定的縫隙,就可以形成對低滲儲層來說已經足夠的導流能力。清水壓裂基本上不存在殘渣傷害問題與聚合物壓裂液相比裂縫的導流能力受殘渣傷害有所降低。清水(線性膠)攜砂能力弱,支撐劑易沉降到較細垂直天然裂縫中,使微裂縫處于張開狀態(tài)。壓裂過程中,巖石脫落下來的碎屑(特別是在頁巖地層中)它們可能形成“自撐”式支撐。剪切力使裂縫壁面產生剪切滑移,在裂縫延伸過程中使已存在的微隙裂開,并使斷層面及其它弱面張開?？傊?當裂縫周邊的巖石在壓力超過“門檻”壓力后,即發(fā)生“滑移”破壞,兩個裂縫粗糙面的滑動,使垂直于縫面的縫隙膨脹，停泵后,張開了的粗糙面使它們不能再滑回到原來的位置,從而剪切產生的裂縫滲透率得到保持。3．清水壓裂增產的適應性清水壓裂由于攜砂能力差,砂濃度低,故清水壓裂施工的效果取決于是否存在著有利的天然裂縫系統(tǒng)以及它們對壓力及原有的就地應力的響應程度。清水壓裂一般適用于以下條件的地層:低滲透地層研究表明:油氣藏滲透率越低,裂縫所要求的導流能力就越低"下面是適合清水壓裂的油藏滲透率劃分界限:主要應用于油氣藏滲透率〈0.05mD；在滲透率為0.05Md?O.lmD的油氣藏中可以使用；滲透率〉0.1mD存在天然裂縫油氣藏。高強度巖石地層研究表明:巖石的楊氏模量越高,巖石越堅硬,壓裂易形成粗糙的節(jié)理,越有利于保持裂縫張開,保持裂縫的導流能力：清水壓裂主要應用于楊氏模量〉34475MPa的油氣藏；在楊氏模量為68955MPa~34475MPa的油氣藏中可以使用。具低閉合應力地層低應力有利于使殘余的裂縫保持張開,一般要求閉合應力梯度〈0.01765MPa/m,而且閉合應力越低,壓差越大的地層越有利于清水壓裂。具天然裂縫的地層天然裂縫的儲層,水力壓裂可以沿天然裂縫網絡延伸,增強裂縫的導流能力,并有利于天然裂縫網絡和井筒之間的連通性。壓力較低的地層此種地層采用傳統(tǒng)的凍膠壓裂返排比較困難凝膠滯留于地層對儲層造成傷害,而清水壓裂有助于加速返排,可以避免凝膠損害。4．清水壓裂的優(yōu)點易形成有一定導流能力的長裂縫;消除凍膠損害,加速返排,由于清水壓裂可免去制備凍膠所需的成膠劑!交聯(lián)劑與破膠劑,不含殘渣,不會堵塞地層,是有利于返排的;延伸已有的天然裂縫或形成相互連通的天然裂縫網;減少了支撐劑的用量及運輸費用,降低了施工成本"清水壓裂與常規(guī)凍膠壓裂在相同規(guī)模的作業(yè)中,可節(jié)省費用40%~60%"對于那些滲透率很低的邊際油氣田,清水壓裂將是開采這類油氣田的重要措施,也是降低采油成本,增加動用儲量的有效途徑。5．清水壓裂的缺點清水壓裂雖然存在以上優(yōu)點,但是由于清水壓裂施工中,泵入的支撐劑量和支撐劑濃度均較低,因此清水壓裂存在以下缺點:形成的裂縫導流能力較低,這是由于清水壓裂砂比極低,難以形成良好的支撐；攜砂能力差,一方面支撐劑在裂縫中的快速沉降,使支撐劑的輸送距離有限,有效縫長很短;另一方面支撐劑的沉降也影響支撐劑在裂縫中的均勻鋪置,難以提高裂縫導流能力,還最容易產生砂堵；有效縫長快速變短在清水壓裂中,低粘度清水輸送支撐劑的能力較低,導致支撐劑顆粒快速沉降,不能將支撐劑輸送到遠井地帶,從而嚴重地限制了有效裂縫長度。6．清水壓裂基本工藝設計液體配方組成:清水+降阻劑+表面活性劑+粘土穩(wěn)定劑；為了減少支撐劑的泵入量與施工成本,一般的清水壓裂施工前置液占50%,隨后泵入60kg/m3濃度的支撐劑，并在整個施工階段保持一個定值，施工結尾時(通常剩余5%的施工液體)支撐劑濃度增加到240kg/m3,其目的是為了增加井筒與裂縫之間的連通性〃清水壓裂設計一般考慮下面幾個因素:設計支撐縫長或壓裂縫長的體積;滿足裂縫導流能力和裂縫寬度的支撐劑篩析尺寸;達到足夠導流能力的支撐劑濃度;產生足夠裂縫寬度的泵注排量。7．混合清水壓裂微地震研究表明:清水壓裂能形成長裂縫,但是支撐裂縫的有效長度將隨著支撐劑的濃度和鋪置的有效