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对下古碳酸岩盐储层酸压(化)改造的酸液体系的发展均以降低酸液滤失,改变储层同层或层间布酸不均匀为目的。由于储层的非均质性和层间差异,酸压(化)过程中,普通的酸液包括稠化酸总是优先对高渗地段进行溶蚀,一旦形成主酸溶孔道后,后续的主体酸将沿着主酸溶孔道进行推进并继续反应,从而导致低渗层段见酸过少或根本不见酸,严重影响储层改造效果。为降低酸液滤失,油田上曾使用过前置液酸化、多级注入酸化等多种工艺技术,但由于作为前置液或嵌段注入液的瓜胶冻胶遇酸后会立刻破胶,因而仍无法阻止酸液的大量滤失,尤其对于超低渗的下古碳酸岩储层根本无法达到造长缝的目的,影响酸化效果。同时上述工艺的实施需要大量的瓜胶液冻胶作为前置液或隔离液,因此施工成本也会成倍增加。而且稠化酸在返排时不会降解,粘度较高,除造成返排困难外还会对储层产生聚合物滞留伤害。

为达到充分开发低渗气田下古生界碳酸盐岩储层的目的,森瑞石油开发出了高分子稠化剂和配套交联剂。稠化剂在聚合过程中引入了大量的耐酸基团和羧基,羧基在强酸性条件下充分舒展和交联剂进行交联,体系由线形结构变成网状结构达到降低酸液滤失的目的,而酸冻胶体系由于交联后成网状结构并可挑挂,其初始粘度大于800mPa.s,因此能够满足造长缝的施工要求。由于酸冻胶初始粘度很高,因此冻胶与碳酸岩接触初期几乎不反应,滤失很小,当其破胶后,大量的H+被释放出来,使得盐酸能够和不同孔渗的储层进行充分反应,从而在储层中能够达到均匀布酸的目的。该技术在新疆油田已经应用超过50井层,增产效果明显。

交联酸压裂技术特点:

Ø HCl加量范围7~20%,利于储层调整不同酸液配比;

Ø 体系有良好的耐温抗剪切性能,90℃、170S-1连续1小时剪切粘度大于100mPa.s;

Ø 稠化剂无固相、破胶液无残渣,对储层伤害小;

Ø 可极大减小酸液在储层中的滤失,利于储层造长缝;

Ø 适用储层温度(80~120℃)碳酸盐岩储层改造。


陕西森瑞石油/centrealoil


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