高含H2S气田大型酸压工艺技术讲义2

中原油田分公司采油工程技术研究院二〇一一年九月王安培中原油田分公司主要内容一．普光气田储层概况二．储层改造难点三．酸压液体优化技术四．多级注入酸压工艺技术普光气田储层概况第一部分普光气田位于四川省宣汉县,探明地质储量xxxx亿立方米。气田主体为飞仙关—长兴组。气藏为构造—岩性控制的、带边水的碳酸岩裂缝—孔隙型高含硫气藏。1、储层概况H2S：平均含量14.28%CO2：平均含量10.3%◆埋藏深：4500m～6700m◆温度高：100℃～140℃◆厚度大：186.1m～519.7m◆井段长：212.9m～611m普光气田储层特点◆渗透率级差大，纵向上非均质性严重。普光气田储层物性飞三段渗透率：0.01-83.96×10-3μm2；飞二、飞一段渗透率0.01-3354.70×10-3μm2。普光302-1井电测解释曲线GR080SP-40120钻时060深度(m)层位测井解释C10.01100∑C0.01100LLS10100000LLD10100000DT10020DEN2.23射孔井段51505200525053005350540054505550飞一二段长兴组56575859606162636465666768697071727374757677787980818283848586878889909192939495射射射普光302-1井电测解释曲线GR080SP-40120钻时060深度(m)层位测井解释C10.01100∑C0.01100LLS10100000LLD10100000DT10020DEN2.23射孔井段54505550飞一二段长兴组939495射射射统计16口开发井，Ⅱ+Ⅲ类储层占90.11%。◆Ⅰ类储层占9.89%；◆Ⅱ类储层占36.34%；◆Ⅲ类占53.77%。2、钻遇储层情况各类储层分布对比图普光气田单井有效厚度柱状图ⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅠⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅡⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅢⅠ050100150200250300350400450P104-2P103-2P102-2P102-3P301-2P301-3P301-4P302-2P302-1P302-3P303-2P303-1P304-3P202-1P201-2P201-1有效厚度(m)188.6151.2327.5294.5353.3320.9419.1203.9265.0160.3178.5161.7159.8191.6289.2276.0储层改造是提高产能的必要手段3、裂缝发育及井漏情况102-2104-2301-3飞一～二段是井漏主要井段，污染严重，需要酸压解放储层产能018.20009.100072.70102030405060708090频率(%)大孔粗喉大孔中喉大孔细喉中孔中喉中孔细喉中孔微喉小孔细喉小孔微喉微孔微喉孔喉组合类型普光气田飞三段储层孔喉组合类型频率直方图普光2井/1144.743.646.526.47.05.50.94.3015.30.91.800.601.201.20102030405060708090频率(%)大孔粗喉大孔中喉大孔细喉中孔中喉中孔细喉中孔微喉小孔细喉小孔微喉微孔微喉孔喉组合类型普光气田飞一二段储层孔喉组合类型频率直方图普光302-1井/114普光2井/163◆孔喉组合类型以大孔粗喉型、大孔中喉型、中孔细喉型为主，以孔隙为主，局部有裂缝发育8.818.084.220.01.810.002.03.530.01.87.00004.009.00102030405060708090频率(%)大孔粗喉大孔中喉大孔细喉中孔中喉中孔细喉中孔微喉小孔细喉小孔微喉微孔微喉孔喉组合类型普光气田长兴组储层孔喉组合类型频率直方图普光302-1井/57普光6井/1004、储集空间与孔隙结构酸压是投产的必要手段井漏主要井段，污染严重，酸化解堵酸压可有效改善孔、渗关系飞三段：储层以微孔微喉型占绝对优势，储层孔隙结构较差，不利于开发飞一～二段：储层以大孔粗喉、大孔中喉型为主，储层结构好，利于开发长兴组：储层以大孔中喉型、中孔细喉型为主，孔渗配合不好储层改造难点第二部分长井段非均质储层酸压改造技术难题井段长大排量施工埋藏深酸液摩阻低温度高酸岩反应快，酸液穿透距离短缝洞发育酸液滤失严重非均质性严重有效动用Ⅱ、Ⅲ类层难度大高含硫化氢硫化亚铁和单质硫沉淀，堵塞储层研发针对长井段、高含硫储层的低摩阻、耐高温、抗硫化氢、缓速性能好的深度酸压液体体系。研制封堵高渗层、天然裂缝与孔洞的温控酸压暂堵剂。利用化学与工程相结合的方法，控制储层吸液能力，使得Ⅱ、Ⅲ类层得到有效动用。形成一套适用于长井段、高含硫气藏的暂堵分流多级注入酸压工艺技术。大规模酸压改造技术关键酸压液体优化技术第三部分针对储层高温、高含硫特征，研制的抗硫添加剂和形成的酸液配方能够满足气田酸压改造的要求①气藏高含H2S，中含CO2，溶于水后生成SO42-、CO32-，在酸岩反应末期，随着PH值升高，SO42-、CO32-与残酸中的Ca2+、Fe3+等高价金属离子结合将生成二次沉淀，所以要求酸液在H2S环境下具有良好的高温缓蚀能力和稳铁控硫能力②储层压力系数较低，要求酸液体系具有高的表面活性，返排能力强③储层敏感性强，对配液水质要求高，添加剂不含无机盐类；部分层段碱敏较强，前置胍胶液不能呈碱性酸压液体设计原则酸压工艺对酸压液体的要求①由于该储层天然裂缝发育、产层厚，酸压规模大、施工时间长，要求液体具有足够粘度，一是为了压开地层、产生有效人工裂缝，二是通过高粘液体实现对滤失的控制，延缓酸岩反应速度，增大酸液有效穿透深度；同时酸压液体体系具有好的耐温耐剪切性能。②由于井深、储层岩石致密，在高排量施工下会产生较高的井口施工压力，要求酸液具有较好的降阻能力。③入井液体种类多，要求互相配伍性好，主要添加剂要尽量通用。1、全岩分析碎屑岩及粘土矿物极低，碳酸盐岩含量97.02%矿物种类和含量%井号井段m石英钾长石钠长石方解石白云石黄铁矿重晶石硬石膏粘土矿物总量%5297.92-5306.100.7/0.562.434.6///1.8普光15421.05-5429.350.7//17.478.22.1//1.6平均0.9597.351.74775.19-4784.480.8//3.288.23.1//4.74818.04-4827.840.7//39.757.7///1.94938.70-4948.100.3//2.395.8///1.6普光25032.61-5041.561.9//1.197////平均0.9397.022.05有利酸压技术的应用井号井段m20%HCl30%HCl60℃90℃60℃90℃普光15297.92-5306.1094.0494.4895.5698.405421.05-5429.3596.1096.3696.4597.69普光25032.61-5041.5691.3994.5691.6895.614938.70-4948.1095.1096.4295.5798.02PD-15367.5-5376.893.2096.3894.2198.155001.7-5002.695.1096.4295.5798.0220%HCl酸岩溶蚀率90％以上。酸浓度超过20％，溶蚀率增长幅度不大选择以盐酸为基液的酸液体系HCl浓度不超过20％2、酸岩溶蚀率试验J=5.68×10-5C1.7268120℃普通酸酸岩反应测定结果反应体积浓度时间转速岩盘面积反应速度mlmol/Lsrpmcm2mol/cm2.s5437.2864505.64.67362.4E-45025.643182498.54.67367.32E-55214.283304500.74.67365.79E-55172.782422501.94.67363.85E-5普通酸酸岩反应动力学J=8.54×10-7C2.690120℃胶凝酸酸岩反应测定结果反应体积浓度时间转速岩盘面积反应速度mlmol/Lsrpmcm2mol/cm2.s5446.90696503.44.65831.31E-45385.169192501.54.65837.10E-55473.670321498.94.65833.6E-55322.624428503.24.67369.04E-6胶凝酸白云岩反应速度比普通酸低2个数量级选择胶凝酸进行储层深度改造胶凝酸酸岩反应动力学普通酸酸压工艺胶凝酸一级注入酸压工艺胶凝酸一级注入+闭合酸化酸压工艺“多级注入+闭合酸化”酸压工艺3、酸蚀裂缝导流能力试验胶凝酸多级注入酸蚀裂缝导流能力试验胶凝酸酸多级注入+闭合酸化酸蚀裂缝导流能力试验闭合酸化显著提高导流能力020406080100120导流能力（μm2.cm）35级数排量为15ml/min排量为30ml/min0100200300400500600700800导流能力（μm2.cm）3级注入酸压5级注入酸压闭合酸化前闭合酸化后提高排量显著提高导流能力随着地层应力增大，酸蚀裂缝导流能力明显下降增加注入级数，提高施工排量，能够提高酸蚀裂缝的导流能力闭合酸化能显著提高近井地带的酸蚀裂缝导流能力4、深穿透胶凝酸体系通过酸岩反应动力学和酸蚀裂缝导流能力试验研究，确定适合普光储层特征的深穿透胶凝酸体系和多级注入技术方法采用深穿透胶凝酸作为酸压主体酸，通过闭合酸化技术提高裂缝的导流能力。酸压液体设计思路5、酸压液体添加剂优选H2S环境中酸液腐蚀研究沉淀控制技术研究助排剂优选粘土稳定剂优选胶凝酸稠化剂优选酸液配方及性能评价多级注入酸压前置液酸压液体现场应用6、酸压液体添加剂优选H2S环境中酸液腐蚀研究沉淀控制技术研究助排剂优选粘土稳定剂优选胶凝酸稠化剂优选酸液配方及性能评价多级注入酸压前置液酸压液体现场应用㈠H2S环境中酸液腐蚀研究饱和H2S+28%HCl+1.5%A饱和H2S+残酸(28%HCl+1.5%A)20%HCl+1.5%A+H2S20%HCl+1.5%B+H2S20%HCl+1.5%FAH+H2S20%HCl+1.5%A10.8g/m2.h0.79g/m2.h3.96g/m2.h2.39g/m2.h13.03g/m2.h19.21g/m2.h腐蚀评价试验(N80，90℃)腐蚀评价结论不同酸液浓度①20%HCl+H2S:放大后，点蚀面积大、深度浅②28%HCl+H2S:点蚀的密度大、深度较大。不同酸液介质①20%HCl:光亮、平滑，点蚀面积较大，深度小，对钢片强度的影响小；②20%HCl+H2S：光泽度变暗，但仍很平滑，有聚集的点状腐蚀/片状腐蚀坑，点蚀密度大且连通。不同类型缓蚀剂的H2S缓蚀效果①酮醛胺缩合物：点蚀面积大，深度浅，对钢片强度的影响较小；②喹啉季胺盐：点蚀为线状腐蚀沟槽，深度大，对钢片强度的影响较大；③稠环芳烃季胺盐：腐蚀沟槽深度大，密度大。基质腐蚀成片状纹理，对整体的钢片强度影响更大。选用以酮醛胺缩合物为主要成分的缓蚀剂饱和H2S的20%HCl溶液的腐蚀试验的对比结果（钢材材质N80，130℃）H2S加量缓蚀剂种类及加量%残酸液描述腐蚀速度g/m2·hr钢片描述/3%稠环芳烃季胺盐土黄色4.60光亮饱和H2S棕黄色13.03无光泽/3%咪唑啉季胺盐淡黄色乳液2.47光亮饱和H2S黄绿色19.21无光泽，有腐蚀条痕/3.0%CDH-01棕红色3.62光亮饱和H2S橙黄色4.15无光泽饱和H2S的鲜酸、残酸腐蚀试验结果（钢材材质N80，130℃）酸液性质缓蚀剂种类及加量%腐蚀速度g/m2·hr鲜酸3.0%CDH-014.15残酸0.81酮醛胺缩合物CDH-01有很好的抗H2S腐蚀的效果鲜酸溶液的腐蚀速度大于残酸，腐蚀后的钢片表面均为光亮。缓蚀剂优选缓蚀剂的复配优化存在高温条件下易结焦、分层、分散性配伍性差等问题，可能对地层造成伤害现场情况复杂，作业周期长，对缓蚀剂的存放稳定性和在酸液中的稳定性要求高2.5％缓蚀剂B2.5％CDH-02由酮醛胺缩合物、氧缩合物、表面活