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一种适用于高温深井碳酸盐储层的新型酸压流体体系

      全世界大约50%的油气产量来自于碳酸盐岩储层,近年来也发现了很多深井及超深井的碳酸盐岩储层,这些储层的特点是埋藏深、温度高、很强的非均质性以及低渗透性。对于这些储层来说,酸压改造是最常用的方法,导流能力及有效酸压长度对于评价酸压效果好坏至关重要。然而,一般的酸液体系对于高温井的效果不是很好,因为在这些井中会发生很快的酸岩反应,酸化有效长度短,溶蚀率高,而且对井下管柱腐蚀严重。
      中石油勘探开发研究院廊坊分院研发了一种新型酸化压裂流体,以目前的交联酸和高分子压裂液技术为基础,修饰高分子增稠剂CHJ-1在酸先导剂中完全溶胀形成基液。基液加上合适的有机锆交联剂SJL-1整合成高强度交联胶液。结合了水基压裂液和自生酸液的特性,在高温下缓慢生成酸进行刻蚀。因此,这种新型体系是进行高温碳酸盐岩储层压裂的一种理想液体。
      新型酸液在低温时几乎不释放酸,酸液体系具有很好的稳定性。高温下H+生成率较大。最终的H+生成率不受温度影响,且最终H+浓度可以达到2.4mol/L(等同于8%的HCl浓度)。150℃下加热0.5小时即可达到1.2mol/L。因此,在高温下,酸液体系可以生成不同浓度的酸用以刻蚀,并且由于H+是一步步生成的,因此可以降低酸岩反应速率。
      新型酸液体系室温下与CaCO3粉末不反应,150℃的反应速率大于120℃,且相同时间内消耗更多的CaCO3粉末。150℃下反应持续4小时。数据显示,新型酸液体系在高温下具有显著的延迟能力,因此对于需要更长且有效刻蚀距离的高温深井储层非常有利。
      新型酸液体系的交联能力好,高分子增稠剂CHJ-1在酸中能够完全溶胀形成均匀的酸液,其粘度在63mPa.s。加入交联剂后,基液能够形成高强度凝胶。试验采用流变学来评价交联酸压裂液的抗温抗剪切能力,由于温度的限制,选择了不同浓度的CHJ-1增稠剂制备液体配方,在经济和效果两方面找到平衡点调好配方。在130℃和150℃,170s-1下剪切120分钟,胶液最终的黏度大于50mPa.s,完全符合水基压裂液的要求。新型酸液体系与一般酸配伍,且可与后者交替使用。实验温度下,胶液可使过硫酸盐破胶剂完全破胶,无残留,破胶液黏度小于5mPa.s。