前置酸酸液和前置酸加砂压裂方法

摘要

前置酸酸液，应用于油井前置酸加砂压裂。特征是：各组分重量百分比：盐酸1.0～2.0％；乙酸4.0～8.0％；甲酸1.0～2.0％；CF－5C0.4～0.7％；柠檬酸0.08～0.12％；HJF－940.95～1.15％；COP－10.3～0.5％；其余为清水。采用本发明前置酸加砂压裂工艺过程，能改善储层与裂缝以及裂缝内部之间的连通性，从而改善储层与井筒之间的连通性，提高压裂改造油井效果。

说明书

技术领域

本发明涉及油田开发井下作业技术领域，特别涉及一种油井压裂技术，是提高单井产量的前置酸加砂压裂技术。

背景技术

目前，油井采用基质酸化能解除近井地带污染，提高储层与井筒连通性，是砂岩油藏一项重要的近井地带解堵和增产措施。由于酸液均匀溶蚀岩石，裂缝闭合后难以形成有效的导流能力，砂岩储层实施酸压压技术用于低渗透砂岩油藏的改造难以获得提高单井产量的效果。因此，砂岩酸化酸压一般用于近井地带解堵，低渗透砂岩油藏单一的采用酸化酸压技术增产效果不明显。

对于低渗透砂岩油藏，水力加砂压裂可以形成较长的支撑裂缝，具有高导流能力，是目前常规的改造技术。但水力压裂交联胍胶的破胶效果不彻底，形成的压裂液滤饼减低了地层与支撑裂缝之间的渗流能力，支撑裂缝内的残胶降低了裂缝的导流能力，从而影响了产能。

近年来，降低压裂液残胶和残渣引起的各种对地层、支撑裂缝伤害，提高地层与裂缝之间的连通性，成为水力压裂技术领域攻关的一个重要研究方向。

发明内容

本发明的目的是：提供一种前置酸加砂压裂方法，通过酸岩溶蚀反应，改善储层裂缝附近地层的渗透性；前置酸液有效抑制粘土矿物膨胀；残酸在返排阶段溶解部分压裂液滤饼和裂缝壁面残胶；压裂液返排阶段残酸的降解作用提高破胶程度；压裂液返排阶段残酸清洗支撑裂缝。通过前置酸溶蚀和降解作用改善支撑裂缝内及与储层之间的连通性，从而达到提高单井产量。

本发明采用的技术方案是：前置酸加砂压裂方法是将基质酸化和加砂压裂集合而成的一项技术，创造性地提出了先加酸后压裂的技术思路，利用前置酸的溶蚀和降解作用改善支撑裂缝内及与储层之间的连通性，提高单井产量。

前置酸加砂压裂方法的关键技术：

①前置酸酸液体系优选：酸液体系优选不能和以往的酸化酸压相同，因为前置酸加砂压裂工艺不但要考虑酸液与岩石反应程度因素，还要考虑对后期压裂、排液等因素的影响。鉴于此，目前国内没有规范和标准可用，前置酸配方优选的方法需要研究。

②前置酸酸液用量、注入排量的优化：该研究同前，目前国内没有形成一些理论和方法可以借鉴，前置酸酸液用量、注入排量等参数的优化需要考虑更多因素。

前置酸酸液配制组分：

前置酸酸液各组分重量百分比：盐酸，1.0～2.0％；乙酸，4.0～8.0％；甲酸，1.0～2.0％；CF-5C，0.4～0.7％；柠檬酸，0.08～0.12％；HJF-94，0.95～1.15％；COP-1，0.3～0.5％；其余为清水。

CF-5C是一种复合助排挤，主要成份为表面活性剂。CF-5C不仅具有良好的降低油水界面张力能力，而且也具有较强的防乳破乳能力，主要用于油田压裂、酸化施工中以降低油水界面张力及防乳破乳，显著提高排液速度，减小储层伤害。长庆油田化工集团有限公司生产销售CF-5C产品。

HJF-94能通过在金属表面定向吸附而形成吸附保护膜，同时还可抑制酸与金属间的电极反应，适用于多种腐蚀介质、离子的单向腐蚀与多元素的相互作用而产生的综合腐蚀并存的腐蚀环境，对高浓度盐酸的腐蚀环境具有良好的抗蚀、阻蚀、缓蚀作用。适用于油气井酸化作业、炼油厂、电站、锅炉等工业设备及管网的缓蚀防腐。长庆油田化工集团有限公司生产销售HJF-94产品。

COP-1是一种分子量在300～800的低聚物，对粘土表面有高亲合力，克服了大阳离子堵塞孔喉的缺点，孔隙伤害小，防膨效果明显。适合于低渗透、特低渗透油气层。长庆油田化工集团有限公司生产销售COP-1产品。

前置酸加砂压裂方法是这样实现的：

A、前置酸酸液配制过程：

准备耐酸罐和清水，在耐酸罐中按重量百分比加入配置材料，在常温常压情况下搅拌均匀，得到前置酸酸液。

B、前置酸加砂压裂工艺过程是：

基液低替→前置酸低替→坐封→前置酸压裂→隔离液→冻胶加砂压裂→关井、放喷。前置酸加砂压裂工艺过程与现有的加砂压裂工艺过程基本相同，不同点是在基液低替之后，在坐封之前，有前置酸低替的过程。

第一步：基液低替：开动泵，通过油管注入瓜胶基液3～4m³，用瓜胶基液顶替井筒内原有液体。泵的排量在0.5m³/min。

第二步：前置酸低替：通过油管注入前置酸液3～4m³，排量在0.5m³/min。瓜胶基液返至封隔器下部，不会造成封隔器酸蚀。

第三步：提高排量封隔器坐封：提高泵排量，达到泵排量在0.5～1.0之间，使井下封隔器坐封。

第四步：前置酸压裂：提高排量，达到1.4～1.6m³/min之间。前置酸酸液注入15～20m³之间。

第五步：注入隔离液：注入隔离液2m³。隔离液采用瓜胶基液。

第六步：注入加砂冻胶：注入加砂冻胶100～150m³之间。泵压在25～35)之间。时间60～90min之间。

第七步：关井、放喷：关井憋压0.5小时后，开井放喷。大排量放喷排液，充分利用返排残酸的降解作用和清洗作用。

优化酸液用量和注酸排量，既要经济，又要充分酸岩反应扩大孔喉半径，且确保残酸浓度返排阶段进行降解溶解等。

本发明的有益效果：前置酸加砂压裂技术通过改善储层与裂缝以及裂缝内部之间的连通性，从而改善了储层与井筒之间的连通性，提高了压裂改造效果。

该工艺彻底或大幅降解了岩石壁面上、支撑裂缝内的压裂液残胶，较大程度地溶解了压裂液滤饼和裂缝内杂质，并扩大了裂缝附近岩石孔喉半径减小了启动压力，从而提高了地层与裂缝以及裂缝内部之间的连通性，降低了原油流动阻力，提高了单井产量。

具体实施方式

实施例1：以白216区，袁25-20井的前置酸加砂压裂为例，进行详细说明。

白216区，袁25-20井进行前置酸加砂压裂的前置酸酸液各组分重量百分比：盐酸，1.0％；乙酸，6.0％；甲酸，2.0％；CF-5C，0.5％；柠檬酸，0.1％；HJF-94，1.0％；COP-1，0.3％；其余为清水。配制了21m³备用。

白216区，袁25-20井应用前置酸酸液进行前置酸加砂压裂过程：

A、前置酸酸液配制过程：

准备耐酸罐和清水，在耐酸罐中按重量百分比加入配置材料，在常温常压情况下搅拌均匀，得到前置酸酸液。

B、前置酸加砂压裂工艺过程是：

基液低替→前置酸低替→坐封→前置酸压裂→隔离液→冻胶加砂压裂→关井、放喷

第一步：基液低替：开动泵，通过油管注入瓜胶基液3.5m3，用瓜胶基液顶替井筒内原有液体。泵的排量在0.5m3/min。瓜胶基液是现有技术。

第二步：前置酸低替：通过油管注入前置酸液3.5m³，排量在0.5m³/min。瓜胶基液返至封隔器下部，不会造成封隔器酸蚀。

第三步：提高排量封隔器坐封：提高泵排量，达到泵排量为0.8m³/min，使井下封隔器坐封。

第四步：前置酸压裂：提高排量，达到1.5m³/min。前置酸酸液注入18m³。

第五步：注入隔离液：注入隔离液2m³。隔离液采用瓜胶基液。

第六步：注入加砂冻胶：注入加砂冻胶120m³。泵压在33MPa。时间70min。

第七步：关井、放喷：关井憋压0.5小时后，开井放喷。

在近两年的试验、完善与推广应用中，选择了镇53、西205、大路沟、马家山、堡子湾、白209、白216、侯北和白157等9个区块进行现场试验160口井，整体取得了较好的试验增产效果。投产初期，镇53长8试验井单井增油1.9t/d、西205长8试验井单井增油0.6t/d、大路沟长6试验井单井增油0.4t/d，白216长6试验井单井增油0.42t/d通过近一年的跟踪分析，160口井累积增加利润约5000万元。该工艺已成为油田开发提高单井产量的一项重要技术，对填隙物含量高、喉道半径小的储层改造具有一定借鉴意义。

实施例2：实施例2与实施例1的不同点是：前置酸酸液各组分重量百分比：盐酸，1.4％；乙酸，7.0％；甲酸，1.5％；CF-5C，0.6％；柠檬酸，0.11％；HJF-94，1.1％；COP-1，0.3％；其余为清水。

实施例2的前置酸酸液配制和前置酸加砂压裂工艺过程与实施例1基本相同。

实施例3：实施例3与实施例1的不同点是：前置酸加砂压裂的前置酸酸液各组分重量百分比：盐酸，1.5％；乙酸，5.0％；甲酸，1.8％；CF-5C，0.6％；柠檬酸，0.11％；HJF-94，0.95％；COP-1，0.3％；其余为清水。

实施例3的前置酸酸液配制和前置酸加砂压裂工艺过程与实施例1基本相同。

实施例4-7各组分重量百分比

  组份  实施例4  ％  实施例5  ％  实施例6  ％  实施例7  ％  盐酸  1  2  2  1.5  乙酸  7.5  4.5  6  8  甲酸  1.2  2  2  1  CF-5C  0.4  0.5  0.55  0.45  柠檬酸  0.09  0.11  0.1  0.095  HJF-94  0.96  0.11  1.05  1.0  COP-1  0.4  0.42  0.35  0.45  清水  余量  余量  余量  余量

增产效果

白216井区前置酸加砂压裂试验16口井，试验井遍布整个井区，同邻近常规加砂压裂井相比，结果见下表。

白216长6前置酸加砂压裂试验井和邻井数据表

通过对比可以看出，在油层条件相近的情况下，前置酸加砂压裂井试排产量高于常规加砂压裂井。

前置酸加砂压裂工艺增产效果明显，投产初期试验井单井日产油高出常规井0.42t。