環(huán)江油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)適用性分析

劉新印

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司 第七采油廠 （陜西 西安 710200）

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司環(huán)江油田 （以下簡(jiǎn)稱(chēng)環(huán)江油田）儲(chǔ)層埋藏深，長(zhǎng)8儲(chǔ)層埋深在2 750～2 950m之間，比白豹油田長(zhǎng)8層深度增加了500～700m，儲(chǔ)層物性較差，與白豹長(zhǎng)8層相比孔隙度、滲透率較低，長(zhǎng) 8滲透率平均 0.35×10-3μm2，孔隙度平均10%；上覆壓力大，地層閉合壓力大（37.85MPa），地層溫度高，長(zhǎng)8地層溫度84.5℃；原始?xì)庥捅雀撸?20m3/t），原油黏度低，原始驅(qū)動(dòng)為彈性溶解氣驅(qū)，儲(chǔ)層易脫氣；多油層疊合，部分區(qū)塊長(zhǎng)81、長(zhǎng)82疊合發(fā)育，且疊合油層可獲得工業(yè)油流。

1 主體工藝技術(shù)及應(yīng)用效果

1.1 抗高含金屬離子壓裂液體系是提升改造效果的保證

1.1.1 前期壓裂存在的問(wèn)題

前期壓裂基液黏度低，0.4%的胍膠罐頂黏度20mPa·s，罐底基液黏度 25mPa·s，且大罐底有胍膠沉淀，壓裂液為脆性交聯(lián)；壓裂施工壓力高 （接近40MPa）；加砂難度大，攜砂濃度提升困難，最高砂比達(dá)不到25%，且加砂中途有沉砂現(xiàn)象；攜砂濃度低，入地液量大；試油產(chǎn)量低，單井平均試油產(chǎn)量13m3/d，與儲(chǔ)層產(chǎn)能不相匹配。

1.1.2 室內(nèi)分析

取環(huán)江油田耿73區(qū)和羅38區(qū)及河溝水源進(jìn)行水質(zhì)分析（表1），發(fā)現(xiàn)配液用水Ca2+、Mg2+離子含量及礦化度是常規(guī)水質(zhì)的10倍，是導(dǎo)致胍膠沉淀，液體交聯(lián)性能差的根本原因。

針對(duì)配液用水礦化度高的情況，室內(nèi)經(jīng)過(guò)大量的實(shí)驗(yàn)分析，開(kāi)發(fā)出抑制水質(zhì)礦化度，促進(jìn)胍膠溶脹，提高壓裂液抗剪切能力的螯合系列產(chǎn)品,即AHZ螯合助溶劑與AH-W螯合穩(wěn)定劑。對(duì)于1#、3#、4#水樣，AH-Z螯合助溶劑加量為0.05%，即可抑制水質(zhì)的高礦化度，保證胍膠溶脹，達(dá)到較好的黏度；針對(duì)2#水樣，AH-Z螯合助溶劑加量至0.15% 時(shí)，可滿(mǎn)足施工需求，但河溝水變化較大不建議作為壓裂用水。

加0.05%AH-Z螯合助溶劑配制0.4%CJ2-6胍膠基液，放入恒溫30℃水浴中恒溫靜置4h，使基液黏度趨于穩(wěn)定，再將基液和50%JL-2交聯(lián)劑按照100：0.6交聯(lián)后，用高溫高壓流變儀評(píng)價(jià)其在70～80℃下的耐剪切性能。在80℃下剪切45min，最后黏度均保持在100mPa·s以上，表明該體系配方具有較好的耐溫抗剪切性能，能夠很好的保證液體的攜砂性能。加入0.03%的過(guò)硫酸銨，1h之內(nèi)可完全破膠，破膠黏度在10mPa·s以?xún)?nèi)。因此，AH-Z螯合助溶劑和AH-W螯合穩(wěn)定劑的加入對(duì)液體的破膠性能沒(méi)有影響。

表1 環(huán)江油田水源水質(zhì)分析表

1.1.3 應(yīng)用效果

六步配液法：第一步查水質(zhì)，測(cè)pH值；第二步做配液小樣,小樣基液無(wú)沉淀,黏度均勻且達(dá)到要求；第三步配一大罐液體測(cè)基液黏度；第四步配全部液體，并循環(huán)20min；第五步做交聯(lián)比、調(diào)比例泵；第六步測(cè)返排液水化黏度。0.4%胍膠的基液黏度在42～45mPa·s，0.35%胍膠的基液黏度在 36～39mPa·s,基液pH=8～10是有機(jī)硼最佳交聯(lián)環(huán)境。

液體配方調(diào)整后，壓裂施工壓力降低了，平均施工壓力33MPa，加砂連續(xù)，長(zhǎng)8層壓裂施工最高砂比達(dá)到38%，平均砂比達(dá)到35%；入地液量減少，入地液水化黏度小于10mPa·s，降低了對(duì)地層的傷害。

1.2 定向射孔多縫壓裂技術(shù)推廣應(yīng)用，開(kāi)創(chuàng)了體積壓裂的先例

1.2.1 儲(chǔ)隔層地應(yīng)力測(cè)試確定實(shí)驗(yàn)條件

通過(guò)長(zhǎng)源距聲波對(duì)江74-20井地應(yīng)力測(cè)井表明，環(huán)江長(zhǎng)8儲(chǔ)隔層應(yīng)力差5～7MPa之間，隔層上下遮擋條件好，對(duì)裂縫縱向擴(kuò)展控制較強(qiáng)。對(duì)羅23等4口井儲(chǔ)層巖石應(yīng)力測(cè)試，發(fā)現(xiàn)水平方向應(yīng)力差較小，在2～4MPa之間，壓裂易實(shí)現(xiàn)人工多縫。凈壓力Pnet≥水平方向應(yīng)力差Δσx,y，保證裂縫轉(zhuǎn)向，Δσx,y越小，越容易實(shí)現(xiàn)人工多縫，凈壓力Pnet≤儲(chǔ)隔層應(yīng)力差Δσz，保證裂縫縱向延伸受控[1]。優(yōu)選原則：水平方向應(yīng)力差相對(duì)較小，且不大于儲(chǔ)隔層應(yīng)力差。井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)4口井，長(zhǎng)8層主裂縫方位N69°E，裂縫東翼115m，裂縫西翼110m，裂縫2翼對(duì)稱(chēng)形成的微地震帶寬40m。

1.2.2 研發(fā)了電纜傳輸定向射孔工藝，縮短了施工周期，降低了作業(yè)成本

電纜傳輸定向射孔原理是第一打固定支撐裝置；第二測(cè)固定支撐裝置卡槽方位，計(jì)算出射孔槍盲孔方位；第三下射孔槍并插入固定支撐裝置卡槽引爆。較油管轉(zhuǎn)輸定向射孔施工周期縮短了76%，成本下降40%，全年累計(jì)試驗(yàn)42口井，技術(shù)成熟可以推廣應(yīng)用。

1.2.3 實(shí)驗(yàn)效果評(píng)價(jià)

長(zhǎng)8層主裂縫方位N69°E，確定下射孔方位為30°，上射孔方位為 120°，與主應(yīng)力方位夾角 45°。 通過(guò)多次優(yōu)化2個(gè)射孔段間距8m以上仍能滿(mǎn)足工藝需要，由此確定油層厚度15m左右即可滿(mǎn)足定向射孔多縫壓裂試驗(yàn)要求。在羅38井區(qū)選12個(gè)井組24口試驗(yàn)井、32口對(duì)比井，并在2口井開(kāi)展了井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)，結(jié)果表明壓裂形成了獨(dú)立多縫，試驗(yàn)井平均試油產(chǎn)量24.9m3/d，對(duì)比井平均試油產(chǎn)量18.1m3/d，試油產(chǎn)量較常規(guī)工藝增加了6.8m3/d，投產(chǎn)初期井均增油0.82t/d；在羅228區(qū)推廣應(yīng)用42口井，平均試油產(chǎn)量25.3m3/d，較該區(qū)平均試油產(chǎn)量18.2m3/d，提高了7.1m3/d，投產(chǎn)初期較該區(qū)平均單產(chǎn)量提高了0.78t/d。

1.3 注水井酸化降壓增注技術(shù)

注水井采用爆燃?jí)毫鸦蚓徦偎峄蹲⑿Ч幻黠@，普遍存在注水壓力較高（20～22MPa），均有欠注、注不進(jìn)現(xiàn)象，注水井儲(chǔ)層改造技術(shù)急需解決。

1.3.1 酸液體配方的摸索

針對(duì)儲(chǔ)層泥質(zhì)含量、破裂壓力高的現(xiàn)象改用無(wú)機(jī)前置酸，降低了破裂壓力和施工壓力。通過(guò)多次優(yōu)化確定了長(zhǎng)8層無(wú)機(jī)前置酸配方：

10%HCl+1.5%HF＋0.5%CF-5D+0.1%CA+1.0%HJF-94＋0.3%COP-1。

但前置酸配方有以下幾點(diǎn)缺陷，反應(yīng)速度快，會(huì)產(chǎn)生沉淀，易形成二次堵塞；抑制粘土膨脹作用差；長(zhǎng)8層上覆壓力大，閉合應(yīng)力大，地層返吐能力強(qiáng)，易形成二次堵塞。通過(guò)酸化機(jī)理的研究，注水井酸液配方優(yōu)化為：

預(yù)處理液：鹽酸10%+乙酸5%；

主體低傷害酸：鹽酸12%+乙酸2%+氫氟酸2%+多氫成酸劑6%；

后置液體：40m3以上活性水。

1.3.2 施工效果

第一步是打預(yù)處理液3m3后關(guān)井反應(yīng)30min，返洗殘酸；第二步是以不小于0.5m3/min的排量注入主體酸，根據(jù)施工壓力下降情況，不斷提排量；第三步 注入后置液10m3以后，關(guān)井反應(yīng)15～20min，再次盡可能提排量。

典型井分析：地558-41井2009年采用緩速酸酸化后投注，達(dá)不到配注要求；2010年10月再次用緩速酸酸化，施工過(guò)程沒(méi)有壓力降低，酸化后注不進(jìn)；2011年4月采用新酸液配方酸化后達(dá)到配注要求，井口注水壓力13 MPa。

2011年共實(shí)施酸化投注165口，平均單井注水壓力17～18MPa，均達(dá)到地質(zhì)配注需求；共進(jìn)行吸水剖面測(cè)試30口，其中27口均勻吸水，2口層間吸水不均，1口指進(jìn)吸水，吸水狀況比較好，未發(fā)現(xiàn)裂縫吸水。

1.4 優(yōu)化施工管柱組合，規(guī)避井下風(fēng)險(xiǎn)，縮短了建井周期

1.4.1 不動(dòng)管柱多層壓裂技術(shù)

針對(duì)深井縱向上產(chǎn)層多的特性，試驗(yàn)應(yīng)用不動(dòng)管柱分層壓裂技術(shù)，壓裂下層是單上封管串，投球打開(kāi)A級(jí)滑套，雙封選壓；壓裂中層，再投球打開(kāi)B級(jí)滑套，又是雙封選壓；壓裂上層，合層關(guān)井反應(yīng)。

管柱結(jié)構(gòu)：球座（噴咀）+K344封隔器+A級(jí)滑套開(kāi)關(guān)+73.03mm外加厚油管+K344封隔器+B級(jí)滑套開(kāi)關(guān)+K344封隔器+KDB水力錨+73.03mm外加厚油管至井口。

1.4.2 壓裂與求產(chǎn)聯(lián)作技術(shù)

針對(duì)深井縱向上產(chǎn)層多且分層壓裂分層求產(chǎn)的地質(zhì)要求，試驗(yàn)應(yīng)用了壓裂與求產(chǎn)聯(lián)作工藝管柱，其原理是用Y221封隔器將下油層段分開(kāi)，單壓上層后直接沖砂、抽汲求產(chǎn)。適用于從下向上分層壓裂及求產(chǎn)作業(yè)。和雙封選壓對(duì)比節(jié)省了換鉆具沖砂、下封隔器單求產(chǎn)能鉆具工序，把2趟鉆具變?yōu)橐惶算@具，Y221封隔器牢靠的坐封和隔采性能，合理的沉砂尾管設(shè)計(jì)可以預(yù)防地層吐砂掩埋油層射孔段，并保護(hù)了下面已經(jīng)打開(kāi)的油層不受2次污染。

1.4.3 應(yīng)用效果

不動(dòng)管柱多層壓裂技術(shù)，按井深2 700m計(jì)算較常規(guī)三封套壓管柱，平均縮短施工周期3～4h，節(jié)約了施工用水45m3以上，且裂縫閉合時(shí)間滿(mǎn)足1h，減少了砂吐，壓裂液水化黏度平均8mPa·s，便于排液，促進(jìn)儲(chǔ)層改造效果。全年共應(yīng)用116口井共節(jié)約施工時(shí)間464h。

2 結(jié) 論

（1）長(zhǎng)8儲(chǔ)層單層厚度較大，大排量、高砂比施工是提高儲(chǔ)層縱向動(dòng)用程度和增強(qiáng)裂縫導(dǎo)流能力的有效手段。

（2）長(zhǎng)8儲(chǔ)層單層厚度較大產(chǎn)液剖面相對(duì)均勻，且具備分層壓裂條件，應(yīng)以增大裂縫體積，擴(kuò)大泄油面積來(lái)充分提高儲(chǔ)層縱向動(dòng)用程度，提高單井產(chǎn)量，能實(shí)現(xiàn)分層壓裂就不要采用多級(jí)壓裂的方式提高縱向動(dòng)用程度。

（3）注水井采用酸化技術(shù)是增大儲(chǔ)層吸水剖面，提高油井儲(chǔ)層產(chǎn)液剖面較為有效的手段。

（4）環(huán)江油田儲(chǔ)層埋藏深，多層油田疊合井較多，采用聯(lián)作工藝可以促進(jìn)儲(chǔ)層改造效果，縮短建井周期，提高新井時(shí)率。

（5）地層飽和壓差小、氣油比高，壓后一定要及時(shí)快速排液，提高返排率，推行高效水力抽子+深水抽子復(fù)合排液十分必要。

[1]萬(wàn)仁溥,羅英俊.采油技術(shù)手冊(cè)（修訂本）第九分冊(cè) 壓裂酸化工藝技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998.