塔河油田井筒轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)研究與應(yīng)用

羅 云，趙 建，馮 軼

(中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011)

塔河油田井筒轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)研究與應(yīng)用

羅 云，趙 建，馮 軼

(中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011)

塔河油田屬于縫洞型碳酸鹽巖油藏，新井大多數(shù)需要酸壓改造才能投產(chǎn)，采用常規(guī)的酸壓只能形成一條主裂縫，儲(chǔ)層動(dòng)用程度低。經(jīng)過多年的探索，在前期暫堵轉(zhuǎn)向工藝的基礎(chǔ)上，研究應(yīng)用了轉(zhuǎn)向酸+可降解纖維+多粒徑可降解顆粒的復(fù)合暫堵工藝，實(shí)現(xiàn)了井筒內(nèi)的轉(zhuǎn)向酸壓，有效提高了長(zhǎng)裸眼井段的動(dòng)用程度。

塔河油田；長(zhǎng)裸眼段；暫堵轉(zhuǎn)向；酸壓

塔河油田為碳酸鹽巖縫洞型油藏，縫洞受構(gòu)造和斷裂控制，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，75%以上的新井需要酸壓改造才能投產(chǎn)?；\統(tǒng)酸壓往往只能形成一條主裂縫，裸眼段儲(chǔ)層一次性動(dòng)用程度低，且頻繁作業(yè)造成井筒故障頻發(fā)，嚴(yán)重影響油田高效開發(fā)。對(duì)此，急需研發(fā)出適應(yīng)性較強(qiáng)的井筒內(nèi)轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)以提高長(zhǎng)裸眼水平段的儲(chǔ)層動(dòng)用程度。

1 塔河油田暫堵轉(zhuǎn)向工藝現(xiàn)狀

井筒轉(zhuǎn)向工藝的關(guān)鍵是暫堵材料或轉(zhuǎn)向工具，國內(nèi)外井筒暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)主要分為化學(xué)轉(zhuǎn)向和物理轉(zhuǎn)向，化學(xué)轉(zhuǎn)向主要依靠轉(zhuǎn)向酸類[1]、油溶性暫堵劑類實(shí)現(xiàn)[2]，物理轉(zhuǎn)向主要依靠分段工具或物理材料進(jìn)行暫堵裂縫縫口來實(shí)現(xiàn)。自2008年以來，為提高長(zhǎng)裸眼井段的動(dòng)用程度，塔河油田主要開展了轉(zhuǎn)向酸暫堵轉(zhuǎn)向工藝以及裸眼封隔器分段酸壓工藝。

1.1 轉(zhuǎn)向酸暫堵酸壓

轉(zhuǎn)向酸暫堵轉(zhuǎn)向是利用黏彈性表面活性劑作酸化轉(zhuǎn)向劑，依靠殘酸黏度急劇增大而實(shí)現(xiàn)暫堵轉(zhuǎn)向[1]。實(shí)驗(yàn)表明在120 ℃，170 s-1條件下，殘酸黏度可達(dá)2 300 mPa·s，與同等條件下膠凝酸相比，注入壓差最高達(dá)到2.0 MPa。

2011-2013年現(xiàn)場(chǎng)累計(jì)應(yīng)用24井次，有效率45.83%，其中水平井應(yīng)用20井次，有效率50%。分析轉(zhuǎn)向酸有效率相對(duì)較低的主要原因是：①塔河油田酸壓規(guī)模平均在850 m3，施工時(shí)間較長(zhǎng)，無論是采用轉(zhuǎn)向酸+膠凝酸酸化或轉(zhuǎn)向酸+隔離液+壓裂液轉(zhuǎn)向酸壓工藝，長(zhǎng)時(shí)間的施工必然導(dǎo)致pH偏離其最佳值，導(dǎo)致黏度降低，暫堵能力下降[3]；②轉(zhuǎn)向酸暫堵突破壓差過小，僅在2.0 MPa左右。綜合來看，轉(zhuǎn)向酸適應(yīng)物性相對(duì)均勻的水平井，而對(duì)縱向非均質(zhì)性強(qiáng)的直井適應(yīng)性差，具體表現(xiàn)在直井有效率遠(yuǎn)低于水平井。

1.2 裸眼封隔+滑套分段酸壓

該工藝采用裸眼封隔器對(duì)水平段進(jìn)行卡封，在儲(chǔ)層發(fā)育良好的薄弱點(diǎn)放置滑套進(jìn)行分段定點(diǎn)酸壓。2012年在塔河開展應(yīng)用評(píng)價(jià)4井次，2口井未按實(shí)際進(jìn)行分段，分段成功率73.3%，到2014年底，平均單井累產(chǎn)油2 300 t，綜合效果差。造成裸眼分段酸壓工藝效果較差的主要因素是：①井眼不規(guī)則，平均擴(kuò)徑率達(dá)到5%以上且呈現(xiàn)明顯橢圓狀，井下工具可靠性差；②井深，無法實(shí)施連續(xù)油管開關(guān)滑套找堵水等后續(xù)作業(yè)措施。因此，該工藝還需對(duì)工具可靠性進(jìn)行攻關(guān)，同時(shí)配套深井連續(xù)油管作業(yè)手段，提高其適應(yīng)性。

2 纖維暫堵工藝評(píng)價(jià)及優(yōu)化

Schlumberger和Aramco公司2008年提出在存在天然裂縫和滲透率差異大的儲(chǔ)層實(shí)施纖維暫堵轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)，該技術(shù)于2009年在哈斯克斯坦某碳酸鹽巖油藏應(yīng)用成功[5]；國內(nèi)連勝江等研發(fā)了耐溫120 ℃的可降解纖維，開展了纖維+陶粒暫堵工藝實(shí)驗(yàn)并在砂巖儲(chǔ)層中成功應(yīng)用(連勝江,周福建,楊賢友.用于水平井的可降解纖維暫堵裂縫轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)實(shí)驗(yàn)研究.第十一屆中國油田化學(xué)品開發(fā)應(yīng)用研討會(huì)論文集,2010.)；2013年可降解纖維在川東5 000 m左右的中深水平井轉(zhuǎn)向酸壓取得成功[4]，在元壩7 000 m井深轉(zhuǎn)向酸化取得成功[5]，纖維暫堵轉(zhuǎn)向工藝取得較大進(jìn)展。

目前，塔河油田單層酸壓平均規(guī)模850 m3，其中壓裂液平均為450 m3，施工總時(shí)長(zhǎng)3 h左右。前期井下監(jiān)測(cè)表明，注壓裂液降溫后，井筒溫度能保持在70～80 ℃，注酸后酸巖反應(yīng)放熱，井筒溫度略有回升，但低于100 ℃。根據(jù)國內(nèi)外應(yīng)用情況，結(jié)合前期井筒暫堵轉(zhuǎn)向取得的認(rèn)識(shí)，2014年塔河油田引進(jìn)可降解纖維，對(duì)纖維暫堵工藝進(jìn)行評(píng)價(jià)。

2.1 纖維降解時(shí)間評(píng)價(jià)

溶解實(shí)驗(yàn)表明(表1)，2%纖維在120 ℃條件下，4 h溶解率為4.5%；20%HCl+2%纖維1h溶解率在19.5%，滿足單層酸壓施工要求。

2.2 纖維暫堵能力評(píng)價(jià)

表1 可降解纖維在不同介質(zhì)中溶解數(shù)據(jù)

塔河油田0.1～2.0 mm寬的天然裂縫占總數(shù)的60%，大于2 mm裂縫占5%以下，對(duì)纖維暫堵能力影響有限；酸壓后縫口寬度2～3 cm，近井地帶裂縫平均寬度0.5～1 cm，對(duì)纖維暫堵能力影響較大。針對(duì)性實(shí)驗(yàn)表明，純纖維對(duì)1 cm縫寬的夾持巖板的暫堵能力在6.0 MPa，與地應(yīng)力差異值相比，暫堵能力偏弱。

暫堵方式優(yōu)化：結(jié)合塔河油田2010年以來開展的大型復(fù)合酸壓暫堵降濾試驗(yàn)[6]以及連勝江等人的研究成果[7]，以可降解顆粒替代陶粒(120 ℃酸液中，1 h溶解率16.2%，見表2)，并以不同粒徑顆粒組合可以提高暫堵能力。實(shí)驗(yàn)表明，纖維+顆粒注入順序?qū)招奶钌暗臅憾掠绊懖淮螅罡唑?qū)替壓力在10 MPa左右，可滿足部分油井暫堵轉(zhuǎn)向壓力要求。結(jié)合轉(zhuǎn)向酸應(yīng)用情況，優(yōu)化暫堵方式為：轉(zhuǎn)向酸+隔離液+纖維+多粒徑可降解顆粒組合，預(yù)計(jì)暫堵能力可達(dá)到13 MPa，能滿足大多數(shù)油井的暫堵轉(zhuǎn)向要求。

暫堵劑加量?jī)?yōu)化：對(duì)常規(guī)裂縫型儲(chǔ)層，暫堵劑組合為1.0%纖維+0.5%顆粒；對(duì)漏失量較大的裂縫型儲(chǔ)層，暫堵劑組合為2.0%纖維+1.0%顆粒。顆粒的粒徑組合，根據(jù)測(cè)井解釋的孔-縫尺寸及前一階段酸壓工藝進(jìn)行優(yōu)化；施工現(xiàn)場(chǎng)可多備纖維、顆粒和壓裂液，泵注過程中根據(jù)壓力變化對(duì)顆粒組合及時(shí)進(jìn)行調(diào)整。

表2 3～4 mm可降解顆粒在不同介質(zhì)中溶解數(shù)據(jù)

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施案例

選井條件：①無放空井段，同時(shí)擬改造層間有足夠的距離以避免壓裂過程中垂向裂縫串通多目的層；②擬改造層間地應(yīng)力差5～15 MPa；③底部目的層有足夠的避水高度。

B12-540井位于區(qū)塊次級(jí)斷裂附近，井區(qū)無底水，完鉆井深6 608 m，目的層深度為6 532 m，鉆進(jìn)至6 534.3 m時(shí)發(fā)生漏失，最高漏速26 m3/h，之后漏速下降并保持在一個(gè)相對(duì)穩(wěn)定的水平，累計(jì)漏失754 m3后停止漏失。錄井顯示2層油跡，厚2 m，油跡段槽面見20%～40%針尖狀氣泡。測(cè)井解釋I類儲(chǔ)層1層厚2 m，II類儲(chǔ)層3層厚10.5m，其中I類儲(chǔ)層位于漏失段。測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算地應(yīng)力表明地應(yīng)力薄弱點(diǎn)存在，對(duì)應(yīng)層段為測(cè)井解釋II類儲(chǔ)層。

綜合分析認(rèn)為，漏失井段為裂縫發(fā)育帶，該井段距第二個(gè)地應(yīng)力薄弱點(diǎn)距離為40 m，兩者應(yīng)力差為9.5 MPa。目前酸壓技術(shù)裂縫高度可控，暫堵工藝可實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向，適合暫堵分段改造。優(yōu)選暫堵劑組合為2.0%纖維+1.0%纖維球，纖維球中1 mm纖維顆粒與3～4 mm纖維球的比值為5∶1。

該井分兩段暫堵酸壓，累計(jì)注入滑溜水650 m3，壓裂液650 m3，高溫膠凝酸580 m3，轉(zhuǎn)向酸60 m3，纖維1.0 t，1 mm纖維顆粒250 kg，3～4 mm顆粒50 kg，施工曲線見圖1。投產(chǎn)后，5 mm油嘴，油壓11.6 MPa，日產(chǎn)油67 t，不含水，遠(yuǎn)高于鄰井35 t/d的平均初產(chǎn)水平。

施工轉(zhuǎn)向壓力、溝通有利儲(chǔ)集體類型以及生產(chǎn)測(cè)井三個(gè)方面證實(shí)了該井轉(zhuǎn)向暫堵取得成功：①第二段注壓裂液時(shí)，在排量5.3 m3/min時(shí)，最高壓力93.3 MPa，第一段注壓裂液5.8 m3/min，最高壓力87.6 MPa，暫堵特征明顯，計(jì)算暫堵壓力達(dá)到12.2 MPa。②第二段溝通的儲(chǔ)層類型為溶洞型，而第一段為裂縫型；③生產(chǎn)測(cè)井結(jié)果表明，6 582 m以下為主產(chǎn)層，占總產(chǎn)量70%，6 533～6 541 m為次產(chǎn)層，占總產(chǎn)量25%，這與酸壓溝通的溶洞型、裂縫型儲(chǔ)層特征相匹配。

圖1 B12-540井暫堵分段酸壓施工曲線

生產(chǎn)測(cè)井同時(shí)表明，下部產(chǎn)層段與計(jì)算的薄弱點(diǎn)位置存在近10 m差異，在后期油井設(shè)計(jì)中應(yīng)予以重視，避免層間距離過小使施工過程中裂縫串通。

4 結(jié)論

(1)暫堵材料的優(yōu)選是裂縫型長(zhǎng)裸眼井轉(zhuǎn)向酸壓的關(guān)鍵，必須和儲(chǔ)層巖石力學(xué)特征以及儲(chǔ)集體特征等結(jié)合。轉(zhuǎn)向酸暫堵轉(zhuǎn)向壓力低，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果較差；機(jī)械分段酸壓受限于井身?xiàng)l件及完井工具穩(wěn)定性，現(xiàn)有工藝條件下無法在裸眼深井推廣。

(2)轉(zhuǎn)向酸+可降解纖維+多粒徑可降解顆粒復(fù)合暫堵工藝，最高暫堵能力可達(dá)13MPa，能對(duì)塔河油田大多數(shù)長(zhǎng)裸眼井段進(jìn)行有效暫堵分段酸壓。

(3)目前可降解顆粒高溫溶解速度快，耐酸性能較差，仍需進(jìn)行攻關(guān)以滿足長(zhǎng)裸眼井分多段轉(zhuǎn)向酸壓要求。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)05-0110-03

2015-03-19

羅云，工程師，1982年生，2006年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京)資源勘查專業(yè)，現(xiàn)從事儲(chǔ)層改造工程管理。

中國石油化工股份有限公司科研項(xiàng)目“超深碳酸鹽巖水平井分段完井及酸壓關(guān)鍵技術(shù)”( P13119)。

TE357

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