深層碳酸鹽巖水平井改造技術(shù)現(xiàn)狀及進(jìn)展

文 果 ，謝新秋 ，武月榮

（1.中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018）

碳酸鹽巖儲層油氣藏分布廣泛，占全球探明油氣儲量一半以上[1]。國外碳酸鹽巖儲層埋藏較淺，物性相對較好，國內(nèi)碳酸鹽巖儲層埋藏較深，深層碳酸鹽巖儲層多數(shù)基質(zhì)不具備儲滲能力，非均質(zhì)程度高，自然投產(chǎn)率低，酸壓改造技術(shù)已成為油氣田主要的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)。隨著非常規(guī)油氣田的高效開發(fā)，水平井分段改造技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用越來越多，也成為深層碳酸鹽巖儲層水平井的主導(dǎo)技術(shù)。

20世紀(jì)80年代，國內(nèi)外開始水平井增產(chǎn)改造技術(shù)的研究，從最初的水平井籠統(tǒng)改造到分段改造、多級改造和大規(guī)模分段多簇改造等，各大油田進(jìn)行了研究和現(xiàn)場試驗(yàn)，效果顯著。近年來，深層水平井技術(shù)的突破，我國深層碳酸鹽巖儲層水平井分段改造工藝、工作液及配套技術(shù)取得巨大進(jìn)步。

1 深層碳酸鹽巖儲層水平井分段改造技術(shù)

水平井籠統(tǒng)改造通常會出現(xiàn)改造不充分，未能挖掘出單井最大產(chǎn)能等問題，是一種不經(jīng)濟(jì)的方法。對于水平井儲層物性好、水平段短、水平段井眼小，井下復(fù)雜等情況，考慮此種技術(shù)，一般采用分段改造技術(shù)。

1.1 無工具分段改造技術(shù)

國內(nèi)外常用的暫堵劑主要包括有機(jī)凍膠暫堵劑[2，3]、化學(xué)顆粒暫堵劑[4，5]及纖維暫堵劑等[6，7]?；瘜W(xué)顆粒暫堵劑能使酸液進(jìn)入儲層物性差的井段，達(dá)到均勻布酸的目的，應(yīng)用效果較好，但存在堵塞裂縫、不利于返排的問題，可降解纖維暫堵劑能很好的解決這些問題。

根據(jù)流體流動遵循最小阻力原理，第一段施工完后，加入的纖維暫堵液首先進(jìn)入高滲透帶和天然裂縫，在壓差的作用下，縫口快速形成一層有效的纖維阻擋層，阻止后續(xù)液體進(jìn)入，并不斷堆積和壓實(shí)，使得進(jìn)行第二段儲層改造，當(dāng)最后一段施工完后，纖維暫堵劑在高溫條件下降解，返排出地層，從而實(shí)現(xiàn)分段改造的目的。

張雄等[8]提出了用“可降解聚丙烯腈纖維＋聚合物顆?！睍憾聼o工具分段改造的技術(shù)，解決了封隔器+滑套分段改造時，下入過程中管柱常遇阻和施工過程中封隔器無法坐封或滑套無法正常打開等問題，在塔河油田應(yīng)用8井次，其中A井分3段酸壓施工，規(guī)模 1 735.0 m3，加入可降解纖維 1.4 t、顆粒 0.3 t，施工壓力增加 6.6 MPa～7.7 MPa，壓后日產(chǎn)油 108.3 t。

楊乾龍等[9]研制了新型可降解纖維暫堵劑，將暫堵酸化、前置液酸化、多級注入酸壓及閉合酸壓技術(shù)的融合，提出了纖維分流暫堵復(fù)合酸壓技術(shù)，解決了由于井深、井身結(jié)構(gòu)等因素的影響，使得機(jī)械封隔酸壓技術(shù)受到限制而無法使用，在川東北長興組應(yīng)用10井次，其中A1井分2段酸壓施工，規(guī)模1 296.0 m3，加入纖維暫堵劑1.5 t、纖維暫堵液90 m3，施工壓力增加5.0 MPa～8.0 MPa，壓后日產(chǎn)氣 82.5×104m3。

1.2 機(jī)械工具分段改造技術(shù)

1.2.1 裸眼封隔器分段改造技術(shù) 深層碳酸鹽巖儲層埋藏深、溫度高，且套管下入困難及固井難度大等，大多采用裸眼完井，因此裸眼封隔器分段改造技術(shù)是深層碳酸鹽巖儲層常用的水平井分段改造技術(shù)。該技術(shù)是一次下入管柱，裸眼封隔器坐封、投球進(jìn)行分段改造。

國內(nèi)開始裸眼封隔器分段壓裂是2007年塔河油田[10]用于側(cè)鉆水平井分段改造，采用的是打壓坐封和擴(kuò)張式封隔器，僅分兩段改造。

2008年塔里木油田[11-13]開始采用遇油膨脹裸眼封隔器+滑套分段改造，由于國外工具成本高，國內(nèi)在開關(guān)滑套和球座方面存在一定的差距，分段級數(shù)受限，目前形成了全通徑分段改造技術(shù)，裸眼封隔器通過球座憋壓坐封，第一段投球式篩管打開與地層連通，裸眼封隔器之間壓控式篩管實(shí)現(xiàn)油管與地層連通，改造后井筒全通徑，后期可進(jìn)行修井作業(yè)，現(xiàn)場應(yīng)用廣泛，封隔器承壓70 MPa，耐溫204℃，最大井深超8 000 m，最長水平段1 500 m以上，是主要的改造技術(shù)。

1.2.2 套管封隔器+滑套分段改造技術(shù) 對于深層碳酸鹽巖儲層物性較差，非均質(zhì)程度高，為實(shí)現(xiàn)水平段均勻分段改造，采用套管封隔器+滑套分段改造技術(shù)，適用于套管完井。該技術(shù)是先射孔，再下入管柱，封隔器坐封，投球進(jìn)行分段改造。

2014年塔里木油田[14]嘗試了套管封隔器+可鉆式滑套分段改造技術(shù)，5寸套管完井，分10段改造，優(yōu)質(zhì)儲層采用小規(guī)模前置液酸壓，儲集體距縫洞體較遠(yuǎn)采用深度酸壓，儲集體走向與主應(yīng)力走向不一致采用暫堵轉(zhuǎn)向酸壓，針對性選擇改造工藝，取得了良好的增產(chǎn)效果。

1.2.3 水力噴射分段改造技術(shù) 采用封隔器分段改造，受封隔器分段數(shù)的限制，可能會影響改造效果，因此試驗(yàn)了水力噴射分段改造技術(shù)。

2010-2011年塔里木油田、四川氣田試驗(yàn)了不動管柱水力噴射分段酸壓、油管拖動水力噴射分段酸壓等[15，16]，井溫達(dá)160℃，分段達(dá)12段。該技術(shù)在長慶油田“三低”油氣田應(yīng)用廣泛，是主要的水平井分段改造技術(shù)。

2 酸液體系

2.1 高溫膠凝酸

高溫膠凝酸是在普通酸液中加入高分子化合物，增加黏度，降低氫離子擴(kuò)散速度，降低酸巖反應(yīng)速度，減少濾失，同時高溫下保持穩(wěn)定的流變性能，反應(yīng)后便于返排，具有較低的摩阻，實(shí)現(xiàn)較高的施工排量，達(dá)到深穿透的目的。該酸應(yīng)用廣泛，是主要的酸液體系之一。

國內(nèi)外公司已進(jìn)行了大量的研究和現(xiàn)場應(yīng)用，形成了適合不同條件下的配方體系和相應(yīng)的工藝，體系中高分子化合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為0.8%～1.0%[10]，在150℃、170 s-1剪切速率下，黏度保持20 mPa·s以上，酸巖反應(yīng)速度比普通酸降低50%以上。

2.2 溫控變黏酸

溫控變黏酸是酸液中加入特殊的稠化劑，隨溫度不斷升高，黏度迅速增大，酸液濾失降低，由于酸巖反應(yīng)，酸液的消耗，溫度過高，體系結(jié)構(gòu)破壞又恢復(fù)到原來的狀態(tài)，黏度降低，逐漸破膠，易返排。與高溫膠凝酸不同之處在于中間有一個黏度升高又降低的階段，從而進(jìn)一步降低酸巖反應(yīng)速度，控制濾失，減少殘渣等，應(yīng)用也廣泛。該體系在100℃以上黏度迅速上升至200 mPa·s以上，在140℃、170 s-1條件下剪切1 h，黏度保持 60 mPa·s以上[17]，實(shí)現(xiàn)深穿透，增加酸蝕縫長。

2.3 清潔轉(zhuǎn)向酸

為使非均質(zhì)儲層得到充分改造，出現(xiàn)了新的酸液體系－清潔轉(zhuǎn)向酸。該體系利用黏彈性表面活性劑的特性，初始在鮮酸中以單個分子存在，表現(xiàn)較低的黏度，當(dāng)酸液與儲層巖石發(fā)生反應(yīng)后，產(chǎn)生鈣鎂離子，pH值升高，導(dǎo)致表面活性劑在殘酸液中形成柱狀或棒狀膠束，黏度大幅提高，對較大滲透率儲層暫堵，由于壓力上升，迫使新注入鮮酸進(jìn)入滲透率小的儲層，同時在高溫儲層，減小濾失，反應(yīng)速率進(jìn)一步減慢，酸液作用距離進(jìn)一步增加，實(shí)現(xiàn)非均質(zhì)儲層充分改造。

國外自20世紀(jì)90年代初開始研究，2003年Diedre Taylor等研制出一種耐高溫VES自轉(zhuǎn)向酸，在溫度149℃時具有良好的穩(wěn)定性，巖心試驗(yàn)表明酸液體系對高滲和低滲巖心具有較好的效果[18]。國內(nèi)李小剛等[19]2014年報道了清潔自轉(zhuǎn)向酸體系變黏后的黏度在高溫儲層下無法達(dá)到增黏轉(zhuǎn)向的目的。目前該體系在120℃、170 s-1條件下，黏度可達(dá)1 500 mPa·s以上，剪切 2 h，黏度保持 300 mPa·s以上。

2.4 自生酸

自生酸又稱潛在酸，是指地面上的兩種酸母體，注入地層后通過化學(xué)反應(yīng)在深處產(chǎn)生鹽酸或氫氟酸。在地面不顯酸性或顯弱酸性，高溫條件下較大幅度地降低酸巖反應(yīng)速率和對設(shè)備、管柱的腐蝕，增加酸蝕裂縫有效長度，尤其適用高溫儲層。

20世紀(jì)70年代國外開始提出自生酸概念，國內(nèi)20世紀(jì)80年代進(jìn)入礦場應(yīng)用，目前由單一自生鹽酸、自生有機(jī)酸向復(fù)合自生酸發(fā)展。該體系在120℃，A劑與B劑體積比1∶1時，平均生酸量最高12.7%[20]。

2.5 交聯(lián)酸

交聯(lián)酸是在酸性條件下稠化劑與交聯(lián)劑交聯(lián)，形成網(wǎng)絡(luò)狀分子鏈，增加酸液體系黏度，有效控制濾失和增加酸蝕縫長和導(dǎo)流能力。交聯(lián)酸是這幾種酸中反應(yīng)速率最慢，增加酸蝕縫長最長，可攜砂，實(shí)現(xiàn)深部穿透。

國外最早研究可追溯到20世紀(jì)70年代末，國內(nèi)2000年以后才進(jìn)行了大量研究，主要集中在地面交聯(lián)酸體系，在四川、青海、新疆、長慶等廣泛應(yīng)用。該體系耐溫抗剪切性能良好，在140℃、170 s-1條件下剪切1 h，黏度保持 100 mPa·s左右[21]。

2.6 加重酸

對于深層井，地層破裂壓力和施工壓力高，往往常規(guī)酸液體系無法滿足施工。增加酸液密度增加井筒液柱壓力降低井口施工壓力，同時酸液可解除近井筒污染，進(jìn)一步降低井口施工壓力，達(dá)到改造的目的。

國外對加重酸酸液濃度、緩蝕劑等進(jìn)行了研究，加重酸液密度為1.74 g/cm3，可在110℃儲層內(nèi)進(jìn)行短時間（約40 min）施工[22]，國內(nèi)先后在四川和塔里木油田進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，酸液密度達(dá)1.8 g/cm3以上，160℃下動態(tài)腐蝕速率小于30 mg/（m2·h）。

3 認(rèn)識與建議

（1）國內(nèi)已形成深層碳酸鹽巖儲層水平井分段改造技術(shù)，根據(jù)儲層特征選擇相應(yīng)的改造工藝和液體體系，在現(xiàn)場成功應(yīng)用，提高了單井產(chǎn)量。

（2）隨著儲層品質(zhì)進(jìn)一步下降，物性變差，深井水平井固井技術(shù)的提高，可能會向套管封隔器+滑套分段改造等技術(shù)發(fā)展，解決裸眼完井生產(chǎn)中后期水平井段垮塌的問題，便于修井作業(yè)。

（3）碳酸鹽巖油氣勘探逐步由深層向超深層發(fā)展，超高溫環(huán)保型酸液體系、管柱結(jié)構(gòu)、改造工藝等需深入研究與探索，對油氣資源接替有重要的意義。

（4）深層碳酸鹽巖儲層水平井重復(fù)改造難度大，面臨油藏衰竭、酸液體系選擇，分段隔離等問題，是今后研究的方向。

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