四川盆地震旦系氣藏大斜度井水平井酸壓技術(shù)

李 松*，馬輝運(yùn)，張 華，葉頡梟，韓慧芬

1.中國(guó)石油西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院，四川 成都 610017；2.國(guó)家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心，四川 廣漢 618300；3.中國(guó)石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川 瀘州 646000

引 言

四川盆地深層碳酸鹽巖氣藏資源豐富，勘探開發(fā)潛力巨大，高石梯震旦系燈影組氣藏經(jīng)勘探已確定獲天然氣探明儲(chǔ)量2 170.81×108m3，是西南油氣田300億戰(zhàn)略大氣區(qū)的重要組成部分[1-3]。海相碳酸鹽巖層系經(jīng)歷了成巖演化作用的后期改造，儲(chǔ)層中發(fā)育著大量溶蝕孔、縫、洞及3者隨機(jī)組合類型，儲(chǔ)集空間類型復(fù)雜，具有埋藏深、高溫、高壓、強(qiáng)非均質(zhì)性、高含H2S、CO2等酸性氣體的特點(diǎn)，且目標(biāo)區(qū)塊尚處在勘探開發(fā)初期，單井產(chǎn)量差異大，迫切需要單井產(chǎn)量取得突破，為氣田開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

高-磨地區(qū)震旦系深層碳酸鹽巖氣藏經(jīng)過前期勘探開發(fā)探索，初步形成了勘探開發(fā)技術(shù)系列，取得了一定理論與技術(shù)成果[4-6]。隨著勘探開發(fā)深入，儲(chǔ)層地質(zhì)條件愈加復(fù)雜，儲(chǔ)層改造技術(shù)面臨諸多不適應(yīng)性，如大斜度井/水平井分層分段改造工藝、不同儲(chǔ)層特征對(duì)應(yīng)的改造工藝技術(shù)不明確等，需在前期成果基礎(chǔ)上，深入開展深層裂縫-孔洞型儲(chǔ)層大斜度井/水平井的針對(duì)性改造工藝技術(shù)研究。

大斜度井/水平井儲(chǔ)層段易受鉆井液固相及濾液損害，同時(shí)鉆井時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)，鉆井流體與地層流體在一定地層條件下產(chǎn)生乳液堵塞，對(duì)單井產(chǎn)能影響也較大[7-10]。儲(chǔ)層改造效果好差主要取決于是否溝通了天然縫洞系統(tǒng)或是否有足夠大的油氣泄流半徑，因此儲(chǔ)層改造主要圍繞非均質(zhì)長(zhǎng)施工井段的酸液布置和深穿透溝通天然縫洞系統(tǒng)兩個(gè)目標(biāo)開展研究。

1 震旦系燈四段儲(chǔ)層改造難點(diǎn)分析

（1）高-磨地區(qū)震旦系燈四段儲(chǔ)層具有巖石堅(jiān)硬致密、彈性模量高等特征，巖石力學(xué)參數(shù)：彈性模量（6.28～10.55）×104MPa，泊松比 0.207～0.361，巖石抗壓強(qiáng)度418～690 MPa。地層破裂壓力高，巖石起裂延伸困難，壓裂形成的裂縫寬度較窄，對(duì)管柱強(qiáng)度、井口裝置和壓裂設(shè)備要求高。

（2）臺(tái)緣帶以裂縫溶洞構(gòu)型為主，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。根據(jù)震旦系燈四段儲(chǔ)層巖芯重構(gòu)模型及CT掃描結(jié)果（圖1），燈四段儲(chǔ)層縫洞發(fā)育程度不均、搭配方式多樣。天然裂縫形態(tài)復(fù)雜、存在多尺度性，且裂縫充填程度、充填成分不均，造成儲(chǔ)層類型多樣，與儲(chǔ)層類型及特征相匹配的針對(duì)性改造工藝選擇難度較大。

圖1 震旦系燈四段儲(chǔ)層巖芯縫洞發(fā)育多尺度性Fig.1 Natural fracture and vug multiscale of the Sinian Dengying Formation rock

（3）施工跨度及儲(chǔ)層厚度大，燈四儲(chǔ)層厚度20.00～125.00 m，平均厚度53.39 m?？v向上多氣層分布，氣層間物性差異大，非均質(zhì)性強(qiáng)，難以實(shí)現(xiàn)均勻布酸，需分層分段以提高改造針對(duì)性。

（4）儲(chǔ)層埋藏深，沿程摩阻大，對(duì)酸液體系降阻性能要求高。儲(chǔ)層溫度144.18～156.67?C，酸巖反應(yīng)速度快，酸蝕縫長(zhǎng)受制約，對(duì)酸液體系緩速性能要求高。地層壓力系數(shù)約1.1，為常壓氣藏，儲(chǔ)層低孔低滲，酸化改造后殘酸返排困難，容易對(duì)儲(chǔ)層造成二次損害，如產(chǎn)生Fe3+鹽、鋇和鍶沉淀，降低酸蝕裂縫的導(dǎo)流能力，影響改造效果。

2 大斜度井水平井儲(chǔ)層改造技術(shù)對(duì)策

與直井改造不同，大斜度井/水平井儲(chǔ)層改造需主要考慮以下方面的技術(shù)對(duì)策。

（1）受完井方式限制，需研究并優(yōu)選有效的改造工藝技術(shù)。

（2）需根據(jù)不同的酸化方案，選用配套的酸化工具組合及酸液體系。

（3）水平井儲(chǔ)層損害復(fù)雜，要選擇性分段酸化，用以針對(duì)不同施工段的不同損害程度來布酸解堵。

（4）水平井酸化用酸量大，施工時(shí)間長(zhǎng)，要求工作液具有更好的耐高溫性能和穩(wěn)定性，對(duì)緩蝕劑要求高。

（5）要求酸液體系摩阻低，以便盡量降低管柱摩阻壓力，提高施工排量。

（6）為有效布酸，需采用酸液轉(zhuǎn)向技術(shù)和暫堵劑。

3 大斜度井/水平井儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)

3.1 大斜度井/水平井分層分段方法

大斜度井/水平井分層分段酸壓關(guān)鍵的問題就是長(zhǎng)井段的分層分段設(shè)計(jì)[11-14]。裂縫-孔洞型碳酸鹽巖氣藏分層分段的基本原則是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層優(yōu)先改造，物性相近或一致層段合層改造，即有針對(duì)性地對(duì)同類儲(chǔ)層集中改造。裂縫-孔洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層大斜度井/水平井分層分段酸壓需綜合考慮以下因素：地應(yīng)力分布、測(cè)錄井油氣顯示狀況、儲(chǔ)層類型分布、巖溶縫洞體展布、儲(chǔ)層污染狀況、施工井段長(zhǎng)度。

根據(jù)高石A–H1井水平井段的儲(chǔ)層品質(zhì)及地質(zhì)特征，綜合地震解釋、油氣顯示、鉆完井液漏失狀況、測(cè)井解釋等資料，參照優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層優(yōu)先改造、物性相近儲(chǔ)層合層改造、漏失井段重點(diǎn)改造的原則，分層分段優(yōu)化結(jié)果見圖2，該井酸化后測(cè)試改造效果顯著。

圖2 高石A–H1井燈四段分層分段優(yōu)化結(jié)果Fig.2 Optimization segmentation of the Gaoshi A–H1

3.2 分層分段改造工藝技術(shù)

根據(jù)不同的完井方式，對(duì)于縱橫向上層間或段間物性差異大的裸眼完成井，采用裸眼封隔器分段改造。對(duì)于層內(nèi)或段內(nèi)存在物性差異大的射孔完成井，采用可降解暫堵材料實(shí)現(xiàn)分層改造，若施工井段長(zhǎng)，則考慮采用酸化封隔器+可降解暫堵材料實(shí)現(xiàn)分層分段，提高改造針對(duì)性。

3.2.1 機(jī)械封隔器分層分段工藝

采用機(jī)械的方法進(jìn)行分段，待完成酸化管柱后，投球打開第一個(gè)目的層的滑套，酸化施工第一目的層；然后投球打開第二目的層的滑套，同時(shí)封堵第一個(gè)已酸化層段，酸化施工第二目的層；依次類推，直到酸化完所有設(shè)計(jì)的層段。機(jī)械封隔器分層分段工藝示意圖見圖3。

機(jī)械封隔器分層分段酸化的特點(diǎn)是布酸目的層明確，能較好地對(duì)各施工層進(jìn)行酸化改造[15-16]。

3.2.2 可降解暫堵材料暫堵轉(zhuǎn)向工藝

對(duì)于層內(nèi)或段內(nèi)物性差異大的施工層段，采用可降解暫堵材料實(shí)現(xiàn)暫堵轉(zhuǎn)向而使酸液改變進(jìn)入儲(chǔ)層的路徑，從而獲得酸液均布、提高儲(chǔ)層改造效果（圖4，圖5）。

（1）可降解暫堵顆粒

高強(qiáng)度水溶性暫堵劑是一種黏彈性的固體小顆粒。根據(jù)使用功能不同有兩種類型，一種是1～8mm粒徑顆粒，用于縫口暫堵，實(shí)現(xiàn)段內(nèi)多裂縫開啟，增加近井帶滲流通道，大顆粒段內(nèi)暫堵劑暫堵壓力5～10 MPa；另一種是100～120目微顆粒，用于縫內(nèi)轉(zhuǎn)向，實(shí)現(xiàn)縫內(nèi)分支裂縫開啟，提高遠(yuǎn)井人工裂縫波及范圍，小顆?？p內(nèi)暫堵劑暫堵壓力3～5 MPa。

（2）可降解暫堵球

可降解暫堵球暫堵轉(zhuǎn)向是采用一種可溶性暫堵球，酸化時(shí)隨酸液泵注進(jìn)改造層段中。根據(jù)流動(dòng)阻力最小原理，酸液將優(yōu)先進(jìn)入改造層段中流動(dòng)阻力較小的高滲透層或裂縫發(fā)育段，酸液攜帶暫堵球到射孔孔眼形成封堵，阻礙后續(xù)酸液繼續(xù)進(jìn)入高滲透層使酸液往相對(duì)低滲儲(chǔ)層轉(zhuǎn)移，從而調(diào)節(jié)各改造層段的注入能力，實(shí)現(xiàn)各改造層段均勻進(jìn)酸的目的。采用分級(jí)注入方式：酸化-投堵塞球-酸化-投堵塞球-酸化。此技術(shù)采用逐段暫堵高滲儲(chǔ)層段，形成段間暫堵轉(zhuǎn)向，暫堵位置選擇主要依據(jù)幾點(diǎn)：改造層段儲(chǔ)層物性、縫洞發(fā)育層段、漏失嚴(yán)重段及微細(xì)裂縫發(fā)育段，因此優(yōu)先暫堵縫洞發(fā)育的I類儲(chǔ)層段，促進(jìn)II、III類儲(chǔ)層段吸液。

圖3 機(jī)械封隔器分層分段工藝Fig.3 Segmentation technology of mechanical packer

圖4 可降解暫堵顆粒縫內(nèi)暫堵Fig.4 Temporary blocking in fractures

圖5 可降解暫堵球?qū)娱g暫堵Fig.5 Temporary blocking in layers

“轉(zhuǎn)向酸+可降解暫堵材料”酸化通過物理與化學(xué)復(fù)合轉(zhuǎn)向，實(shí)現(xiàn)了層間與層內(nèi)的均勻布酸[17-19]。

轉(zhuǎn)向酸被擠入地層后，首先沿較大孔道流動(dòng)并與碳酸鹽巖反應(yīng)，酸液黏度隨酸巖反應(yīng)進(jìn)行而增加，變黏后的酸液堵塞大孔道，迫使注入壓力上升，鮮酸進(jìn)入孔道相對(duì)較小的儲(chǔ)層，再次與巖石反應(yīng)，黏度和注入壓力再次升高，直到上升的壓力使酸液沖破對(duì)大孔道的暫堵，酸液才會(huì)繼續(xù)前進(jìn)，實(shí)現(xiàn)層內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向。

3.2.3 分層分段工藝評(píng)價(jià)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

磨溪A–X1井完井方式為裸眼完井，在燈四段儲(chǔ)層采用裸眼封隔器+投球滑套分段的轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝（圖6），分4段進(jìn)行改造，每段酸液到量后的停泵壓力分別為16.7，24.9，25.9和18.1 MPa，低排量送球階段有明顯的滑套開啟跡象，且投球后停泵壓力不同說明酸液通過打開的滑套進(jìn)入了不同的改造層段，表明該工藝技術(shù)達(dá)到了分段改造的目標(biāo)。

磨溪A–X2井完井方式為射孔完井，其燈四段儲(chǔ)層改造采用可溶性暫堵球分層轉(zhuǎn)向酸酸壓工藝（圖7），兩次投球分3段進(jìn)行改造。暫堵球投入前后，同排量下的泵壓變化0.3～1.0 MPa，其暫堵分層效果較裸眼封隔器+投球滑套分段工藝不明顯。

3.3 深度酸壓工藝技術(shù)

高-磨地區(qū)震旦系燈四段儲(chǔ)層類型根據(jù)溶蝕孔洞發(fā)育情況，主要有裂縫-孔洞型、裂縫-孔隙型和孔隙型3種類型。燈四儲(chǔ)層基質(zhì)總體表現(xiàn)為低孔低滲，局部發(fā)育天然裂縫及溶蝕孔洞系統(tǒng)，具有較強(qiáng)的儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征[9-10]。針對(duì)天然縫洞發(fā)育且搭配較好的裂縫-孔洞型儲(chǔ)層（I類儲(chǔ)層），采用緩速酸酸壓工藝能夠解除鉆完井過程中形成的儲(chǔ)層污染堵塞，疏通儲(chǔ)層天然縫洞系統(tǒng)，恢復(fù)氣井產(chǎn)能。對(duì)于II、III類儲(chǔ)層發(fā)育、但溶蝕孔洞不發(fā)育的裂縫-孔隙型儲(chǔ)層，采用前置液交替注入酸壓工藝，深穿透、造長(zhǎng)縫從而提供溝通天然縫洞系統(tǒng)的幾率。針對(duì)天然裂縫及溶蝕孔洞不發(fā)育的孔隙型儲(chǔ)層，則采用復(fù)雜縫網(wǎng)酸壓工藝，形成復(fù)雜人工體積縫來增加油氣滲流通道，并提高改造波及范圍，從而有效提高氣井產(chǎn)量（表1）。

圖6 磨溪A–X1井裸眼封隔器+投球式滑套分段酸化Fig.6 Sublevel acidizing of mechanical packer in Well Moxi–A–X1

圖7 磨溪A–X2井暫堵球分段酸化Fig.7 Sublevel acidizing of bridging solid in Well Moxi–A–X2

表1 震旦系不同儲(chǔ)層類型的改造方式Tab.1 Stimulation types of the different Sinian Dengying Formations

3.3.1 膠凝酸酸壓工藝技術(shù)

（1）技術(shù)原理

膠凝酸有耐高溫、緩速、降濾、低傷害等優(yōu)點(diǎn)。酸液增稠后，限制了酸液與巖石的對(duì)流，氫離子傳遞僅限于擴(kuò)散，有效地延緩了反應(yīng)速度。同時(shí)，裂縫寬度與流體黏度成正比，增稠的酸液壓開的裂縫寬度大，減少了酸巖面容比，降低了酸的消耗速度，提高了有效作用距離，達(dá)到了對(duì)儲(chǔ)層深度改造的目的。

（2）實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)室用高溫膠凝酸在不同排量（10，25，40 m-L/min）對(duì)儲(chǔ)層巖芯進(jìn)行巖芯穿透實(shí)驗(yàn)，測(cè)試相同酸量下酸液穿透巖芯所需體積、穿透時(shí)間及描述酸蝕蚓孔形態(tài)，從而選擇合適的注酸排量（圖8）。

穿透計(jì)算結(jié)果表明，排量越大，穿透壓力越大，穿透時(shí)間越短，在排量40 mL/min對(duì)應(yīng)的穿透壓力為14.5 MPa，穿透時(shí)間為5.7 min（圖8）?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中排量越大，施工泵壓越高，酸液穿透距離越遠(yuǎn)，酸壓改造范圍越大。

圖8 不同排量下驅(qū)替壓力/酸液穿透體積隨時(shí)間變化關(guān)系曲線Fig.8 the relationship of acid through pressure/volume and time under the different delivery rates

（3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

高石A–H1井燈四段儲(chǔ)層縫洞發(fā)育，在鉆井施工過程中出現(xiàn)1次氣測(cè)異常、4次氣侵、2次井漏（總漏失量約8 739.3 m3），1次放空。本井采用了膠凝酸酸壓工藝技術(shù)，膠凝酸進(jìn)入儲(chǔ)層后泵壓明顯下降（圖9），酸液解除儲(chǔ)層污染堵塞，見數(shù)次溝通天然縫洞顯示，改造后測(cè)試產(chǎn)量109.99×104m3/d，增產(chǎn)效果明顯。

3.3.2 前置液酸壓工藝技術(shù)

（1）技術(shù)原理

前置液酸壓技術(shù)是用前置液造縫，同時(shí)在縫面上形成濾膜，降低酸液濾失和地層溫度，降低酸巖反應(yīng)速度，擴(kuò)大酸液有效作用距離。由于后一級(jí)前置液的注入，填充了酸蝕溶洞，亦增加了酸蝕作用距離。依靠前置液與酸液的黏度差，酸液在縫內(nèi)發(fā)生指進(jìn)現(xiàn)象，產(chǎn)生刻蝕溝槽，提高裂縫導(dǎo)流能力，進(jìn)而提高增產(chǎn)效果。多級(jí)交替注入酸壓機(jī)理與前置液酸壓相似，其差別在于前置液與酸液多次交替注入，造成對(duì)地層的多次降溫和多次形成濾餅，使后一次注入的酸液比前一次濾失速率明顯降低，同時(shí)酸液在前置液中多次形成黏性指進(jìn)，形成更大規(guī)模和更高導(dǎo)流能力的裂縫。

（2）實(shí)驗(yàn)?zāi)M優(yōu)化與評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)?zāi)M了凍膠前置液+膠凝酸和自生酸前置液+膠凝酸兩種液體組合對(duì)于儲(chǔ)層巖芯的非均勻刻蝕情況。對(duì)比分析了兩種液體組合在閉合壓力從5 MPa增加到50 MPa下的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力（圖10），相同閉合壓力下，自生酸前置液+膠凝酸的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力略優(yōu)于凍膠前置液+膠凝酸，且利用自生酸前置液預(yù)處理地層降低破裂壓力，適用于深井超深井儲(chǔ)層深度酸壓改造（圖11）。

圖9 膠凝酸酸壓工藝（高石A–H1井）Fig.9 The technology of gel acid fracturing（Well Gaoshi–A–H1）

圖10 不同閉合壓力下兩種不同液體組合導(dǎo)流能力變化Fig.10 The flow conductivity changing of the two fluid configurations under different closure stresses

圖11 不同流量下酸蝕裂縫導(dǎo)流能力對(duì)比Fig.11 The flow conductivity comparison under under different delivery rate

實(shí)驗(yàn)?zāi)M得到不同注入排量下的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力也不同，分別選擇100和150 mL/min的注入排量，對(duì)得到的酸蝕裂縫導(dǎo)流能力進(jìn)行對(duì)比表明，酸蝕裂縫導(dǎo)流能力隨注入排量的增加而提高，說明施工排量越大，酸蝕裂縫導(dǎo)流能力越強(qiáng)，儲(chǔ)層改造效果越好。

（3）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

針對(duì)縫洞較發(fā)育、連通性差、漏失規(guī)模小的氣井，采用前置液酸壓技術(shù)。高石A–X1井采用自生酸+膠凝酸酸壓技術(shù)，溝通天然縫洞系統(tǒng)，提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力（圖12）。

該井施工壓力高（油壓超過90 MPa），泵壓總體較穩(wěn)定，有解除儲(chǔ)層堵塞顯示，局部見溝通天然縫洞體顯示。該井酸化前初測(cè)產(chǎn)量23.20×104m3/d，酸化改造后測(cè)試產(chǎn)量27.77×104m3/d，改造效果增幅較小。

3.3.3 滑溜水+自生酸+膠凝酸復(fù)雜縫酸壓工藝

前置液酸壓工藝技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)分析表明，該工藝改造范圍有限，故探索了滑溜水+自生酸+膠凝酸復(fù)雜縫酸壓工藝技術(shù)，利用前置液滑溜水造復(fù)雜體積縫，提高溝通儲(chǔ)層縫洞系統(tǒng)概率，擴(kuò)大改造范圍。

高石A–X2井燈四段儲(chǔ)層采用滑溜水+自生酸+膠凝酸復(fù)雜縫酸壓工藝，酸化壓裂施工曲線如圖13所示。

由圖13可見，泵注前置液階段壓開地層，有明顯溝通縫洞顯示（施工排量增加的同時(shí)，油壓反而降低）；有一定溝通縫洞顯示（油壓突降，隨后緩慢回升），自生酸刻蝕裂縫壁面，提高了裂縫導(dǎo)流能力。改造后，該井測(cè)試產(chǎn)量26.80×104m3/d，產(chǎn)量較改造前增加幅度有限。

圖12 自生酸+膠凝酸酸壓工藝（高石A–X1井）Fig.12 The technology of self-generating acid+gel acid fracturing(Well Gaoshi–A–X1)

圖13 滑溜水+自生酸+膠凝酸復(fù)雜縫酸壓工藝施工曲線（高石A–X2井）Fig.13 The technology of slip water+self-generating acid+gel acid fracturing（Well GaoshiA–X2）

4 結(jié) 語(yǔ)

（1）針對(duì)區(qū)塊改造層段及儲(chǔ)層厚度大、縱向上多層、層間非均質(zhì)性強(qiáng)、縫洞發(fā)育不均等改造難點(diǎn)，縱橫向上層間或段間物性差異大的裸眼完成井，采用機(jī)械封隔器實(shí)現(xiàn)分層分段改造；對(duì)于層內(nèi)或段內(nèi)物性差異大的射孔完成井，采用可降解暫堵材料實(shí)現(xiàn)分層分段改造。

（2）對(duì)天然縫洞發(fā)育的裂縫-孔洞型儲(chǔ)層，采用膠凝酸酸壓技術(shù)疏通天然縫洞系統(tǒng)；對(duì)天然縫洞系統(tǒng)欠發(fā)育的裂縫-孔隙型、孔隙型儲(chǔ)層，采用前置液酸壓技術(shù)深度酸壓，造長(zhǎng)縫以提高溝通天然縫洞概率，同時(shí)探索性開展了復(fù)雜縫網(wǎng)酸壓工藝，一定程度提升了儲(chǔ)層改造效果。

（3）針對(duì)高溫深井非均質(zhì)性縫洞型碳酸鹽巖氣藏，形成了緩速酸酸壓和前置液交替注入酸壓的兩種大斜度井水平井酸壓工藝技術(shù)，探索了滑溜水+自生酸+膠凝酸的復(fù)雜縫網(wǎng)酸壓工藝，一定程度上提升了儲(chǔ)層改造效果，但精細(xì)分層分段及酸壓工藝參數(shù)方面仍需進(jìn)一步優(yōu)化完善。

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