Application of Acidizing Assisted High Energy Gas Fracturing Technique in Well Stimulation in Offshore Oilfield

Xinbo Zou, Zheng Duan, Yanping Li, Lamei Kuang, Guang Yang, Shuai Liu,Liqiang Tian

1Shenzhen Branch Company, CNOOC, Shenzhen Guangdong

2China France Bohai Geoservices Co., Ltd., Tianjin

Abstract In consideration of the problems of the productivity bottleneck of the low permeability pay-zone from sandstone reservoir in Pearl River Mouth Basin, a new type of composite well stimulation technique, Acidizing Assisted High Energy Gas Fracturing (AAHEGF) was developed based on high energy gas fracturing technology, which has been widely used in onshore oilfields during the development of oil gas fields with “three low properties”. The principles of greatly improving well productivity using AAHEGF, the perforation parameters, explosive dosage, the selection of explosion location P-t design, fracture number and geometric parameters, acid system and its dosage,deep acidizing process, acid squeezing and injection pressure and operation speed were represented. The application effect in Well LFY13-1-6 shows that the AAHEGF can be used for obviously enhancing the productivity from low permeability zone and improving oil flow passage in near well area. The stimulation effect is obvious, which provides reference for the development of similar low production gas wells in offshore oilfields.

Keywords Low Permeability Oil Field, Acidizing Assisted High Energy Gas Fracturing (AAHEGF), Productivity Bottleneck, Fracture Number, Peak Pressure, Explosive Point, Deep Acidizing, Offshore Oilfield

1. 引言

常規(guī)水力壓裂作為油氣井增產、注水井增注的一項重要技術措施長期以來一直為石油工程技術人員所關注，尤其是近些年來，隨著水平井分段壓裂、縫網壓裂等技術在低孔滲油氣田整體開發(fā)方案中的規(guī)模運用，使得其愈來愈為油氣田開發(fā)工作者重視，目前在全球低滲透油田開發(fā)過程中，常規(guī)水力壓裂技術已經成為低滲透油氣田開發(fā)的主導工藝技術。中國近海油田也先后在東海海域基于平臺化壓裂、渤海海域低孔滲油藏體積壓裂以及南海海域東部古近系文昌組常規(guī)水力壓裂等進行了多年的嘗試，盡管效果有好有差，但基于海上油田經濟門檻產量的要求，都在不同程度上遇到措施增產倍比有限、費用不足支撐投入產出基本要求等瓶頸，尤其是傳統的水力壓裂在中國近海油田應用時普遍面臨大型壓裂設備在平臺上場地受限、壓裂設備及支持船舶費用昂貴、作業(yè)窗口受限、壓裂液和支撐劑的返排處理等問題，這些都促使我們必須尋找新的針對海上低滲油田的增產途徑[1] [2]。

國內外陸上油田除發(fā)展常規(guī)水力壓裂技術外，高能氣體壓裂[3] [4] [5] (又稱爆燃壓裂或爆炸壓裂)也有相當的應用規(guī)模[6]，美國已將其發(fā)展成為泥盆系氣田的主要增產技術手段，前蘇聯的現場試驗及推廣應用年施工規(guī)模達到2000井次。國內長慶油田年施工規(guī)模達到400余井次，注水井均要求高能氣體壓裂后投注才能注進水。但因跟常規(guī)水力壓裂相比其形成裂縫長度局限性[7]，高能氣體壓裂增產倍比有限，很難突破1.5倍，因此長期以來該技術在海上油田只局限于探井的試油和注水井的解堵工藝上。近年來，以儲層物性好、含油構造整裝為代表的南海東部海域主力油田陸續(xù)進入特高含水老油田[8]行列，穩(wěn)產難度愈來愈大，新發(fā)現后備接替資源中低孔滲油氣田也占相當的比例，因此作為低滲油田開發(fā)的新工藝新技術亟待獲得突破。針對珠江口盆地海陸過渡相地層普遍含泥灰質的特點，逐步摸索出新型酸化輔助高能氣體壓裂集成增產措施工藝爆壓酸化技術(acidizing assisted high energy gas fracturing，簡稱AAHEGF)，全新的“物理+化學”措施方式由于深部儲層改造的實現，極大地提高了措施增產倍比，從而成功地把高能氣體壓裂發(fā)展性地移植到海上油井的增產措施上來。AAHEGF技術若能規(guī)模化應用，將能有效解決海域內惠州、陸豐等凹陷古近系地層、珠海組泥灰質粉砂巖地層的產能瓶頸問題，無論是對已開發(fā)油田低產低效井的挖潛增產，還是對已發(fā)現未開發(fā)低品位儲量的有效動用，都具有重大意義。

2. 爆壓酸化關鍵技術研究

2.1. 深部酸化技術

2011年在東部海域XJW23-1-A08H井首次成功完成了生產水平井分段儲層改造措施[9]，分析認為分段儲層改造成功的關鍵首先是大段水平井提高油藏的暴露面積，使得酸液反應的用量大幅度提升，其次是產層中一定含量的泥灰質成分。結合高能氣體壓裂可以解決前一關鍵因素，而針對儲層泥質、鈣質含量高的特點，加之可能存在的鉆井液污染傷害，更重要的是需要考慮多種緩速酸液段塞的使用，以達到深部酸化解決不同傷害[10]的目的。此外，該類油藏底水活躍，含水率上升速度快，而大量注入液會造成恢復產油周期長，增加二次沉淀風險，同時造成施工成本增加，也從另一個側面要求使用緩速酸液體系。

為解決這一矛盾，采用了多元復合體系，并適當調整了配方比例，使得酸液總量不變，同時兼具多種酸液的綜合協同效應。其中酸液體系中主劑1是一種四步電離的緩速酸液體系，通過四步電離釋放HF，多步電離的特點使得酸液體系釋放緩慢，可解決砂巖油藏粉砂質、泥質等堵塞，能有效溶解儲層中泥質的鋁硅酸鹽成分和水基泥漿中的固體成分。此外，電離速度較慢也規(guī)避了二次沉淀的風險，擴大了酸化的處理半徑。主劑2是無機酸和有機酸雙重功能的大分子酸液，它在無機氟硅酸分子基礎上嵌入了羧基有機雜環(huán)，硅酸根離子能緩慢溶蝕黏土和長石，使體系基本不與巖石中的二氧化硅反應，具有保護巖石骨架的功能；同時，有機長鏈能降解水基泥漿中的聚合物成分。

通過室內實驗驗證，該復合體系針對試驗井LFY13-1-6產層的巖屑溶蝕率可較常規(guī)體系提升2～3倍，并能高效解除鉆井液污染堵塞[11]，由于其中的兩種主劑均為緩速酸液體系，針對低孔滲儲層可更大地發(fā)揮深部緩速的特點。

2.2. 復合改造技術

東部海域低孔滲油田儲層改造措施多年的礦場實踐表明，除了酸液體系配方不適應以外，措施不奏效原因多數指向酸化施工工藝造成酸化效果弱，表現特征為泵注壓力高、排量低，酸液難以注入儲層。因此，在酸化工藝研究方面，需要采用施工工藝來增強常規(guī)酸化對儲層的改造能力。目前國內成熟工藝有4種：籠統酸化工藝、機械分層酸化工藝、連續(xù)油管酸化工藝和暫堵分流酸化工藝，這4種工藝在南海東部低孔滲油田應用過程中，沒有一項工藝能夠從根本上解決泵注酸液排量低的問題。之前在長段水平井上采用籠統酸化工藝，由于不能控制酸液的作用層段，造成酸化后增水不增油； 在大斜度井上采用的連續(xù)油管和暫堵分流酸化(氮氣泡沫酸化)工藝，即使設計工藝的目的是解決非均質性問題，但在注酸過程中同時受連續(xù)油管摩阻大、泡沫增壓的影響，使得泵注壓力更高、排量低，效果一樣不理想。

結合南海東部低孔滲油藏的特點，儲層改造措施中單一酸化預計排量低、處理半徑小，而常規(guī)水力壓裂又有溝通底水的風險?？紤]到在對付常規(guī)水力壓裂遇到的底水錐進、底水上竄、油層水淹等棘手問題上，高能氣體壓裂具備溝通垂向分布鄰近水層風險小的獨特優(yōu)勢(在長慶油田鄂爾多斯盆地伊陜斜坡礦場實例中，高能氣體壓裂在垂向距底水0.3 m的油層上實現了措施增油)，若利用高能氣體壓裂解決以前泵注酸液排量低的工藝問題，就可以大幅度提高在南海東部海域低孔滲油田上儲層改造措施的處理半徑，使得措施效果大為改觀。綜上所述，AAHEGF復合解堵技術是“物理 + 化學”的集成增產措施，物理上通過高能氣體壓裂沿井筒四周方向形成多條不受地應力影響的輻射狀主裂縫；化學上沿多裂縫導流通道擠注酸液，通過酸化溶蝕裂縫并防止其閉合，同時酸液通過微裂縫網絡深入地層后反應，起到復合儲層改造的功效。

2.3. 爆壓避水技術

在套管井的AAHEGF作業(yè)過程中，為規(guī)避壓竄邊、底水的風險[12]，一般針對近邊、底水油層的作業(yè)方案射孔時盡量考慮定向射孔方式，以保證裂縫的壓開及延伸方向盡可能平行于地層走向，從而在獲得縫長的同時距邊、底水的距離又最遠，因此射孔參數中孔眼與井筒的夾角也是決定措施后油井出水與否的關鍵參數。如圖1所示，射孔井段確定后，若措施井為直井，常規(guī)射孔方式夾角α一般為90°，避水距離L大于射孔點到目的層的垂向距離，該常規(guī)射孔方式就可以獲得最大的避水距離。若措施井為大斜度井，井筒與油層幾乎平行，α = 90°的常規(guī)射孔方式形成的避水距離L最短，就必須選擇定向射孔方式，此時選擇α ＞ 90°的鈍角定向射孔方式會獲得更長更安全的避水距離L。

Figure 1. The sketch of safety distance of water avoidance affected by AAHEGF perforation parameters圖1. AAHEGF措施射孔參數影響避水安全距離示意圖

2.4. 可控裂縫延展技術

爆壓酸化中裂縫的幾何形態(tài)及最終延展結果是可以通過火藥用量和爆燃后壓力持續(xù)時間[13]來控制的。根據試驗井地層物性、泥灰質含量及增產倍數預期，工程設計火藥安全用量在20～40 kg之間，簡化計算時分20、30、40 kg三個裝藥量方案，模擬計算結果(圖2、圖3)顯示，20 kg方案形成的主裂縫長度1.1 m，縫寬0.3 mm，最大峰值壓力40.18 MPa；30 kg方案形成的主裂縫長度1.3 m，縫寬0.5 mm，最大峰值壓力47.55 MPa；40 kg方案形成的主裂縫長度2.5 m，縫寬0.5 mm，最大峰值壓力50.64 MPa?？紤]高齡套管的抗壓強度(參照Φ177.8 mm新套管最大抗內壓值56.3 MPa)，在經濟有效的前提下，采用20 kg方案可以既規(guī)避套管撕裂風險，又能獲得理想的裂縫幾何尺寸。

Figure 2. The peak pressure of explosive fracturing under different dosage of explosives圖2. 不同火藥用量下爆燃壓裂峰值壓力

Figure 3. The fracture radius of different explosive dosages圖3. 不同火藥用量下裂縫半徑

可控裂縫延展技術中的壓力持續(xù)時間控制是為了既保證壓開裂縫后的延伸長度，又要避免氣體來不及泄出而導致套管損壞；如果為了保護套管而降低裝藥量，壓力過程持續(xù)時間很短，高能氣體壓裂的效果就會大大降低。為了解決這個矛盾，就必須從控制火藥燃燒方式入手，通過降低燃燒速度[14]來延長壓力持續(xù)時間。根據已有礦場實踐經驗，有殼彈壓力持續(xù)時間控制在 100～200 ms之間，無殼彈控制在200～400 ms之間。

3. 應用分析

3.1. 應用效果評價

試驗井在AAHEGF措施前進行了試擠注作業(yè)，現場在9.66～10.34 MPa的擠注壓力下錄得擠注速度為4.77 m3/h；爆燃壓裂后在5.17、6.90、10.34、12.41 MPa擠注壓力點錄得地層吸收量分別為4.77、9.54、16.4、21.85 m3/h。靜態(tài)漏失方面，爆燃壓裂前后的靜態(tài)漏速分別為0.318 m3/h和2.385 m3/h。這兩方面數據都說明，爆燃壓裂后地層吸收能力已經有明顯的改善。

深部酸化過程中，酸化前在15.38 MPa下試擠錄得擠注速度為29.57 m3/h；擠注酸液階段在19.01 MPa壓力下泵酸速度為32.53 m3/h，當泵注壓力下降至14.03 MPa時，泵酸速度反而增大到40.83 m3/h。隨著酸液進入地層深部與儲層接觸，反應速度加快，當進入泵注頂替液階段時，泵注速度上升到55.6 m3/h，泵注壓力下降至12.76 MPa。整個泵注過程結束后，靜態(tài)漏速再由2.385 m3/h增加到3.98 m3/h。整個作業(yè)過程施工曲線如圖4所示。

Figure 4. The curve of AAHEGF acidizing stimulation in Well LFY13-1-6圖4. LFY13-1-6井AAHEGF措施酸化作業(yè)施工曲線

2015年4月28日，LFY13-1-6井開始AAHEGF措施作業(yè)，2015年5月3日投產。在投產后的前35 d中，平均日產油量173.72 m3，含水率穩(wěn)定在42.68% (圖5)，該井措施后從該油田的低產低效井變身為油田第一高產井。截止到2015年8月31日，該井措施后已累計生產原油1.9037 × 104m3，日增產原油96.6 m3，增產效果十分顯著。

Figure 5. The comparison of production performance both before and after using AAHEGF stimulation in Well LFY13-1-6圖5. LFY13-1-6井AAHEGF措施前后生產動態(tài)對比

該井人工舉升方式為電潛泵機械采油，以措施前電潛泵頻率56 Hz工作制度下的產量測算采液指數為14.98 m3/(d·MPa)。措施后該井電潛泵一直以35 Hz低頻生產，以實際測試產量計算措施后采液指數增大到65.25 m3/(d·MPa)，因此實際措施增產倍比為4.356。同時，該井措施后在產液量增加近3倍的情況下，含水率反而下降了8%，據此分析AAHEGF措施的爆燃壓裂和深部儲層改造雙重作用在近井地帶一定范圍內形成了徑向裂縫網絡，從而在原有油流通道基礎上又溝通了新的孔喉，增加了遠井地帶未波及“死油”區(qū)的儲量動用?？紤]到低孔滲產層的生產特征，后期隨著油井工作制度的調整，電潛泵增加頻率后，液量和油量仍有很大的增長空間[15]。

3.2. 影響因素探討

3.2.1. 目的層泥灰質含量

就目前認識而言，深部酸化在AAHEGF技術中發(fā)揮了至關重要的功效，而酸液順著壓開的徑向裂縫深入地層發(fā)生反應是關鍵，酸液的擠注速度和擠注總量決定了徑向裂縫網絡系統的最終規(guī)模大小。這些都跟目的層泥灰質含量相關，目前已實施AAHEGF技術的措施井目的層泥灰質含量在5%～15%之間，個別井點高達18%～20%，單井酸液總反應量超過20 m3，一定含量的泥灰質成分有助于酸液與地層巖石礦物的化學反應。一般而言，若目的層泥灰質含量低于5%，建議采用單純的高能氣體壓裂技術替代AAHEGF技術。

3.2.2. 射孔參數的影響

火藥燃燒前，射孔孔眼內的井筒可以看作一個頂端水封的定容容器，射孔孔眼成為容器的唯一出口。出口太小，定容容器中高能氣體不能及時泄出，容器就會爆炸而破碎，為避免井筒爆炸以及套管變形的工程風險，射孔密度和孔眼直徑越大越好。而孔徑與穿透深度成反比關系, 因此AAHEGF技術的射孔參數中更多地注重孔徑和孔密，一般不強調穿透深度。根據節(jié)流方程和氣體狀態(tài)方程，孔徑的影響比孔密要大得多。所以在孔徑、孔密和穿透深度這3個射孔參數中，影響AAHEGF措施效果最大的是孔徑，其次是孔密，穿透深度影響最小。

3.2.3. 爆燃點位置選擇

爆燃點位置的選擇會影響垂向相鄰水層竄入的風險[16]。以試驗井 LFY13-1-6井為例，如果爆燃點位置選在2574.2 m (SL-5層底)，下伏SL-6層厚度2.0 m，泥質含量52.4%，滲透率0.9 mD，可形成遮擋底水錐進的典型“隔板”效應。爆燃點距離“隔板”SL-6層底部距離為8.2 m (斜深距離2.0 m，高能氣體加載方向平視角15.1°，下同)；如果爆燃點位置選在2571.0 m (SL-4層底)，距離SL-6層底部距離19.3 m (斜深距離為5.2 m)，而酸化處理的最大半徑為2.0 m，計算得出AAHEGF避水距離6.2～17.3 m，根據長慶、大慶等國內油田爆燃壓裂的礦場實踐經驗，避水距離超過2.8 m即是安全的，該井無論爆燃點位置選在SL-4底還是SL-5底，橫向造縫效果都不會壓竄底水。

3.2.4. 裂縫數量及幾何參數

常規(guī)水力壓裂沿最小主應力方向向井筒兩翼形成2條對稱裂縫，而AAHEGF為動態(tài)壓裂過程，其裂縫數量和方向跟水力壓裂亦有本質區(qū)別，當前技術水平下AAHEGF措施產生的裂縫數量在3～8條之間，理論研究結果顯示裂縫數量的多(5～8條)和少(3～5條)顯著地影響著造縫長度和峰值壓力。計算表明，裂縫數量從3增至5條時，峰值壓力和造縫長度分別下降5.9 MPa和0.95 m；而當裂縫數量從5增加到8時，峰值壓力和造縫長度分別下降2.9 MPa和0.55 m。為保證措施效果，工程設計裂縫數量最好控制在3～5條，這樣造縫長度可以達到1.5～2.45 m，同時又能充分發(fā)揮徑向多裂縫的優(yōu)勢。

理論上裂縫寬度越大穩(wěn)定性越好，但實際裂縫延展過程中，寬度越大峰值壓力越低，造縫長度也越短。當裂縫寬度在10 mm以內時，峰值壓力受裂縫寬度影響顯著[17]；縫寬超過10 mm時，峰值壓力變化相對平緩，尤其是在10～15 mm范圍內時，造縫長度的變化幅度(2.45～1.55 m)只有36.7%。因此，通過壓力—時間過程的壓力持續(xù)時間設計把縫寬控制在10～15 mm就可以較好地保證AAHEGF措施效果。

4. 結論

爆壓酸化技術在LFY13-1-6井的成功應用表明，在對海上油田低滲透產層挖潛時，AAHEGF措施可以在近井地帶形成徑向裂縫網絡系統，改善了地層橫向導流能力，溝通了未驅掃“死油區(qū)”的孔喉，因此不但可以大幅度提高油井產液能力，還因新油流通道的形成而降低油井含水率。在工程設計時，應重點考慮射孔參數、壓力持續(xù)時間、裂縫數量、目的層泥灰質含量及爆燃點位置等影響措施效果的幾大關鍵因素，才能確保AAHEGF措施的增油效果。