順北超深斷溶體油氣藏完井技術(shù)

李冬梅 柳志翔 李林濤 石鑫

中國(guó)石化西北油田分公司

順北油氣田是塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)順托果勒低隆起部位發(fā)育的一類(lèi)超深斷控型油氣藏［1］。臺(tái)盆區(qū)作為盆地內(nèi)重要的油氣富集帶，發(fā)育形成了以寒武系玉爾吐斯組為主力烴源巖，以走滑斷裂帶為油氣運(yùn)移通道的中奧陶統(tǒng)斷控裂縫-洞穴型碳酸鹽巖油藏，稱(chēng)之為斷溶體油氣藏。順北斷溶體油藏為受走滑斷裂破碎帶控制、平面沿?cái)嗔褞С收?長(zhǎng)的條帶狀分布、縱向油氣柱高度大、橫向與縱向油藏連通性較差、常溫常壓未飽和縫洞型輕質(zhì)油藏［2］。

順北斷溶體油藏具有獨(dú)特的工程地質(zhì)特征。首先是超深油藏，埋深7 000～8 000 m，油藏壓力82～89 MPa，油藏溫度165～170 ℃；二是斷溶體油藏的儲(chǔ)集空間由走滑斷裂帶經(jīng)多期活動(dòng)和變形形成的斷裂、洞穴和裂縫組成；三是油藏橫向?qū)挾容^小，流體流動(dòng)方向以垂向?yàn)橹?；四是地層含酸性流體，二氧化碳含量0.9%～5.1%，硫化氫含量 (1.8～60)×104mg/m3。

1 完井難點(diǎn)與對(duì)策

1.1 順北斷溶體油藏完井難題

順北油氣藏存在高溫高壓、縫洞發(fā)育、易破碎、強(qiáng)非均質(zhì)性和酸性流體等嚴(yán)苛地層條件，完井過(guò)程中易發(fā)生井下工具失效、井壁坍塌等復(fù)雜井下工況。

(1)高溫高壓致使國(guó)產(chǎn)完井工具失效。165～170 ℃的油藏溫度處于高溫高壓的極限區(qū)，國(guó)內(nèi)成熟177 ℃完井工具面臨極限溫度的挑戰(zhàn)，初期應(yīng)用的國(guó)產(chǎn)204 ℃/70 MPa的套管封隔器承壓低、解封難［3］。進(jìn)口工具價(jià)格高。

(2)裸眼井壁易坍塌導(dǎo)致穩(wěn)定生產(chǎn)周期短。儲(chǔ)層強(qiáng)度受走滑斷裂破碎帶的發(fā)育程度控制，巖石強(qiáng)度相應(yīng)降低，最經(jīng)濟(jì)的裸眼完井方式導(dǎo)致投產(chǎn)后不久即發(fā)生井壁坍塌，而此類(lèi)超深井的大修作業(yè)存在技術(shù)不成熟、周期不可控、費(fèi)用不經(jīng)濟(jì)等問(wèn)題。

(3)單點(diǎn)投產(chǎn)方式不滿足水平段多體動(dòng)用的目標(biāo)。油藏上采用大斜度井、水平井來(lái)增加穿越洞穴、破碎帶優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體的機(jī)率，但工程上受井身結(jié)構(gòu)、工具性能和深井作業(yè)能力等多方面因素的限制，完井時(shí)采用籠統(tǒng)改造的方式溝通單一儲(chǔ)集體投產(chǎn)，生產(chǎn)測(cè)井證實(shí)長(zhǎng)裸眼段的供液點(diǎn)少，供液段長(zhǎng)僅30～50 m，存在裸眼段利用率低、穩(wěn)產(chǎn)能力不足的問(wèn)題。

(4)嚴(yán)苛的腐蝕環(huán)境使得油井管材質(zhì)量面臨安全、經(jīng)濟(jì)的雙重壓力。按行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，在二氧化碳分壓高于0.02 MPa、硫化氫分壓高于0.01 MPa、溫度177 ℃以下環(huán)境下推薦選用鎳基合金。鎳基合金的高價(jià)格使油氣井面臨巨大經(jīng)濟(jì)壓力，而經(jīng)濟(jì)的低碳鋼材質(zhì)的選材依據(jù)不充分，均勻腐蝕、點(diǎn)蝕、應(yīng)力開(kāi)裂等腐蝕行為需要針對(duì)性研究。

1.2 順北斷溶體油藏完井對(duì)策

(1)縫洞型油藏的結(jié)構(gòu)和縫洞的規(guī)模與采用的完井方式有關(guān)。知道井眼附近縫洞的個(gè)數(shù)、大小和距離，才能量身定制出針對(duì)性的完井方案。但是，由于縫洞型油藏中流體流動(dòng)特征復(fù)雜，目前對(duì)洞穴內(nèi)流體流動(dòng)特征的理論研究剛起步，用空腔流［4］、一維管流來(lái)代替復(fù)雜形態(tài)洞穴中的流動(dòng)，在物理模型、數(shù)學(xué)模型上也過(guò)度簡(jiǎn)化，解釋結(jié)果重復(fù)性差，取得的認(rèn)識(shí)還不能指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)［5］。

(2)順北斷溶體的井壁坍塌是地層中發(fā)育弱面引發(fā)的。國(guó)內(nèi)學(xué)者結(jié)合室內(nèi)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)確定合理的鉆井液密度區(qū)間；國(guó)外工程師意識(shí)到破碎地層裂縫滑動(dòng)是導(dǎo)致井筒卡鉆的關(guān)鍵問(wèn)題，之后發(fā)展出多種模型，如連續(xù)多孔介質(zhì)彈性力學(xué)均勻強(qiáng)度模型［6］、非線性摩爾庫(kù)倫模型、胡克布朗模型等來(lái)解釋觀察到的破碎地層強(qiáng)度與預(yù)測(cè)的不同的現(xiàn)象［7］。

(3)酸化壓裂改造已成為碳酸鹽巖油藏的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)主導(dǎo)技術(shù)［8］。對(duì)于斷溶體油藏，酸壓能夠提高油井的產(chǎn)能，還可增加油井的泄油面積和井控儲(chǔ)量［9］。國(guó)內(nèi)外對(duì)于碳酸鹽巖油藏酸蝕裂縫的研究，主要關(guān)注點(diǎn)為酸液性質(zhì)與酸蝕裂縫導(dǎo)流能力變化，裂縫條數(shù)與產(chǎn)能的關(guān)系研究較少。此類(lèi)問(wèn)題的研究難度在于地層的強(qiáng)非均質(zhì)很難量化。

(4)在油井管材方面，油氣行業(yè)已經(jīng)發(fā)展實(shí)踐了根據(jù)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)選材的成功做法。目前國(guó)內(nèi)腐蝕行業(yè)研究的重點(diǎn)是80～150 ℃相對(duì)低溫區(qū)間內(nèi)硫化氫、二氧化碳共存時(shí)的腐蝕行為特征，而對(duì)150～200 ℃的高溫環(huán)境下的腐蝕規(guī)律研究較少［10］，目前實(shí)驗(yàn)研究認(rèn)識(shí)不足以支撐順北的選材決策［11］。

順北斷溶體油藏?zé)o可借鑒成熟完井技術(shù)，必須加強(qiáng)流體力學(xué)、巖石力學(xué)、油藏工程基礎(chǔ)研究，研發(fā)易鉆油管、可溶封隔器等完井工具，配套漏失井完井、定點(diǎn)完井、分段完井等系列完井工藝，形成以產(chǎn)能最大化為特征的斷溶體油藏完井技術(shù)體系。

2 超深斷溶體油藏完井技術(shù)

2.1 產(chǎn)能最大化方案設(shè)計(jì)技術(shù)

斷溶體油藏基質(zhì)不含油，微米級(jí)、毫米級(jí)裂縫和米級(jí)溶洞在空間上整體離散、局部連續(xù)分布，基于連續(xù)介質(zhì)的傳統(tǒng)油藏工程設(shè)計(jì)方法對(duì)縫洞型油藏適用性降低，合理的建產(chǎn)、增產(chǎn)、提產(chǎn)方案需要理論支持。

重構(gòu)質(zhì)量守恒、動(dòng)量守恒和能量守恒方程三大守恒定律在管流、滲流耦合流動(dòng)時(shí)的表現(xiàn)特征，建立斷溶體油藏波動(dòng)-管滲耦合試井技術(shù)，構(gòu)建了洞-縫、洞-縫-洞-縫、縫-洞-縫、縫-洞-縫-洞等 4 種縫洞專(zhuān)屬試井模型，實(shí)現(xiàn)應(yīng)用瞬態(tài)壓力信息“識(shí)別洞個(gè)數(shù)、解釋洞距離、計(jì)算縫洞體積”的功能。

對(duì)壓力恢復(fù)樣本點(diǎn)較多的斷裂帶認(rèn)識(shí)如下。

(1) 1號(hào)斷裂帶井的壓恢曲線顯示出多洞、規(guī)模較大單洞特征，5號(hào)斷裂帶井則表現(xiàn)為規(guī)模局限的單洞特征。1號(hào)斷裂帶和5號(hào)斷裂帶井控儲(chǔ)量正態(tài)分布中值分別為125萬(wàn)m3和33萬(wàn)m3。

(2) 5號(hào)斷裂帶改造后可達(dá)到與1號(hào)斷裂帶相同的儲(chǔ)層物性。1號(hào)斷裂帶地層滲透率分布中值32.42×10?3μm2，5 號(hào)帶酸壓改造的地層滲透率分布中值33.13×10?3μm2。

(3)鉆井液漏失會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成污染，但表現(xiàn)程度不同：1號(hào)斷裂帶表皮因數(shù)為?2～10，5號(hào)斷裂帶表皮因數(shù)為?5～20。

對(duì)于單井，通過(guò)表皮因數(shù)、洞體積、洞洞距離等量化參數(shù)，制定酸化、酸壓方案，最大化激活并釋放油井產(chǎn)能；對(duì)于區(qū)帶，通過(guò)試井參數(shù)與完井產(chǎn)能的疊代更新優(yōu)化驗(yàn)證，建立不同斷裂帶儲(chǔ)層特征參數(shù)與儲(chǔ)層改造方式的對(duì)應(yīng)關(guān)系，形成儲(chǔ)層改造方法判別原則，指導(dǎo)新井、區(qū)帶井的產(chǎn)能最大化完井投產(chǎn)方式。

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐41井次，指導(dǎo)單井措施有效率85.4%，優(yōu)化的增產(chǎn)方案實(shí)現(xiàn)壓后產(chǎn)量提高2～7倍。平均單井增油2.89萬(wàn)t，累計(jì)增油60萬(wàn)t。

此項(xiàng)技術(shù)是連接油藏與工程的橋，下步需要綜合地質(zhì)力學(xué)，多學(xué)科融合判斷儲(chǔ)集體增產(chǎn)潛力，進(jìn)一步提升酸壓建產(chǎn)率。

2.2 破碎性儲(chǔ)層井壁穩(wěn)定技術(shù)

2.2.1 理論認(rèn)識(shí)

斷溶體儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間由裂縫帶、角礫帶、洞穴組成，其中角礫帶堆積成巖形成的破碎性儲(chǔ)層對(duì)井壁穩(wěn)定的影響最大，順北5等井發(fā)生了投產(chǎn)即井塌的問(wèn)題，嚴(yán)重影響了正常的建產(chǎn)節(jié)奏。破碎性儲(chǔ)層的井壁穩(wěn)定研究是行業(yè)內(nèi)攻而未決的瓶頸問(wèn)題，原因一是無(wú)法采用實(shí)驗(yàn)手段測(cè)量“破碎體”的強(qiáng)度參數(shù)；二是缺乏應(yīng)用層面的井壁穩(wěn)定判別標(biāo)準(zhǔn)。

采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、理論探索與應(yīng)用效果回饋，得出一套破碎性儲(chǔ)層的井壁穩(wěn)定判別標(biāo)準(zhǔn)。經(jīng)過(guò)對(duì)6口井175塊巖心的觀察與篩選，分別對(duì)原狀、完井液浸泡、酸液浸泡的基巖巖心、天然裂縫巖心進(jìn)行力學(xué)性能測(cè)試。經(jīng)斷裂作用后的巖石強(qiáng)度偏低，基巖巖心、裂縫欠發(fā)育巖心、裂縫發(fā)育巖心的抗壓強(qiáng)度分別為 128～137 MPa、81～96 MPa、54～59 MPa，完井工作液、酸液浸泡后的巖心抗壓強(qiáng)度分別降低6%、18%。順北5號(hào)斷裂帶長(zhǎng)期受走滑斷裂的壓應(yīng)力機(jī)制影響，巖石強(qiáng)度較1號(hào)拉伸斷裂帶低24%。

破碎性儲(chǔ)層的坍塌機(jī)理是破碎角礫沿裂縫弱面的滑動(dòng)失穩(wěn)。弱面傾角、弱面與主應(yīng)力的夾角均影響弱面穩(wěn)定性，但在不同井眼軌跡條件下誘發(fā)應(yīng)力與對(duì)應(yīng)井壁圓周角上的表觀強(qiáng)度對(duì)比才是決定穩(wěn)定與否的關(guān)鍵［12］。表觀強(qiáng)度取決于井眼軌跡與天然裂縫的夾角，對(duì)于定向井，夾角不同會(huì)導(dǎo)致表觀強(qiáng)度不同。引入弱面強(qiáng)度及含弱面的Jaeger&Cook破壞準(zhǔn)則，采用雙重介質(zhì)模型計(jì)算誘發(fā)應(yīng)力。當(dāng)誘發(fā)應(yīng)力大于井壁圓周角上的表觀強(qiáng)度時(shí)，井壁失穩(wěn)。

目前對(duì)順北破碎性臨界壓力的認(rèn)識(shí)如下。

(1)常規(guī)摩爾庫(kù)倫準(zhǔn)則條件下，使用彈性理論計(jì)算出的臨界壓力趨于保守；弱面模型計(jì)算的臨界壓力多數(shù)條件下高于常規(guī)模型計(jì)算的臨界壓力。順北破碎性地層允許的最小井底流壓更高。

(2)影響臨界破壞壓力的關(guān)鍵在裂縫強(qiáng)度、裂縫方位以及圓周角的集中位置。最穩(wěn)定的方位是沿最小水平主應(yīng)力方向的水平井。

2.2.2 完井方式

基于臨界壓力的認(rèn)識(shí)，形成斷溶體油藏合理完井方式與現(xiàn)場(chǎng)調(diào)控做法。

以拉伸機(jī)制為主的1號(hào)斷裂帶，儲(chǔ)層段巖石力學(xué)性質(zhì)與基態(tài)巖石相近，沿最小主應(yīng)力方向的水平井臨界生產(chǎn)壓差在28 MPa，綜合考慮1號(hào)帶巨型洞穴發(fā)育，儲(chǔ)層滲透性能好，采用裸眼完井自然投產(chǎn)，通過(guò)控制生產(chǎn)壓差來(lái)保持井壁穩(wěn)定性。

以擠壓、平移機(jī)制為主的順北5號(hào)斷裂帶，破碎性儲(chǔ)層普遍發(fā)育，沿最小主應(yīng)力方向的模擬水平井生產(chǎn)壓差小于20 MPa，酸壓后的臨界生產(chǎn)壓差進(jìn)一步降低，裸眼完井方式井壁失穩(wěn)概率增加，因此對(duì)破碎帶儲(chǔ)層采用“鋁合金易鉆尾管+碳鋼尾管”的復(fù)合襯管井壁支撐技術(shù)，解決生產(chǎn)期間井壁坍塌問(wèn)題的同時(shí)，滿足超深井“一井多側(cè)”的立體開(kāi)發(fā)需求。

這套分而治之的完井方式取得較好應(yīng)用效果。1號(hào)帶實(shí)際生產(chǎn)壓差控制在16 MPa內(nèi)，保持油井健康采油；5號(hào)斷裂帶上對(duì)破碎性儲(chǔ)層實(shí)施7井次的復(fù)合襯管支撐完井，已累計(jì)平穩(wěn)生產(chǎn)2 100 d。

儲(chǔ)層產(chǎn)狀和各向異性、注入和時(shí)間推移等其他因素對(duì)破碎性儲(chǔ)層井壁穩(wěn)定的影響，需要在后續(xù)研究中加強(qiáng)。

2.3 漏失性儲(chǔ)層差異化完井技術(shù)

縫洞型油藏由于漏失壓力低，在成井過(guò)程發(fā)生漏失是大概率事件。相比塔河巖溶縫洞型儲(chǔ)層，順北縱向板狀儲(chǔ)層的漏失井完井面臨新的挑戰(zhàn)：一是有效降低漏失量，減小儲(chǔ)層污染；二是完井管柱組合要滿足產(chǎn)能最大化的儲(chǔ)層改造需求；三是完井管柱功能要滿足7～8 a自噴期間井筒作業(yè)的需求。

2.3.1 無(wú)固相鹽水完井液降低儲(chǔ)層污染

對(duì)井壁相對(duì)穩(wěn)定的井采用相對(duì)密度為1.1～1.35的無(wú)固相鹽水作為完井液，部分改善了固相對(duì)裂縫性儲(chǔ)層的污染。同時(shí)在放噴制度上進(jìn)行優(yōu)化，采取?6 mm～?8 mm油嘴放噴工作制度反吐鉆井期間漏失的老化鉆井液，保持穩(wěn)定工作制度以避免應(yīng)力敏感型裂縫在返排期間發(fā)生裂縫閉合。

2.3.2 差異化管柱組合釋放產(chǎn)能

針對(duì)不同儲(chǔ)集空間類(lèi)型的漏失特征與產(chǎn)能最大化釋放需求進(jìn)行差異化配置。

主干斷裂帶上拉伸斷裂帶的連通性較好，漏失速度大于2 m3/h，漏失量大于700 m3，完井后通過(guò)酸化解堵即獲高產(chǎn)能；擠壓斷裂帶連通性較差，漏失速度 1～2 m3/h，漏失量 300～700 m3，需通過(guò)酸壓提高儲(chǔ)集體連通性，提高產(chǎn)能；次級(jí)斷裂帶儲(chǔ)集體物性進(jìn)一步變差，漏失速度小于1 m3/h，漏失量小于300 m3，需大規(guī)模、大排量酸壓方式擴(kuò)容，增大改造體積。

結(jié)合不同儲(chǔ)集空間類(lèi)型形成3套上部管柱組合。(1)測(cè)試-酸化一體化完井管柱應(yīng)對(duì)拉伸斷裂帶上酸化解堵釋放產(chǎn)能的需求，采用?88.9 mm+?73 mm油管組合，下至約7 200 m，可實(shí)現(xiàn)排量4～5 m3/min的酸化改造。

(2)測(cè)試-酸壓一體化完井管柱應(yīng)對(duì)擠壓斷裂帶上酸壓溝通釋放產(chǎn)能的需求，采用全井?88.9 mm油管，下至約6 000 m，實(shí)現(xiàn)酸壓排量6～8 m3/min。

(3)連通性較差的次級(jí)斷裂帶或主斷裂帶上的井，提高產(chǎn)能需8～14 m3/min的酸壓擴(kuò)容改造，完井管柱相應(yīng)采用?114.3 mm油管，下至約5 500 m。

管柱功能方面，持續(xù)優(yōu)化擴(kuò)大滑套、球座、封隔器等井下工具的內(nèi)通徑，最小通徑大于62 mm，確保采油期間連續(xù)油管作業(yè)和測(cè)壓的作業(yè)需求。

2.3.3 應(yīng)用效果

全系列管柱組合各工況的三軸安全系數(shù)均達(dá)到1.5以上，應(yīng)用58井次，工藝成功率100%。順北f井改造最高泵壓125 MPa、最大排量12.4 m3/min，總液量2 400 m3；順北h井改造最高泵壓114 MPa、最大排量11.6 m3/min，總液量2 408 m3/min。

鑒于井壁穩(wěn)定需求，完鉆時(shí)還有大部分井需要用泥漿完井，泥漿固相含量會(huì)影響封隔器坐封、解封效果，下步需要研究在泥漿環(huán)境下結(jié)構(gòu)更有優(yōu)勢(shì)、性能更加穩(wěn)定的套管封隔器。

2.4 非均質(zhì)儲(chǔ)層分段改造技術(shù)

2.4.1 理論認(rèn)識(shí)

對(duì)于未發(fā)生漏失或微漏的定向井，采用分段改造的完井方式能最大化動(dòng)用裸眼段潛力。斷裂帶內(nèi)部“核-帶”結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性給分段設(shè)計(jì)帶來(lái)難題，具體表現(xiàn)為巨型洞穴、破碎帶、裂縫帶3種儲(chǔ)集體各自控制的儲(chǔ)量和通過(guò)流體的能力難以量化。

應(yīng)用試井曲線解釋的儲(chǔ)集體類(lèi)型、體積、距離和滲透率等參數(shù)對(duì)3種儲(chǔ)集體進(jìn)行量化描述，并基于嵌入式離散裂縫(EDFM)方法進(jìn)行數(shù)值模擬。模擬結(jié)果揭示出斷溶體油藏的增產(chǎn)機(jī)理，洞穴類(lèi)儲(chǔ)層對(duì)產(chǎn)能最大化的貢獻(xiàn)最大，不同儲(chǔ)集體組合時(shí)，3～5段可同時(shí)滿足產(chǎn)能最大化和經(jīng)濟(jì)最優(yōu)化。

(1)洞穴、破碎帶、微裂縫3種儲(chǔ)集體壓后初始增產(chǎn)倍數(shù)分別為1.6、2.7、3.2倍，按3年累產(chǎn)模擬增產(chǎn)貢獻(xiàn)程度，洞穴類(lèi)儲(chǔ)層累積產(chǎn)量遠(yuǎn)大于破碎帶和裂縫帶。

(2) 3種儲(chǔ)集體組合規(guī)模較小時(shí)(130萬(wàn) m3級(jí)別)，3段壓裂效果最優(yōu)；儲(chǔ)集體組合規(guī)模較大時(shí)(520萬(wàn) m3級(jí)別)，酸壓與常規(guī)投產(chǎn)的差別較小，常規(guī)完井即可達(dá)到產(chǎn)能最大化需求。

(4)洞穴類(lèi)儲(chǔ)層滲透率高，相同儲(chǔ)量規(guī)模下，多鉆遇洞穴類(lèi)儲(chǔ)集體可顯著增加累產(chǎn)；破碎帶滲透率雖有所降低，但增加破碎帶可明顯增加3年的累產(chǎn)；微裂縫帶因滲透率較低，對(duì)累產(chǎn)的貢獻(xiàn)比例有限。

2.4.2 儲(chǔ)層改造工藝

針對(duì)以上認(rèn)識(shí)，現(xiàn)場(chǎng)采用“工具硬分段+暫堵軟分段”工藝達(dá)到產(chǎn)能最大化釋放。綜合對(duì)比固井滑套、固井射孔、裸眼滑套等分段工藝在超深井實(shí)施的優(yōu)缺點(diǎn)，優(yōu)先采用裸眼滑套多級(jí)分段工藝，裸眼封隔器確保硬分段，纖維暫堵輔助軟分段。

(1)多級(jí)分段完井技術(shù)。針對(duì)高溫高壓作業(yè)環(huán)境，研發(fā)定制完井工具。封隔器方面，選擇井眼適應(yīng)能力更強(qiáng)、下入性更好、耐溫耐壓更高的擴(kuò)張式裸眼封隔器，耐溫180 ℃、耐壓70 MPa；滑套方面，備份壓差滑套、投球滑套，提升滑套開(kāi)啟機(jī)率；壓裂球方面，可溶球進(jìn)行涂層處理增強(qiáng)耐酸性，在120 ℃、20%地面交聯(lián)酸環(huán)境承壓70 MPa，穩(wěn)壓6 h，無(wú)壓降，一方面保障了正常工序下的泵注施工，另一方面確保投球滑套開(kāi)啟異常時(shí)能夠快速恢復(fù)流體通道。

(2)纖維暫堵軟分段技術(shù)。在水平段內(nèi)，完成一組裂縫改造后，注入“纖維＋顆粒”復(fù)合暫堵劑，在裂縫端口架橋形成暫堵層，迫使水平井優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)集體被壓開(kāi)形成復(fù)雜縫，達(dá)到增產(chǎn)目的。膨脹性暫堵劑膨脹能力3.5～4.0倍；在140 ℃條件下，0.5 h降解率小于20%，2 h小于30%，最終殘?jiān)蕿?%。暫堵劑濃度為5%、粒徑2 mm左右時(shí)的壓裂液暫堵壓力最高達(dá) 15～16 MPa。

(3)定點(diǎn)改造技術(shù)。采用襯管完井方式解決高溫酸巖反應(yīng)快和長(zhǎng)裸眼液體濾失問(wèn)題。根據(jù)改造靶點(diǎn)之上裸眼段的性質(zhì)，分別配套 “懸掛器+襯管+打孔襯管”、“頂部封隔器+襯管+可溶裸眼封隔器+打孔襯管”的管柱組合，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層的定點(diǎn)改造。襯管材質(zhì)組合根據(jù)側(cè)鉆需求配置易鉆鋁合金材質(zhì)、常規(guī)碳鋼材質(zhì)或兩者組合。鋁合金襯管懸掛于尾管下部，下至造斜點(diǎn)以上，下入長(zhǎng)度70～200 m；可溶裸眼封隔器為擴(kuò)張式封隔器，本體與肋板均采用鋁合金易鉆材質(zhì)，膠筒進(jìn)行脂基填料設(shè)計(jì)，在160 ℃環(huán)境中保持30 d不溶解、70 d后解體。

2.4.3 應(yīng)用效果

暫堵軟分段工藝在順北油田應(yīng)用5井次，日產(chǎn)油提高1倍。以順北i井為例，在泵注滑溜水200 m3階段加入300 kg纖維與160 kg暫堵顆粒，暫堵壓力上漲14 MPa；泵注酸液階段壓力下降51 MPa，說(shuō)明裂縫遠(yuǎn)端已溝通有利儲(chǔ)集體。壓后日產(chǎn)油穩(wěn)定在120 t。

定點(diǎn)改造技術(shù)在順北油田應(yīng)用7井次，以順北h井為例，分段改造排量11.6 m3/min，總液量2 408 m3，日產(chǎn)油150 m3，為鄰井2.3倍。

工具硬分段工藝正在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，后續(xù)工作重點(diǎn)是高破壓工況下完井方式優(yōu)化與井下工具攻關(guān)，如8 000 m超深井的小井眼固井攻關(guān)與105 MPa、204 ℃裸眼封隔器研發(fā)。

2.5 高溫低硫環(huán)境腐蝕防護(hù)技術(shù)

2.5.1 順北區(qū)管材腐蝕特征

順北超深斷溶體油藏是高溫低硫腐蝕環(huán)境，業(yè)內(nèi)對(duì)大于150 ℃的復(fù)雜腐蝕認(rèn)識(shí)甚少，同時(shí)管材選擇還要滿足不同含水階段與采油方式的腐蝕工況。

通過(guò)500余組實(shí)驗(yàn)，揭示不同井深、不同含水率下管材的腐蝕規(guī)律。以P110S為代表的碳鋼主要發(fā)生電化學(xué)腐蝕，局部腐蝕隨著溫度升高加大，應(yīng)力開(kāi)裂風(fēng)險(xiǎn)極小；S13Cr低合金鋼，電化學(xué)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)低，160 ℃以下應(yīng)力開(kāi)裂風(fēng)險(xiǎn)高；雙相不銹鋼2205電化學(xué)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)低，100 ℃以上應(yīng)力開(kāi)裂風(fēng)險(xiǎn)高；鎳基合金825電化學(xué)腐蝕及應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂風(fēng)險(xiǎn)均低，但成本是普通油管的28倍。通過(guò)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)綜合比選，P110S配套緩蝕劑等防腐措施最適合該腐蝕工況。

(1) P110S在60～180 ℃區(qū)間內(nèi)，均勻腐蝕速率隨溫度升高先上升后降低，局部點(diǎn)蝕速率隨溫度升高而上升；60～120 ℃中低溫區(qū)間，腐蝕以均勻腐蝕為主，80 ℃是均勻腐蝕峰值敏感區(qū)間。腐蝕速率上升趨勢(shì)在120 ℃時(shí)發(fā)生變化的原因主要是腐蝕產(chǎn)物明顯轉(zhuǎn)變，當(dāng)溫度＜120 ℃時(shí)，腐蝕產(chǎn)物主要是馬基諾礦，具有一定保護(hù)性，控制腐蝕的進(jìn)一步發(fā)展；而當(dāng)溫度＞120 ℃時(shí)，腐蝕產(chǎn)物以隕鐵礦為主，腐蝕產(chǎn)物膜變得相對(duì)疏松，從而導(dǎo)致腐蝕加快。

(2) P110S隨含水率上升，腐蝕行為以點(diǎn)蝕為主。含水40%時(shí)的腐蝕速率是低含水工況的10倍。推測(cè)當(dāng)含水在15%～40%之間，油水混合液發(fā)生了從“油包水”到“水包油”的相態(tài)轉(zhuǎn)變，尤其是溫度高于120 ℃，點(diǎn)蝕速率呈快速上升趨勢(shì)，腐蝕風(fēng)險(xiǎn)主要集中在開(kāi)發(fā)后期。

2.5.2 全生命周期防腐措施

(1) 3趟P110S碳鋼油管確保20 a安全服役。低含水自噴階段，腐蝕速率極低，油管安全服役壽命8 a以上；高含水自噴階段，配套固體緩蝕劑控制管柱腐蝕速率小于0.076 mm/a，油管安全服役壽命7 a以上；含水機(jī)采階段，配套液體緩蝕劑控制管柱腐蝕速率小于0.076 mm/a，油管安全服役壽命5 a。

(2)施加耐170 ℃高溫固體和液體緩蝕劑是一種經(jīng)濟(jì)高效的防腐措施。通過(guò)提高緩蝕劑分子活性官能團(tuán)鍵能，提高吸附位點(diǎn)數(shù)，同時(shí)提升耐溫性和附著力，研選了5種防腐性能較好的產(chǎn)品，緩蝕率最高達(dá)93.9%，有效期可達(dá)55 d。

3 結(jié)論與展望

(1)順北斷溶體油氣藏破碎性儲(chǔ)層井壁穩(wěn)定技術(shù)、漏失型儲(chǔ)層高效完井技術(shù)、非均質(zhì)儲(chǔ)層分段改造技術(shù)、高溫低硫環(huán)境腐蝕防護(hù)技術(shù)等初步解決了產(chǎn)能最大化完井遇到的難題。

(2)尚未完全解決鉆井液環(huán)境下封隔器的長(zhǎng)期穩(wěn)定性問(wèn)題。

(3)需繼續(xù)做好油藏工程、地質(zhì)力學(xué)與工程工藝的一體化研究，高質(zhì)量支撐斷溶體油藏勘探開(kāi)發(fā)。