柴達(dá)木盆地高溫深部儲層壓裂改造技術(shù)

馮昕媛，李春雨，劉永，張煜，謝貴琪

中國石油青海油田鉆采工藝研究院（甘肅 敦煌 736202）

0 引言

柴達(dá)木盆地2012 年開始關(guān)注高溫深井（深度4 500 m左右，溫度為150 ℃）的研究，處于起步和探索階段，隨著壓裂工藝的發(fā)展，目前的工藝雖然有了很大的進(jìn)步，但隨著勘探開發(fā)向深井進(jìn)軍，依然不能滿足高溫深井的改造要求，如位于柴達(dá)木盆地英中地區(qū)英中一號構(gòu)造北高點(diǎn)的獅62井，改造目的層段為5 588～5 614.5 m，溫度高達(dá)182 ℃，是目前柴達(dá)木盆地壓裂目的層最深、溫度最高的井。目前，盆地內(nèi)已發(fā)現(xiàn)英西、尖北和昆特依構(gòu)造等深層油氣田，盆地深層（＞4 500 m）已落實(shí)三級油氣地質(zhì)儲量當(dāng)量3.44×108t，發(fā)現(xiàn)率16%。深層石油資源主要分布在柴西地區(qū)的古近系和基巖，天然氣主要分布在柴北緣基巖、侏羅系和古近系，資源潛力大。油藏普遍具有溫度高、埋藏深、壓實(shí)作用強(qiáng)、物性差等特點(diǎn)，屬于低孔特低滲儲層，為儲層改造帶來了高溫深井新的挑戰(zhàn)。面對著巖性復(fù)雜、天然裂縫發(fā)育、儲層致密、溫度高、施工壓力高等壓裂改造難點(diǎn)，以往的壓裂工藝技術(shù)適應(yīng)性較差，存在難壓開、壓不進(jìn)等問題。青海油田超深和超高溫井的壓裂改造需求對壓裂工藝技術(shù)提出了更高要求。

1 關(guān)鍵技術(shù)

通過開展高溫深井巖屑酸溶蝕實(shí)驗(yàn)、高溫壓裂液體系評價及優(yōu)選實(shí)驗(yàn)，確定酸處理體系及壓裂液體系配方；運(yùn)用FracproPT 壓裂軟件、Wellwhiz 數(shù)值模擬軟件及管柱力學(xué)受力分析軟件模擬優(yōu)化前置液比例、不同粒徑支撐劑的組合和管柱設(shè)計(jì)；結(jié)合現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)形成了以“酸處理降破裂壓力技術(shù)、大管徑油管淺下降摩阻技術(shù)、高前置復(fù)合壓裂液技術(shù)、多段塞多尺度組合支撐劑技術(shù)、180 ℃成熟的壓裂液體系以及壓裂井筒安全評估技術(shù)”為核心的高溫深井壓裂改造技術(shù)思路，有效降低施工壓力、加砂難度和施工風(fēng)險(xiǎn)，為深井油氣改造提供技術(shù)支撐。

1.1 酸處理降低施工壓力技術(shù)

酸處理是通過與巖石發(fā)生溶蝕作用或者凈化射孔孔眼降低破裂壓力[8-15]。根據(jù)盆地內(nèi)油氣井巖心分析結(jié)果，開展高溫深井巖屑酸溶蝕實(shí)驗(yàn)，優(yōu)化前置酸化液體系配方，通常注入酸量20～60 m3左右，通過酸與儲層巖石可溶蝕成分發(fā)生化學(xué)反應(yīng)而破壞孔隙的膠結(jié)強(qiáng)度，降低巖石的內(nèi)聚力和摩擦角，并且在近井筒形成酸蝕裂縫，降低近井筒裂縫內(nèi)摩阻，有效降低地層破裂壓力[16-22]?，F(xiàn)場施工數(shù)據(jù)中統(tǒng)計(jì)分析得到酸處理工藝能夠降低施工壓力16 MPa 左右，具體數(shù)據(jù)見表1，大幅提高井下工具、地面設(shè)備的適應(yīng)能力，工具座封、壓裂均一次完成。

表1 高溫深井酸處理降低壓力統(tǒng)計(jì)表

1.2 大管徑油管淺下降摩阻技術(shù)

深探井為考慮提高機(jī)械鉆速及降低成本，通常情況下井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，往往是177.8 mm（7"）套管掛127 mm（5"）套管，之前壓裂管柱通常采用88.9 mm（3?"）+73.025 mm（2?"）管柱進(jìn)行措施改造，該類壓裂管柱管內(nèi)徑較小，沿程施工摩阻較大，提排量空間受限，平均排量3 m3/min，導(dǎo)致改造體積小，措施效果差。因此，高溫深井儲層改造在降低施工壓力方面首要的任務(wù)是降低壓裂管柱的沿程摩阻[23-24]。

眾所周知，施工排量越高及壓裂管柱內(nèi)徑越小的情況，管柱沿程摩阻越大，施工壓力越高。因此可以考慮采用大直徑的壓裂施工管柱，以有效降低施工管柱摩阻。

按照降低壓裂管柱沿程摩阻從而降低施工壓力的思路，形成大管徑油管淺下壓裂管柱設(shè)計(jì)，能有效降低地面施工壓力，減小施工難度。例如在177.8 mm（7"）套管中采用114.3 mm（4?"）+壓裂油管代替88.9 mm（3?"）壓裂油管，以壓裂管柱下深5 000 m 計(jì)算，在施工排量3～6 m3/min 時，根據(jù)柴達(dá)木盆地現(xiàn)場施工經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)推算可以降低施工壓力3.67～23.52 MPa，如圖1所示。

圖1 不同管徑下的壓力及壓降關(guān)系圖

淺下壓裂管柱是減小小管徑油管下入深度，利用壓裂管柱至儲層段大尺寸套管摩阻更小的優(yōu)點(diǎn)來降低井筒沿程壓力損耗，原理也是采用大直徑壓裂施工管柱有效降低摩阻。以4 500 m 井深、139.7 mm（4?"）P110 套管，壁厚10.54 mm 內(nèi)采用73.025 mm（2?"）P110 壓裂油管、0.45%有機(jī)硼胍膠體系（表2）、地層破裂壓力梯度0.024 MPa/m 為例，根據(jù)柴達(dá)木盆地現(xiàn)場施工經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)推算73.025 mm（2?"）P110 壓裂油管下入不同深度時的地面施工壓力情況，如圖2所示。

圖2 不同管柱結(jié)構(gòu)在不同排量下的施工壓力預(yù)測

表2 采用的壓裂液體系參數(shù)

1.3 高黏前置復(fù)合壓裂液技術(shù)

在前置液設(shè)計(jì)上，采用凍膠或凍膠與滑溜水的混合液等高黏液體，能降低濾失從而提高液體造縫效率[25-27]，復(fù)合壓裂液技術(shù)具有形成復(fù)雜縫網(wǎng)、連續(xù)攜砂充填主縫起到有效支撐的雙重優(yōu)點(diǎn)。針對深井的壓裂，首先要保證在前置液階段能夠形成一定規(guī)模的裂縫，從而為支撐劑提供足夠的空間[27]，通過增大前置液量到400～1 000 m3，以保證初期裂縫能夠充分?jǐn)U展，優(yōu)化前置液比例，可以降低濾失，提高液體效率，同時降低加砂難度，保證施工的順利。

同時壓裂液對井筒降溫的效果顯著，裂縫內(nèi)壓裂液溫度梯度分布較大；裂縫前端50 m范圍內(nèi)的壓裂液溫降明顯，可滿足耐高溫壓裂液的溫度要求[28]。對于高溫深井，高黏前置液既滿足了造縫的要求，又滿足了降溫的需求，形成了高黏前置復(fù)合壓裂液技術(shù)。

我開始精心照顧小狗。每天早晨帶小狗去公園散步，中午把骨頭煲得如肉一般軟，才喂給它吃，下午帶它去樓下曬曬太陽、溜圈。天天如此。終于，經(jīng)過我一個月的照顧，它又成了一只活潑可愛的小狗。看著蹦蹦跳跳的它，我高興得像是見到了百元大鈔從天而降般開心，不由雙手抱起它，舉得高高的。這時，小狗總是“汪汪”地叫幾聲，好像在說：“小主人，謝謝你對我的照顧?！?/p>

根據(jù)現(xiàn)場施工情況，以獅62井代表參數(shù)進(jìn)行模擬（圖3），其中地層溫度182 ℃為地層原始溫度、裂縫長度為150 m，高溫深井前置液量為200～1 000 m3，施工排量平均為5 m3/min，通過FracproPT 軟件進(jìn)行溫度場的模擬，模擬裂縫最前緣溫度為地層溫度。

圖3 高溫深井溫度與泵入液量變化趨勢

1.4 多段塞、多尺度組合支撐技術(shù)

水力壓裂現(xiàn)場壓裂實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)表明，支撐劑段塞技術(shù)配合其他技術(shù)可以大幅提高水力壓裂成功率[23]。前置液階段加入小粒徑支撐劑低砂比段塞，可以打磨近井筒裂縫和封堵小裂縫，促使近井復(fù)雜裂縫在地層中形成較寬的主裂縫[29]，降低壓裂液在裂縫中的摩阻，進(jìn)而降低地面施工壓力。

多尺度組合支撐技術(shù)是指分別采用不同粒徑的支撐劑對微裂縫、次裂縫和主裂縫進(jìn)行有效填充，達(dá)到最優(yōu)導(dǎo)流能力。根據(jù)非常規(guī)油氣藏壓裂理念，地層滲透率為微達(dá)西-納達(dá)西級，形成從微縫-支縫-主縫的縫網(wǎng)體（體積壓裂），主要考慮不同級次裂縫與地層流度的匹配關(guān)系，而不是填砂裂縫的絕對導(dǎo)流能力。主縫需要較高的導(dǎo)流能力-填充較大粒徑的支撐劑；支縫需要一定的導(dǎo)流能力-填充中等粒徑的支撐劑；微縫只要有支撐就行-填充更小粒徑的支撐劑，大大降低了壓裂難度和砂堵風(fēng)險(xiǎn)。

采用等效導(dǎo)流能力和多重網(wǎng)格加密方法，建立柴達(dá)木高溫深井主要油藏裂縫網(wǎng)絡(luò)模型及分支裂縫模型，數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果為：主裂縫導(dǎo)流能力最優(yōu)20 μm2·cm、分支縫最優(yōu)2～5 μm2·cm，如圖4 所示。根據(jù)支撐劑導(dǎo)流能力評價結(jié)果優(yōu)選70/140 目支撐劑作為前置液階段段塞支撐劑，可以打磨近井地帶微裂縫，轉(zhuǎn)角支撐遠(yuǎn)端微裂縫，提高遠(yuǎn)端支撐；優(yōu)選40/70 目支撐劑作為連續(xù)加砂階段支撐劑，對近井和炮眼打磨，降低施工壓力，支撐主裂縫；優(yōu)選30/50目支撐劑為連續(xù)加砂階段支撐劑，支撐劑支撐近井地帶，增大近井裂縫導(dǎo)流能力。

圖4 主裂縫及分支縫導(dǎo)流能力最終累產(chǎn)變化曲線圖

1.5 180 ℃壓裂液體系

隨著深層超深層儲層改造技術(shù)的發(fā)展，對超高溫壓裂液提出了迫切的需求[30]。在原有的體系基礎(chǔ)上積極探索，通過提高稠化劑加量、引入交聯(lián)增效劑、交聯(lián)促進(jìn)劑，改進(jìn)羧甲基羥丙基胍膠交聯(lián)方式，提高了體系耐溫性能，形成了適用于180 ℃的羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系配方：0.65%羧甲基羥丙基胍膠+1%氯化鉀+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.3%破乳助排劑+0.1%殺菌劑+0.2%交聯(lián)增效劑+0.6%交聯(lián)促進(jìn)劑，耐溫耐剪切性能如圖5所示。

圖5 耐溫耐剪切性能曲線圖

羧甲基羥丙基胍膠壓裂液在獅62井成功應(yīng)用，該體系具有水不溶物低、用量少、殘?jiān)停?6.3 mg/L）、易破膠、耐高溫、高剪切、黏彈性好等特點(diǎn)。

1.6 壓裂井筒安全評估技術(shù)

針對高溫、高壓、高應(yīng)力井措施改造難度大、安全風(fēng)險(xiǎn)高、工具可靠性不明確的難點(diǎn)，采用管柱力學(xué)受力分析軟件，開展套管強(qiáng)度安全評價及管柱力學(xué)校核，對提升管柱安全、提高壓裂施工成功率具有重要意義。

對獅62 井進(jìn)行管柱力學(xué)校核，井口壓力100 MPa，安全系數(shù)1.69，滿足安全作業(yè)條件，結(jié)果見表3。最高施工壓力102 MPa，破裂壓力100.4 MPa，排量4.2 m3/min，加砂41.1 m3,總液量909.60 m3，施工順利。壓后日產(chǎn)油10.27 m3，獲工業(yè)油氣流。

表3 獅62井井口位置壓裂管柱載荷、安全系數(shù)數(shù)值

2 現(xiàn)場應(yīng)用

高溫超深井壓裂技術(shù)在柴達(dá)木盆地勘探井成功進(jìn)行了應(yīng)用，具體施工效果見表4。在英西和尖北兩個主要區(qū)塊共實(shí)施12 層組，施工成功率達(dá)到100%，平均中深為4 869 m，壓后平均日產(chǎn)油24.8 m3，日產(chǎn)氣46 177 m3，10層組達(dá)到工業(yè)油氣流，該技術(shù)取得較好的現(xiàn)場應(yīng)用效果。

表4 高溫深井現(xiàn)場應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)表

以獅56-1 井為例，該井位于英西區(qū)塊，儲層深度為5 230～5 248 m，溫度高達(dá)160 ℃。射孔后無初產(chǎn)，使用原管柱酸化施工，最大排量0.71 m3/min，最高壓力為55.70 MPa，總液量18.70 m3，井口244.5 mm、177.8 mm 套管發(fā)生憋漏，套管損壞，停止施工。井口更換好后177.8 mm 套管試壓52 MPa，但177.8 mm套管下部仍然有磨損。

針對該井已經(jīng)存在的工程風(fēng)險(xiǎn)，采用高溫超深井關(guān)鍵技術(shù)，以目前的井筒以及壓裂管柱的安全性為前提，采用壓裂井筒安全評估技術(shù)確定井口施工壓力不能超過100 MPa；結(jié)合以往該區(qū)壓裂情況，采用大管徑油管淺下降摩阻技術(shù)和酸處理降低施工壓力技術(shù)，確定在100 MPa 施工壓力下的施工排量為6.00 m3/min；根據(jù)6.00 m3/min排量結(jié)合多段塞、多尺度組合支撐技術(shù)、高黏前置復(fù)合壓裂液技術(shù)和成熟的高溫壓裂液體系，最終確定采用適用于160 ℃的羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系，備液900 m3（壓裂液400 m3、滑溜水500 m3），備砂52 m3（70～140 目粉陶12 m3、40～70目支撐劑高密高強(qiáng)陶粒30 m3、30～50目支撐劑高密高強(qiáng)陶粒10 m3），預(yù)處理酸30 m3，前置液量530 m3，占總量的68%，前置液階段打4個段塞，有效降低施工風(fēng)險(xiǎn)。此次壓裂施工最高施工壓力95.50 MPa，破裂壓力為94.40 MPa,最大排量6.00 m3/min，該井施工總液量824.30 m3,共加砂51.00 m3，壓后日產(chǎn)油12.4 m3，達(dá)到施工順利和成功改造目的。

3 結(jié)論

1）針對柴達(dá)木高溫超深井面臨的儲層致密、溫度高、施工壓力高等難點(diǎn)，研究形成了酸處理降破裂壓力、大管徑油管淺下降摩阻、高黏前置復(fù)合壓裂液、多段塞多尺度組合支撐劑、耐180 ℃壓裂液體系和壓裂井筒安全評估為主的，適應(yīng)于柴達(dá)木盆地高溫超深井儲層壓裂改造關(guān)鍵技術(shù)，該技術(shù)為柴達(dá)木盆地高溫深井勘探開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

2）高溫超深井壓裂技術(shù)在尖北、英西區(qū)塊等勘探井成功應(yīng)用12 層組，壓裂成功率100%，其中10層組獲得工業(yè)油氣流，取得了顯著的應(yīng)用效果。