普光氣田碳酸鹽巖儲(chǔ)層暫堵轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)

陳燦 王棟 扈殿奇 魏美濤 石恒毅 崔夢(mèng)瑄

1.中國石化中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院；2.中國石油華北油田分公司第二采油廠

普光氣田氣藏埋深4 500 m以上、平均含硫14.28%、孔隙度 2.3%～13.2%、滲透率 (0.03～92.8)×10-3μm2，屬于中孔、低滲透構(gòu)造-巖性氣藏，主要含氣層為三疊系飛仙關(guān)組、二疊系長興組，累計(jì)上報(bào)探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量 2 782.95×108m3［1-5］。完井采用一體化管柱，投產(chǎn)采用射開全井段儲(chǔ)層的方式和膠凝酸多級(jí)注入酸壓工藝，建成產(chǎn)能120×108m3/a，伴隨氣田高效運(yùn)行，受儲(chǔ)層井段長(160～557.9 m)和非均質(zhì)性影響，產(chǎn)出剖面顯示部分層段(長興組、飛仙關(guān)組飛三段)未動(dòng)用或動(dòng)用率低。采用常規(guī)酸壓方式，無法取得理想的改造效果。暫堵轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)縱向可開啟新層，改善產(chǎn)氣剖面，橫向可均勻改造，提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度［6-7］，普光氣田主體儲(chǔ)層擬采用該技術(shù)進(jìn)行改造。吳勇等通過測(cè)試封堵劑的承壓強(qiáng)度、溶解性和水不溶物含量優(yōu)選出高強(qiáng)度暫堵劑［8］，劉洪、何青琴、達(dá)引朋、蘇良銀等進(jìn)行了重復(fù)壓裂裂縫分布機(jī)理研究及暫堵堵劑用量優(yōu)化［9-12］，陳勉等探索了地應(yīng)力、斷裂韌性、節(jié)理和天然裂縫等因素對(duì)水壓裂裂縫擴(kuò)展的影響［13］，趙益忠等利用三軸壓裂模擬實(shí)驗(yàn)得到了3種不同巖心的壓后裂縫幾何形態(tài)和壓裂過程中壓力隨時(shí)間的變化規(guī)律［14］，劉建升等利用微地震監(jiān)測(cè)明確了通過暫堵壓裂工藝能實(shí)現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向、開啟地層微裂縫［15］。暫堵壓裂能否實(shí)現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向，裂縫有何擴(kuò)展規(guī)律？目前微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)雖對(duì)其進(jìn)行了定量分析，但受信號(hào)干擾誤差較大。筆者應(yīng)用真三軸模擬實(shí)驗(yàn)裝置，采用物性類似的露頭巖心，加載與實(shí)際儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)的三向應(yīng)力，采用自主研發(fā)的可降解酸壓暫堵劑和高溫清潔轉(zhuǎn)向酸體系，進(jìn)行了酸壓暫堵轉(zhuǎn)向?qū)嶒?yàn)研究，并通過暫堵轉(zhuǎn)向酸壓現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)一步驗(yàn)證了該工藝的可靠性。

1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

1.1 巖心

實(shí)驗(yàn)用露頭巖心取自四川省巴中市通江縣諾水河鎮(zhèn)，取心層位位于普光氣田飛仙關(guān)組、長興組，其加工滿足如下要求：(1)露頭尺寸為300 mm×300 mm×300 mm，誤差不超過±5 mm；(2)端面不平行度誤差不超過±0.05 mm，端面不平整度誤差不超過±0.02 mm；(3)人工井筒應(yīng)垂直端面，其最大偏差不超過±0.25°。

實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)采用中國石油大學(xué)(華東)研制的大尺寸真三軸模擬壓裂系統(tǒng)。模擬實(shí)驗(yàn)前先采用TAW-1000微機(jī)控制電液伺服巖石三軸應(yīng)力試驗(yàn)機(jī)對(duì)實(shí)驗(yàn)巖心力學(xué)參數(shù)進(jìn)行測(cè)定，對(duì)相應(yīng)儲(chǔ)層進(jìn)行地應(yīng)力剖面測(cè)井并解釋。由表1和表2可知，在相同圍壓條件下，露頭和儲(chǔ)層的抗壓強(qiáng)度、彈性模量和泊松比相關(guān)性較好，因此露頭可近似模擬儲(chǔ)層巖心。

表1 露頭巖心力學(xué)參數(shù)Table 1 Mechanical parameters of outcrop core

表2 測(cè)井解釋的力學(xué)參數(shù)Table 2 Mechanical parameters of log interpretation

根據(jù)普光儲(chǔ)層地應(yīng)力特點(diǎn)，按照相似原則，實(shí)驗(yàn)所用地應(yīng)力參數(shù)為上覆應(yīng)力50 MPa，最大和最小水平主應(yīng)力分別為27 MPa和 22 MPa，在此壓力下井眼起裂的瞬間及裂縫延伸過程中可以有效地控制裂縫的慣性延伸。

1.2 可降解暫堵劑

為滿足暫堵劑可降解及高強(qiáng)度需要，通過分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，采用線型熔融縮聚工藝和低溫成型工藝合成了3種規(guī)格的高分子聚酯類暫堵劑(直徑0.1～1 mm的細(xì)粒狀暫堵劑、直徑1～6 mm的大粒狀暫堵劑和長度為6～12 mm的纖絲狀暫堵劑)，可分別封堵高滲層、天然裂縫和酸蝕裂縫(暫堵劑實(shí)物見圖1)。

圖1 3種規(guī)格的暫堵劑Fig.1 Temporary plugging agents of three models

1.3 高溫清潔轉(zhuǎn)向酸

針對(duì)普光氣田儲(chǔ)層高溫、高濾失、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，優(yōu)化形成了以黏彈性表面活性劑為主劑，具有自轉(zhuǎn)向功能的清潔酸體系(圖2)，主體配方為：20%HCl+4.0%～6.0%轉(zhuǎn)向劑+1.0%～2.0% 鐵穩(wěn)劑+1.5%～3.0%緩蝕劑，耐溫 130 ℃，鮮酸黏度為15～20 mPa·s，利于泵送，進(jìn)入儲(chǔ)層后發(fā)生酸巖反應(yīng)黏度增大；殘酸黏度小于5 mPa·s，無聚合物殘留，可保護(hù)儲(chǔ)層與酸蝕裂縫不受傷害。

2 實(shí)驗(yàn)過程及結(jié)果分析

第1次對(duì)露頭酸壓時(shí)采用高溫清潔轉(zhuǎn)向酸，排量設(shè)定為15 mL/min；暫堵酸壓時(shí)采用直徑為0.1～1.0 mm的可降解細(xì)粒狀暫堵劑，預(yù)先和高溫清潔轉(zhuǎn)向酸混合均勻，通過中間容器加注，排量設(shè)定為15 mL/min，壓裂后分別掃描裂縫形態(tài)。巖心第1次酸壓后形態(tài)、暫堵酸壓后形態(tài)見圖3，第1次酸壓和暫堵酸壓后的壓力曲線分別見圖4和圖5。

圖2 清潔轉(zhuǎn)向酸鮮酸和殘酸Fig.2 Fresh and residual clean diverting acid

圖3 1#巖心第1次酸壓后、暫堵酸壓后的形態(tài)Fig.3 Morphology of No.1 core after the first acid fracturing and the temporary plugging and acid fracturing

圖4 1#巖心第1次酸壓后的壓力曲線Fig.4 Pressure curve of No.1 core after the first acid fracturing

圖5 1#巖心暫堵酸壓后的壓力曲線Fig.5 Pressure curve of No.1 core after temporary plugging and acid fracturing

由圖4和圖3a可知，泵注壓力波動(dòng)上升，當(dāng)達(dá)到81.5 MPa時(shí)，巖樣局部破裂，壓力降低，隨著轉(zhuǎn)向酸的泵入，泵注壓力波動(dòng)明顯，表明有新裂縫不斷產(chǎn)生和轉(zhuǎn)向；巖心掃描結(jié)果表明，轉(zhuǎn)向酸酸壓后刻蝕形成裂縫面較復(fù)雜，局部存在裂縫轉(zhuǎn)向。

由圖5和圖3b可知，泵注壓力波動(dòng)非常明顯，表明有造新縫的過程，破裂壓力達(dá)到81.9 MPa；掃描巖心發(fā)現(xiàn)暫堵酸壓后形成了新的單翼水平縫，復(fù)雜的裂縫形態(tài)表明暫堵劑暫堵效果良好。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 井況介紹

X井位于四川盆地川東斷褶帶黃金口構(gòu)造帶，完鉆垂深5 854.57 m，完鉆層位飛仙關(guān)組，人工井底6 143.94 m。

2009年5月采用酸壓工藝投產(chǎn)，投產(chǎn)井段5 767～6 111 m，射孔厚度 274.3 m/44 層，完井管柱為采用永久封隔器的不動(dòng)管柱(圖6)。

圖6 X井完井管柱圖Fig.6 Completion string of Well X

2017年3月因產(chǎn)液量大關(guān)井，關(guān)井前日產(chǎn)氣13×104m3，日產(chǎn)液 375 m3，2018年7月先經(jīng)過堵水，再采取深穿透射孔措施后，于7月底成功復(fù)產(chǎn)。產(chǎn)液剖面測(cè)試結(jié)果表明，在日產(chǎn)氣30×104m3的生產(chǎn)制度下，5 860.0 m以下層段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)占全井產(chǎn)氣量的86.4%，其余射孔段產(chǎn)氣貢獻(xiàn)僅為13.6%，表明該井前期酸壓和堵水措施未能均勻改造儲(chǔ)層，儲(chǔ)層動(dòng)用程度低(產(chǎn)剖測(cè)試結(jié)果見表3)，表3中，飛一、飛二段層號(hào)為55-60，飛三段層號(hào)為48-54。54層深度為 5 860～5 863 m。55-58 層深度為 5 863～5 878 m。

表3 X 井產(chǎn)液剖面測(cè)試結(jié)果Table 3 Test results of production profile

3.2 暫堵酸壓設(shè)計(jì)思路

針對(duì)該井完井采用“不動(dòng)管柱”，在無法使用分層工具的工況下改善產(chǎn)氣剖面，需解決3個(gè)問題：一是層間差異大，如何縱向開啟新層；二是投產(chǎn)后的酸蝕老裂縫形狀、尺寸不明確，如何實(shí)現(xiàn)暫堵劑的高強(qiáng)度暫堵；三是未動(dòng)用層層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，如何在開啟非動(dòng)用層厚實(shí)現(xiàn)均勻酸化。鑒于此，擬定以下暫堵酸壓設(shè)計(jì)思路：(1)改善氣藏遠(yuǎn)端能量供給，提高儲(chǔ)層滲流能力；(2)設(shè)計(jì)一級(jí)暫堵，封堵 5 860～5 878 m出水層，迫使酸液轉(zhuǎn)向進(jìn)入上部飛三段；(3)暫堵劑加注從架橋到封堵，分級(jí)加注；粒狀及纖絲狀暫堵劑分兩套流程加注；(4)為降低溝通下部出水層風(fēng)險(xiǎn)，優(yōu)化施工排量，限制縫高擴(kuò)展。

暫堵層段 5 767.4～5 901.0 m，跨度 133.6 m，層厚 89.5 m，設(shè)計(jì)暫堵劑用量 3.2 t，胍膠液 120 m3，轉(zhuǎn)向酸200 m3，利用StimPlan壓裂軟件模擬計(jì)算，縫長 78.6 m，有效縫長 64.8 m，縫寬 0.21 cm，酸壓模擬裂縫剖面如圖7所示。

3.3 施工過程及效果分析

該井于2018年11月29日施工，累計(jì)注入組合暫堵劑 2.5 t，其中長度為 6～12 mm 的纖絲狀暫堵劑0.65 t、粒徑 0.1～1 mm 的細(xì)粒狀暫堵劑 0.65 t、粒徑1～6 mm 的大粒狀暫堵劑 1.2 t，胍膠液 120 m3，清潔轉(zhuǎn)向酸200 m3。由暫堵酸壓施工曲線(圖8)可知，在暫堵劑進(jìn)入儲(chǔ)層階段，暫堵劑最高暫堵壓力為66.13 MPa，比未注入暫堵劑的最高施工壓力高了近20 MPa，表明暫堵劑在不斷壓實(shí)并封堵高滲層；在轉(zhuǎn)向酸進(jìn)入儲(chǔ)層階段，施工壓力波動(dòng)明顯，表明轉(zhuǎn)向酸向低滲層轉(zhuǎn)移并不斷開啟新裂縫，最后注入閉合酸完成施工，措施后平均日產(chǎn)氣量由14×104m3提高到 23.9×104m3，由施工曲線和生產(chǎn)曲線可知，暫堵轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)提高了該井的均勻改造程度，進(jìn)而提高了儲(chǔ)層動(dòng)用程度。

圖7 X井酸壓模擬裂縫剖面圖Fig.7 Fracture simulation section after acid fracturing of X Well

圖8 X井暫堵酸壓施工曲線Fig.8 Temporary plugging and acid fracturing curve of X Well

4 結(jié)論

(1)露頭暫堵酸壓實(shí)驗(yàn)表明，轉(zhuǎn)向酸作為壓裂液明顯有利于復(fù)雜裂縫的形成，加入暫堵劑后，起裂壓力增加了 5～10 MPa，且明顯有新裂縫出現(xiàn)，表明暫堵劑暫堵效果顯著。

(2)由暫堵酸壓現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)可知，在暫堵劑進(jìn)入儲(chǔ)層階段，暫堵劑最高暫堵壓力為66.13 MPa，比未注入暫堵劑的最高施工壓力高了近20 MPa，表明暫堵劑在不斷壓實(shí)并封堵高滲層；在轉(zhuǎn)向酸進(jìn)入儲(chǔ)層階段，施工壓力波動(dòng)明顯，表明轉(zhuǎn)向酸向低滲層轉(zhuǎn)移并不斷開啟新裂縫，與前期露頭巖心暫堵酸壓實(shí)驗(yàn)結(jié)果類似，驗(yàn)證了暫堵轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)的可靠性。