順北超深斷溶體油氣藏完井技術

李冬梅 柳志翔 李林濤 石鑫

中國石化西北油田分公司

順北油氣田是塔里木盆地臺盆區順托果勒低隆起部位發育的一類超深斷控型油氣藏［1］。臺盆區作為盆地內重要的油氣富集帶，發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移通道的中奧陶統斷控裂縫-洞穴型碳酸鹽巖油藏，稱之為斷溶體油氣藏。順北斷溶體油藏為受走滑斷裂破碎帶控制、平面沿斷裂帶呈窄-長的條帶狀分布、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油藏［2］。

順北斷溶體油藏具有獨特的工程地質特征。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集空間由走滑斷裂帶經多期活動和變形形成的斷裂、洞穴和裂縫組成；三是油藏橫向寬度較小，流體流動方向以垂向為主；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 完井難點與對策

1.1 順北斷溶體油藏完井難題

順北油氣藏存在高溫高壓、縫洞發育、易破碎、強非均質性和酸性流體等嚴苛地層條件，完井過程中易發生井下工具失效、井壁坍塌等復雜井下工況。

(1)高溫高壓致使國產完井工具失效。165～170 ℃的油藏溫度處于高溫高壓的極限區，國內成熟177 ℃完井工具面臨極限溫度的挑戰，初期應用的國產204 ℃/70 MPa的套管封隔器承壓低、解封難［3］。進口工具價格高。

(2)裸眼井壁易坍塌導致穩定生產周期短。儲層強度受走滑斷裂破碎帶的發育程度控制，巖石強度相應降低，最經濟的裸眼完井方式導致投產后不久即發生井壁坍塌，而此類超深井的大修作業存在技術不成熟、周期不可控、費用不經濟等問題。

(3)單點投產方式不滿足水平段多體動用的目標。油藏上采用大斜度井、水平井來增加穿越洞穴、破碎帶優質儲集體的機率，但工程上受井身結構、工具性能和深井作業能力等多方面因素的限制，完井時采用籠統改造的方式溝通單一儲集體投產，生產測井證實長裸眼段的供液點少，供液段長僅30～50 m，存在裸眼段利用率低、穩產能力不足的問題。

(4)嚴苛的腐蝕環境使得油井管材質量面臨安全、經濟的雙重壓力。按行業標準，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 ℃以下環境下推薦選用鎳基合金。鎳基合金的高價格使油氣井面臨巨大經濟壓力，而經濟的低碳鋼材質的選材依據不充分，均勻腐蝕、點蝕、應力開裂等腐蝕行為需要針對性研究。

1.2 順北斷溶體油藏完井對策

(1)縫洞型油藏的結構和縫洞的規模與采用的完井方式有關。知道井眼附近縫洞的個數、大小和距離，才能量身定制出針對性的完井方案。但是，由于縫洞型油藏中流體流動特征復雜，目前對洞穴內流體流動特征的理論研究剛起步，用空腔流［4］、一維管流來代替復雜形態洞穴中的流動，在物理模型、數學模型上也過度簡化，解釋結果重復性差，取得的認識還不能指導現場［5］。

(2)順北斷溶體的井壁坍塌是地層中發育弱面引發的。國內學者結合室內和現場試驗確定合理的鉆井液密度區間；國外工程師意識到破碎地層裂縫滑動是導致井筒卡鉆的關鍵問題，之后發展出多種模型，如連續多孔介質彈性力學均勻強度模型［6］、非線性摩爾庫倫模型、胡克布朗模型等來解釋觀察到的破碎地層強度與預測的不同的現象［7］。

(3)酸化壓裂改造已成為碳酸鹽巖油藏的增產和穩產主導技術［8］。對于斷溶體油藏，酸壓能夠提高油井的產能，還可增加油井的泄油面積和井控儲量［9］。國內外對于碳酸鹽巖油藏酸蝕裂縫的研究，主要關注點為酸液性質與酸蝕裂縫導流能力變化，裂縫條數與產能的關系研究較少。此類問題的研究難度在于地層的強非均質很難量化。

(4)在油井管材方面，油氣行業已經發展實踐了根據實驗進行經濟選材的成功做法。目前國內腐蝕行業研究的重點是80～150 ℃相對低溫區間內硫化氫、二氧化碳共存時的腐蝕行為特征，而對150～200 ℃的高溫環境下的腐蝕規律研究較少［10］，目前實驗研究認識不足以支撐順北的選材決策［11］。

順北斷溶體油藏無可借鑒成熟完井技術，必須加強流體力學、巖石力學、油藏工程基礎研究，研發易鉆油管、可溶封隔器等完井工具，配套漏失井完井、定點完井、分段完井等系列完井工藝，形成以產能最大化為特征的斷溶體油藏完井技術體系。

2 超深斷溶體油藏完井技術

2.1 產能最大化方案設計技術

斷溶體油藏基質不含油，微米級、毫米級裂縫和米級溶洞在空間上整體離散、局部連續分布，基于連續介質的傳統油藏工程設計方法對縫洞型油藏適用性降低，合理的建產、增產、提產方案需要理論支持。

重構質量守恒、動量守恒和能量守恒方程三大守恒定律在管流、滲流耦合流動時的表現特征，建立斷溶體油藏波動-管滲耦合試井技術，構建了洞-縫、洞-縫-洞-縫、縫-洞-縫、縫-洞-縫-洞等 4 種縫洞專屬試井模型，實現應用瞬態壓力信息“識別洞個數、解釋洞距離、計算縫洞體積”的功能。

對壓力恢復樣本點較多的斷裂帶認識如下。

(1) 1號斷裂帶井的壓恢曲線顯示出多洞、規模較大單洞特征，5號斷裂帶井則表現為規模局限的單洞特征。1號斷裂帶和5號斷裂帶井控儲量正態分布中值分別為125萬m3和33萬m3。

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

(3)鉆井液漏失會對儲層造成污染，但表現程度不同：1號斷裂帶表皮因數為?2～10，5號斷裂帶表皮因數為?5～20。

對于單井，通過表皮因數、洞體積、洞洞距離等量化參數，制定酸化、酸壓方案，最大化激活并釋放油井產能；對于區帶，通過試井參數與完井產能的疊代更新優化驗證，建立不同斷裂帶儲層特征參數與儲層改造方式的對應關系，形成儲層改造方法判別原則，指導新井、區帶井的產能最大化完井投產方式。

現場實踐41井次，指導單井措施有效率85.4%，優化的增產方案實現壓后產量提高2～7倍。平均單井增油2.89萬t，累計增油60萬t。

此項技術是連接油藏與工程的橋，下步需要綜合地質力學，多學科融合判斷儲集體增產潛力，進一步提升酸壓建產率。

2.2 破碎性儲層井壁穩定技術

2.2.1 理論認識

斷溶體儲層的儲集空間由裂縫帶、角礫帶、洞穴組成，其中角礫帶堆積成巖形成的破碎性儲層對井壁穩定的影響最大，順北5等井發生了投產即井塌的問題，嚴重影響了正常的建產節奏。破碎性儲層的井壁穩定研究是行業內攻而未決的瓶頸問題，原因一是無法采用實驗手段測量“破碎體”的強度參數；二是缺乏應用層面的井壁穩定判別標準。

采用室內實驗、理論探索與應用效果回饋，得出一套破碎性儲層的井壁穩定判別標準。經過對6口井175塊巖心的觀察與篩選，分別對原狀、完井液浸泡、酸液浸泡的基巖巖心、天然裂縫巖心進行力學性能測試。經斷裂作用后的巖石強度偏低，基巖巖心、裂縫欠發育巖心、裂縫發育巖心的抗壓強度分別為 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度分別降低6%、18%。順北5號斷裂帶長期受走滑斷裂的壓應力機制影響，巖石強度較1號拉伸斷裂帶低24%。

破碎性儲層的坍塌機理是破碎角礫沿裂縫弱面的滑動失穩。弱面傾角、弱面與主應力的夾角均影響弱面穩定性，但在不同井眼軌跡條件下誘發應力與對應井壁圓周角上的表觀強度對比才是決定穩定與否的關鍵［12］。表觀強度取決于井眼軌跡與天然裂縫的夾角，對于定向井，夾角不同會導致表觀強度不同。引入弱面強度及含弱面的Jaeger&Cook破壞準則，采用雙重介質模型計算誘發應力。當誘發應力大于井壁圓周角上的表觀強度時，井壁失穩。

目前對順北破碎性臨界壓力的認識如下。

(1)常規摩爾庫倫準則條件下，使用彈性理論計算出的臨界壓力趨于保守；弱面模型計算的臨界壓力多數條件下高于常規模型計算的臨界壓力。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鍵在裂縫強度、裂縫方位以及圓周角的集中位置。最穩定的方位是沿最小水平主應力方向的水平井。

2.2.2 完井方式

基于臨界壓力的認識，形成斷溶體油藏合理完井方式與現場調控做法。

以拉伸機制為主的1號斷裂帶，儲層段巖石力學性質與基態巖石相近，沿最小主應力方向的水平井臨界生產壓差在28 MPa，綜合考慮1號帶巨型洞穴發育，儲層滲透性能好，采用裸眼完井自然投產，通過控制生產壓差來保持井壁穩定性。

以擠壓、平移機制為主的順北5號斷裂帶，破碎性儲層普遍發育，沿最小主應力方向的模擬水平井生產壓差小于20 MPa，酸壓后的臨界生產壓差進一步降低，裸眼完井方式井壁失穩概率增加，因此對破碎帶儲層采用“鋁合金易鉆尾管+碳鋼尾管”的復合襯管井壁支撐技術，解決生產期間井壁坍塌問題的同時，滿足超深井“一井多側”的立體開發需求。

這套分而治之的完井方式取得較好應用效果。1號帶實際生產壓差控制在16 MPa內，保持油井健康采油；5號斷裂帶上對破碎性儲層實施7井次的復合襯管支撐完井，已累計平穩生產2 100 d。

儲層產狀和各向異性、注入和時間推移等其他因素對破碎性儲層井壁穩定的影響，需要在后續研究中加強。

2.3 漏失性儲層差異化完井技術

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

2.3.1 無固相鹽水完井液降低儲層污染

對井壁相對穩定的井采用相對密度為1.1～1.35的無固相鹽水作為完井液，部分改善了固相對裂縫性儲層的污染。同時在放噴制度上進行優化，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，保持穩定工作制度以避免應力敏感型裂縫在返排期間發生裂縫閉合。

2.3.2 差異化管柱組合釋放產能

針對不同儲集空間類型的漏失特征與產能最大化釋放需求進行差異化配置。

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，完井后通過酸化解堵即獲高產能；擠壓斷裂帶連通性較差，漏失速度 1～2 m3/h，漏失量 300～700 m3，需通過酸壓提高儲集體連通性，提高產能；次級斷裂帶儲集體物性進一步變差，漏失速度小于1 m3/h，漏失量小于300 m3，需大規模、大排量酸壓方式擴容，增大改造體積。

結合不同儲集空間類型形成3套上部管柱組合。(1)測試-酸化一體化完井管柱應對拉伸斷裂帶上酸化解堵釋放產能的需求，采用?88.9 mm+?73 mm油管組合，下至約7 200 m，可實現排量4～5 m3/min的酸化改造。

(2)測試-酸壓一體化完井管柱應對擠壓斷裂帶上酸壓溝通釋放產能的需求，采用全井?88.9 mm油管，下至約6 000 m，實現酸壓排量6～8 m3/min。

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

管柱功能方面，持續優化擴大滑套、球座、封隔器等井下工具的內通徑，最小通徑大于62 mm，確保采油期間連續油管作業和測壓的作業需求。

2.3.3 應用效果

全系列管柱組合各工況的三軸安全系數均達到1.5以上，應用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。

鑒于井壁穩定需求，完鉆時還有大部分井需要用泥漿完井，泥漿固相含量會影響封隔器坐封、解封效果，下步需要研究在泥漿環境下結構更有優勢、性能更加穩定的套管封隔器。

2.4 非均質儲層分段改造技術

2.4.1 理論認識

對于未發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用裸眼段潛力。斷裂帶內部“核-帶”結構的非均質性給分段設計帶來難題，具體表現為巨型洞穴、破碎帶、裂縫帶3種儲集體各自控制的儲量和通過流體的能力難以量化。

應用試井曲線解釋的儲集體類型、體積、距離和滲透率等參數對3種儲集體進行量化描述，并基于嵌入式離散裂縫(EDFM)方法進行數值模擬。模擬結果揭示出斷溶體油藏的增產機理，洞穴類儲層對產能最大化的貢獻最大，不同儲集體組合時，3～5段可同時滿足產能最大化和經濟最優化。

(1)洞穴、破碎帶、微裂縫3種儲集體壓后初始增產倍數分別為1.6、2.7、3.2倍，按3年累產模擬增產貢獻程度，洞穴類儲層累積產量遠大于破碎帶和裂縫帶。

(2) 3種儲集體組合規模較小時(130萬 m3級別)，3段壓裂效果最優；儲集體組合規模較大時(520萬 m3級別)，酸壓與常規投產的差別較小，常規完井即可達到產能最大化需求。

(4)洞穴類儲層滲透率高，相同儲量規模下，多鉆遇洞穴類儲集體可顯著增加累產；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；微裂縫帶因滲透率較低，對累產的貢獻比例有限。

2.4.2 儲層改造工藝

針對以上認識，現場采用“工具硬分段+暫堵軟分段”工藝達到產能最大化釋放。綜合對比固井滑套、固井射孔、裸眼滑套等分段工藝在超深井實施的優缺點，優先采用裸眼滑套多級分段工藝，裸眼封隔器確保硬分段，纖維暫堵輔助軟分段。

(1)多級分段完井技術。針對高溫高壓作業環境，研發定制完井工具。封隔器方面，選擇井眼適應能力更強、下入性更好、耐溫耐壓更高的擴張式裸眼封隔器，耐溫180 ℃、耐壓70 MPa；滑套方面，備份壓差滑套、投球滑套，提升滑套開啟機率；壓裂球方面，可溶球進行涂層處理增強耐酸性，在120 ℃、20%地面交聯酸環境承壓70 MPa，穩壓6 h，無壓降，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啟異常時能夠快速恢復流體通道。

(2)纖維暫堵軟分段技術。在水平段內，完成一組裂縫改造后，注入“纖維＋顆粒”復合暫堵劑，在裂縫端口架橋形成暫堵層，迫使水平井優勢儲集體被壓開形成復雜縫，達到增產目的。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%，最終殘渣率為1%。暫堵劑濃度為5%、粒徑2 mm左右時的壓裂液暫堵壓力最高達 15～16 MPa。

(3)定點改造技術。采用襯管完井方式解決高溫酸巖反應快和長裸眼液體濾失問題。根據改造靶點之上裸眼段的性質，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，實現對儲層的定點改造。襯管材質組合根據側鉆需求配置易鉆鋁合金材質、常規碳鋼材質或兩者組合。鋁合金襯管懸掛于尾管下部，下至造斜點以上，下入長度70～200 m；可溶裸眼封隔器為擴張式封隔器，本體與肋板均采用鋁合金易鉆材質，膠筒進行脂基填料設計，在160 ℃環境中保持30 d不溶解、70 d后解體。

2.4.3 應用效果

暫堵軟分段工藝在順北油田應用5井次，日產油提高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，說明裂縫遠端已溝通有利儲集體。壓后日產油穩定在120 t。

定點改造技術在順北油田應用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，日產油150 m3，為鄰井2.3倍。

工具硬分段工藝正在現場實施，后續工作重點是高破壓工況下完井方式優化與井下工具攻關，如8 000 m超深井的小井眼固井攻關與105 MPa、204 ℃裸眼封隔器研發。

2.5 高溫低硫環境腐蝕防護技術

2.5.1 順北區管材腐蝕特征

順北超深斷溶體油藏是高溫低硫腐蝕環境，業內對大于150 ℃的復雜腐蝕認識甚少，同時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500余組實驗，揭示不同井深、不同含水率下管材的腐蝕規律。以P110S為代表的碳鋼主要發生電化學腐蝕，局部腐蝕隨著溫度升高加大，應力開裂風險極小；S13Cr低合金鋼，電化學腐蝕風險低，160 ℃以下應力開裂風險高；雙相不銹鋼2205電化學腐蝕風險低，100 ℃以上應力開裂風險高；鎳基合金825電化學腐蝕及應力腐蝕開裂風險均低，但成本是普通油管的28倍。通過技術和經濟綜合比選，P110S配套緩蝕劑等防腐措施最適合該腐蝕工況。

(1) P110S在60～180 ℃區間內，均勻腐蝕速率隨溫度升高先上升后降低，局部點蝕速率隨溫度升高而上升；60～120 ℃中低溫區間，腐蝕以均勻腐蝕為主，80 ℃是均勻腐蝕峰值敏感區間。腐蝕速率上升趨勢在120 ℃時發生變化的原因主要是腐蝕產物明顯轉變，當溫度＜120 ℃時，腐蝕產物主要是馬基諾礦，具有一定保護性，控制腐蝕的進一步發展；而當溫度＞120 ℃時，腐蝕產物以隕鐵礦為主，腐蝕產物膜變得相對疏松，從而導致腐蝕加快。

(2) P110S隨含水率上升，腐蝕行為以點蝕為主。含水40%時的腐蝕速率是低含水工況的10倍。推測當含水在15%～40%之間，油水混合液發生了從“油包水”到“水包油”的相態轉變，尤其是溫度高于120 ℃，點蝕速率呈快速上升趨勢，腐蝕風險主要集中在開發后期。

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濟高效的防腐措施。通過提高緩蝕劑分子活性官能團鍵能，提高吸附位點數，同時提升耐溫性和附著力，研選了5種防腐性能較好的產品，緩蝕率最高達93.9%，有效期可達55 d。

3 結論與展望

(1)順北斷溶體油氣藏破碎性儲層井壁穩定技術、漏失型儲層高效完井技術、非均質儲層分段改造技術、高溫低硫環境腐蝕防護技術等初步解決了產能最大化完井遇到的難題。

(2)尚未完全解決鉆井液環境下封隔器的長期穩定性問題。

(3)需繼續做好油藏工程、地質力學與工程工藝的一體化研究，高質量支撐斷溶體油藏勘探開發。