楊稅務潛山超高溫非均質碳酸鹽巖氣藏儲層改造技術

朱慶忠 高躍賓 鄭立軍 王孝超

1. 中國石油華北油田分公司；2. 中國石油勘探開發研究院；3. 中國石油渤海鉆探工程有限公司

楊稅務潛山勘探始于20世紀80年代，先后鉆探務古1井、務古2井、務古4井均見到一定油氣顯示，但單井產量低。針對儲層特點及改造技術需求，先后采用小規模加砂壓裂、稠化酸酸壓、加砂壓裂與清潔酸液復合酸壓工藝［1-2］，雖取得一定增產效果，但見效時間短，無穩定產量。深層儲層改造技術進步給本區儲層改造帶來新啟示。2016年安探1X井采用高排量、大液量、體積酸壓改造技術，配套抗180 ℃高溫壓裂液材料和酸壓體系，改造后日產油101 t，日產氣50.27萬m3,實現勘探重大突破。在此基礎上，通過儲層對比、地質分析等對顯示較好的安探2X井進行大規模改造，射孔厚度45.2 m，射孔層段跨距達158 m，壓裂液3 707.67 m3，但壓后結果與壓前期望相去甚遠，楊稅務潛山的復雜特征再次暴露。早期投產的其他4口井獲得工業油氣流，但試采單位壓降采氣量最高1 006.5×104m3，大多數井單位壓降采氣量少，地層供氣能量不足。該區完井深度均大于5 000 m，鉆完井投資高，迫切需要進行儲層改造技術攻關提高投資效益，早日推進楊稅務潛山進入商業開發。

1 影響壓裂效果的原因分析

1.1 儲層非均質性嚴重，儲層改造針對性不強

楊稅務潛山帶位于冀中坳陷廊固凹陷東北部，為北東向斷壘潛山，整體為北西向古鼻隆起，是被2組斷裂北東向斷層切割而成的斷背斜或斷鼻構造，由多個局部高點組成。潛山頂面地層為峰峰組，上覆石炭—二疊系地層［3］，勘探面積約200 km2。奧陶系主要含氣層位地層厚度一般為850～1 000 m，地層厚度差異不大；油氣層主要集中發育于峰峰組—亮甲山組，其厚度占奧陶系地層總厚度的95%。

楊稅務潛山奧陶系主要發育3種儲集空間類型，即孔隙型、溶蝕微裂縫型和微裂縫孔隙型儲層，其中孔隙型儲層主要發育于亮甲山、峰峰組下—上馬家溝上地層瀉湖相含灰(灰質)云巖中；裂縫型儲層主要發育于上馬中部地層灰坪微相的灰巖中。井間對比發現，縱向上發育3套層狀儲層段，峰峰組+上馬家溝上部、上馬家溝底部+下馬家溝頂部、下馬家溝底部+亮甲山組，3套儲層分布較穩定。奧陶系儲層孔隙度以小于2%為主，占68%，孔隙度最小僅為0.4%，最大7.2%，其中80%樣品滲透率小于 1×10?3μm2，儲層的非均質性強，儲集類型在縱向和橫向變化大，壓裂裂縫短，壓裂后控制的儲層體積小，動用的儲量少，造成地層供液不足。

1.2 射孔厚度大，儲層改造裂縫延伸長度小

在壓裂液總量一定的情況下，射孔段厚度決定每米進液指數的變化，射孔層段跨距的選擇會影響到裂縫在縱向和橫向上的展布［4-6］，前期楊稅務潛山區塊射孔段厚度普遍偏大(平均36.8 m，最厚達83.5 m)，射孔層段跨距一般在110 m以上，最大688 m，平均壓裂液總量3 278 m3，每米進液指數為89.1 m3，造成裂縫橫向上縫長較短，在縱向上由于井段較長，各射孔段內形成的單縫不能相連，這會造成2個方面的問題：一是單射孔段進液指數小，會造成縫長較短，控制的儲量少，影響壓裂后的改造效果；二是對于部分加砂壓裂井，由于井段較長，累計縫高過高容易造成支撐劑在裂縫內沉降，鋪置不均勻，影響導流能力，進而影響到改造井的長期穩產。

1.3 壓裂液配置不適合長縫的形成

楊稅務潛山區塊深層碳酸鹽巖儲層地溫梯度高 (3.3～3.5 ℃/100 m)，儲層溫度大多超過 170 ℃，個別井的溫度甚至超過200 ℃。儲層的埋深大多4 500～6 500 m，儲層應力 90～120 MPa，造成儲層改造施工壓力高，施工排量受限，同時高閉合壓力造成壓后產量遞減快。儲層高溫高壓對壓裂液體系和酸液體系的耐溫性能及配置比例要求高，現有壓裂液體系配置存在明顯的不足：一是進液指數總體規模偏小，造成縫長較短，改造體積較小，不利于壓裂后的高產和穩產；二是現有液體體系中酸液比例偏高，在儲層高溫的條件下，酸液有效作用距離短，后續酸液的注入無法增加有效縫長，同時高溫條件下，酸液的大量使用對管柱的腐蝕性大幅度增加，造成施工安全風險高；三是在裂縫導流能力保持方面，僅僅依靠酸液刻蝕形成的裂縫導流能力在高閉合應力條件下降低明顯［7］，影響壓后的長期穩產，需要通過液體和工藝的優化實現壓后的高產和長期穩產。

1.4 套管壓裂工藝風險大

近年來，體積壓裂技術廣泛應用于致密油氣、頁巖油氣儲層改造，使得非常規油氣儲層得到有效開發。實現楊稅務潛山奧陶系碳酸鹽巖儲層增產穩產的有效手段是采取大規模體積壓裂模式。借鑒頁巖氣等致密性儲層改造經驗［8-9］，選擇套管壓裂。然而，采用光套管注入實施體積壓裂過程中，存在套管變形失效風險，給井筒的完整性帶來極大隱患。

楊稅務潛山儲層埋藏深，物性差，溫度高，地應力高，施工壓力高，且現有技術條件下超高溫、長封固段、小間隙的固井質量難以保證。高強度壓裂使得套管承受較高的壓力載荷，管外水泥環極易變形，同時因不是氣密封套管，發生套管刺穿的可能性極大，給后期排采帶來隱患［10-13］。

2 適用性工程技術的設計

2.1 減少儲層改造厚度提高壓裂進液指數

總結前期射孔經驗，通過統計分析，結合測井、錄井等資料，采用Fracpro軟件模擬的方式，優化射孔厚度和射孔方式。在射孔方式方面，變多段連續射孔實現縱向多層動用為單段集中射孔深度改造優質甜點。在射孔厚度優化方面，將原來射孔厚度29.6～47.4 m，改變為一次連續井段射孔，射孔井段長度小于10 m，利于碳酸鹽巖儲層的酸壓改造，也利于部分井加砂壓裂的順利實施，減小縫高，增加縫長，增大改造體積，使得支撐劑在縫高方向的鋪置更加均勻，有利于在高閉合應力下裂縫導流能力的保持。

2.2 優化壓裂液配置提高縫網支撐力度

2.2.1 滑溜水體系評價及優選

配置好的滑溜水壓裂液(0.1%聚合物類降阻劑+0.1%破乳助排劑)黏度僅3.87 mPa · s，溶解時間為30 s。室內在5～14 m/s線流速下(其中14 m/s對應?139.7 mm套管9 m3/min排量)滑溜水降阻率都在73%～75%，現場計算的滑溜水降阻率約75%，能滿足大排量施工要求。

2.2.2 壓裂液體系評價及優選

經大規模滑溜水前置降溫后裂縫溫度處于140～150 ℃，測試了壓裂液體系在 150 ℃、170 s?1條件下的耐溫耐剪切性能，120 min連續剪切后，壓裂液黏度能保持在50 mPa · s以上，可滿足改造施工排量5 m3/min條件下加砂壓裂要求。同時測試了破膠后壓裂液體系的殘渣含量，殘渣含量僅27 mg/L，對儲層滲透性傷害很小。

2.2.3 酸液體系評價及優選

對于深井碳酸鹽巖儲層，國內外逐步形成以通過控制酸液濾失和降低酸巖反應速率實現深穿透的深度酸壓為主體的各種酸壓改造技術。針對楊稅務潛山區塊低摩阻、耐高溫、控制酸巖反應速度等需求，優選了清潔酸體系(15%HCl+5%表面活性劑)，該體系在180 ℃、170 s?1條件下持續剪切60 min，黏度30 mPa·s左右，能滿足高溫壓裂施工的需要。綜合對比稠化酸(+1%稠化劑)、交聯酸(+0.8%交聯劑)、清潔酸(+5%表面活性劑)3種酸液酸巖反應速率，稠化酸的反應速率約是交聯酸的1.8倍，是清潔酸的3.1倍；交聯酸的反應速率約是清潔酸的1.74倍。從酸液的反應動力學方程和反應速度等參數評價對比看，清潔酸的反應速度和反應活化能等均有利于降低酸在高溫下與巖石的反應速度。

2.3 優化施工工藝提高儲層改造效率

2.3.1 壓裂工藝

楊稅務潛山區塊天然裂縫發育，改造的目標是實現不同尺度天然裂縫的溶蝕和溝通。對于小尺度天然裂縫，通過室內全三維水力壓裂大物模實驗證實：采用低黏滑溜水、提高縫內凈壓力可實現天然裂縫的激活；采用低黏酸液溶蝕有利于蚓孔的產生和延伸，能大幅度提高儲層的連通性。因此，小尺度天然裂縫的改造主要采用低黏滑溜水和低黏酸液組合泵注工藝，在大排量注入滑溜水激活天然裂縫的基礎上，再大排量注入低黏清潔酸，構建“水力縫網+酸蝕蚓孔”相結合的裂縫網絡［14-15］，大幅度增加儲層的滲透性。大尺度天然裂縫的改造主要通過高黏壓裂液和高黏酸液交替注入來實現。

2.3.2 裂縫導流能力保持工藝

天然裂縫性儲層，作用于天然裂縫的閉合應力比主裂縫更高，導流能力保持難度更大。

碳酸鹽巖儲層天然裂縫導流能力主要依靠酸液對天然裂縫溶蝕形成的酸蝕蚓孔提供流動通道，而導流能力的保持主要依靠溶蝕通道形成后產生橋墩狀支撐來實現。酸蝕蚓孔形成后滲透率達10 μm2，且滲透率在圍壓5～50 MPa范圍內僅降低30%，說明橋墩狀支撐點的形成有利于長時間保持天然裂縫流動能力，有利于改造后的長期穩產。

人工主裂縫導流能力主要依靠酸液對裂縫面的非均勻刻蝕來實現。本區塊儲層礦物以灰巖為主，白云巖含量變化較大，礦物分布非均質性較強，物模實驗結果表明，酸液對裂縫面刻蝕后裂縫面以點狀支撐為主，導流能力保持難度較大，特別是近井筒區域大量酸液對裂縫面強度弱化使得導流能力保持難度更大。因此，近井筒區域采用酸刻蝕與支撐劑復合支撐模式(先酸壓，后期進行凍膠加砂保持縫口裂縫導流能力)。導流能力測試結果表明，在閉合應力低于30 MPa時酸蝕裂縫導流能力高于支撐裂縫，閉合應力大于30 MPa時支撐裂縫導流能力及其保持能力都遠高于酸蝕裂縫，有利于實現壓后的高產與穩產。

2.4 優化管柱工藝降低后期生產事故

為有效保護套管完整性，降低壓裂過程事故風險，優化了油管壓裂管柱設計，對油管進行了抗拉強度、抗壓強度、應力強度等校核，得出系統綜合安全系數。進行酸壓完井管柱組合合理性分析，得到合理的油管組合。同時，根據管柱力學理論和酸壓完井管柱結構，得到不同改造排量和泵壓壓裂時管柱應力及安全系數數值。最終得到相應排量下，壓裂管柱的強度安全系數(表1)。

表1 X井在不同改造排量和泵壓壓裂時管柱應力及安全系數Table 1 String stress and safety coefficient of Well X in the process of fracturing at different stimulation displacements and pumping pressures

根據完井井身結構及酸壓施工需求，管柱優化3種施工管柱組合方式(圖1)：(1) ?114.3 mm P110油管+?88.9 mm油管+封隔器，封隔器坐封在?177.8 mm尾管內，采用105型壓裂井口，施工限定壓力95 MPa；(2) ?114.3 mm P110油管+?88.9 mm 油管+封隔器，封隔器坐封在?127 mm尾管內，采用105型壓裂井口，施工限定壓力 95 MPa；(3) ?88.9 mm P110 油管+封隔器，封隔器坐封在儲層附近。采用140 MPa井口，施工限定壓力110 MPa。

圖1 楊稅務酸壓改造3種施工管柱組合Fig. 1 Three construction string combinations for acid fracturing in Yangshuiwu

3 應用實例

上述技術在冀中坳陷楊稅務潛山應用2口井，均取得好的改造效果。以AT401x井為例，通過儲層精細刻畫，改變了以往射孔厚度過大的習慣作法，將施工井段集中在5 462～5 470 m。儲層抗壓強度高，裂縫開度窄，施工難度大，優選耐高溫壓裂液體系、低摩阻滑溜水體系和清潔酸液體系，采取酸壓與加砂壓裂復合改造工藝，將滑溜水使用比例由之前23%提到60%。施工共注入地層總液量2 919.33 m3，其中滑溜水 1 748.12 m3，壓裂液 593.27 m3，酸液577.94 m3，施工排量最高 7.66 m3/min，施工壓力最高106.18 MPa，創冀中地區最高施工壓力紀錄。壓后?14 mm油嘴放噴，油壓 23.72 MPa，日產氣52.54萬 m3，日產油12.96 m3，無阻流量日產氣169.89萬 m3，截至2020年5月，累計產氣2 022萬 m3，累計產油3 317 t，實現了冀中坳陷廊固凹陷奧陶系超高溫儲層高產和穩產的目標。

4 結論

（1）楊稅務潛山儲層具有埋藏深、物性差、溫度高、儲層天然裂縫較發育、地應力高、施工壓力高，非均質性較強的特點，儲層改造效果沒有達到預期的主要因素包括工程設計、射孔參數選擇、壓裂液體系、壓裂工藝方式等。

（2）改善楊稅務潛山油藏儲層改造效果的措施主要是結合儲層特點進行針對性的工程設計，包括減少儲層改造厚度提高壓裂進液指數、優化壓裂液配置提高縫網支撐力度、優化施工工藝提高儲層改造效率、優化管柱工藝降低后期生產事故等。現場2口井的應用結果表明，上述技術具有較好的實用性，保障了冀中坳陷廊固凹陷奧陶系超高溫儲層高產和穩產目標的實現。