川西超深海相碳酸鹽巖超高壓分段酸壓技術實踐

馬 健， 楊永華， 何頌根， 李永明， 劉嘯峰， 潘寶風

(1中石化西南油氣分公司博士后工作站 2中石化西南油氣分公司工程技術研究院 3西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室)

0 引言

隨著油氣勘探開發的深入和發展，深層(≥4 500 m)、超深層(≥6 000 m)是目前油氣領域的重要資源接替區[1- 2]。海相碳酸鹽巖又是深層油氣發現的主要陣地，目前已發現塔河、普光、元壩、磨溪、順北、川西等超深層碳酸鹽巖氣藏。儲層改造是有效動用低滲碳酸鹽巖儲層的關鍵技術之一，但深層海相碳酸鹽巖的儲層改造面臨“高溫、高壓、高應力、高含硫”的挑戰[3]。以川西氣田雷口坡氣藏為例，儲層埋藏深、物性差、應力高，普遍存在破裂壓力高、高溫酸液腐蝕速率風險大、高含硫條件下深層測試工具可靠性難保證等難題[4- 5]。本文在前期川西海相酸壓改造實踐的基礎上，以典型井PZ103井為例，探索形成了超深海相碳酸鹽巖儲層超高壓分段酸壓工藝技術。

1 PZ103井基本情況及改造難點

1.1 儲層特征

PZ103井位于龍門山前緣鴨子河構造，目的層為雷口坡四段，完鉆井深6 148 m，地層溫度155℃，地層壓力系數1.05，H2S含量3%～5%，屬超深高含硫海相碳酸鹽巖氣藏的一口典型井[6- 7]。目的層段5 988～6 071 m，跨度83 m，巖性為云質灰巖及白云巖。錄井解釋：微含氣層3層，共計34 m。測井解釋：氣層12層，共計73.8 m，含氣層1層，厚度2.2 m;儲層厚度68 m，其中II類儲層25.2 m、III類儲層42.8 m，平均孔隙度4.1%，平均滲透率0.067 mD，為低滲碳酸鹽巖。成像測井解釋天然裂縫143條，其中高導縫135條，但以低角度縫為主(0°～30°)。結合儲層參數進行可壓性評價，采用自研的“海相碳酸鹽巖可壓性評價”軟件綜合打分為3.07分，根據該區域的可壓性分類(A類≤1.5、B類1.5～2.5、C類2.5～3.5、D類≥3.5)，PZ103井儲層可壓性評價為C類。對照鄰井施工難度情況,如表1所示，預測PZ103井施工難度較大，存在壓不開風險。

1.2 井筒概況

套管結構為：?193.7 mm×5 924.50 m+?139.7 mm×(5 695.52～6 102.71) m，?193.7 mm、?139.7 mm套管抗內壓強度分別為87.0 MPa、110.2 MPa，目的層段上下固井質量良好，滿足測試需求。

表1 川西海相前期施工井可壓性情況

1.3 改造難點

(1)儲層埋藏深、物性差，不發育高角度縫，可壓性綜合評價為C類，壓開地層難度大。

(2)儲層溫度高達155℃，如果地層壓不開，需要長時間震蕩試擠，高溫下酸液腐蝕時間長，確保井下管柱安全難度大。

(3)儲層跨度大(83 m)，籠統酸壓改造難以實現均勻布酸，實現縱向上充分改造難度大。

(4)儲層溫度高，酸巖反應快，排量受限，提高酸液有效作用距離難度大。

2 PZ103井技術對策及改造方案

2.1 技術對策

(1)針對儲層存在壓不開的風險問題，優化測試管柱，盡可能替酸到產層附近，同時提升井口壓力級別，采用140 MPa井口及配套設備超高壓施工。

(2)針對高溫長時間酸液腐蝕速率高的問題，優選耐溫大于160℃、性能優良的高溫酸液緩蝕劑。

(3)針對儲層跨度大、均勻布酸難度大的問題，優選工具組合，采用工具機械分段改造。

(4)針對酸液作用距離有限的問題，采用深度酸壓思路，設計“膠凝酸+交聯酸+壓裂液”交替注入的大規模酸壓改造。

2.2 改造方案

2.2.1 測試工藝優選

對比三種不同測試管柱優缺點(表2)，采用方案三“機械式封隔器RTTS+液壓式封隔器Y241”進行分層測試實現長井段縱向上充分改造。在常規成熟的“機械式封隔器RTTS”測試管柱基礎上，再增加一個國產液壓式Y241封隔器，主要原因如下：

(1)選擇成熟的RTTS封隔器確保本高含硫氣井的測試安全。由于安全問題含硫氣井一般需要下封隔器，而RTTS封隔器是APR測試工藝中非常成熟的工具，測試完后也利于取出。

(2)雖然優選的國產液壓式Y241封隔器密封膠皮、本體材質經室內大量實驗評價，證實能夠滿足本井高溫、高含硫測試要求，同時對其解封機構也進行了改進更利于起出，但一直未能有類似超深高含硫井入井實踐機會。為了區域上后續勘探開發降低成本的需要，也為了直接替酸液到位浸泡產層降低破裂壓力的需要，有必要進行國產Y241封隔器現場應用。

表2 不同分段管柱優缺點對比

2.2.2 完井管柱設計

根據勘探井錄取地層資料的需要，需采用APR測試工具井下關井，同時采取140 MPa井口施工，需要管柱及配套工具滿足承壓需求，完井分層酸壓測試管柱設計如圖1所示。

圖1 分層酸壓測試管柱

(1)油管選擇。考慮含硫氣井短期測試，油管選擇為P110SS材質。根據管柱力學分析，設計采用?88.9 mm×9.52 mm+?88.9 mm×6.45 mm+?73 mm×5.51 mm油管組合，要求油管扣型為抗壓縮性能好的氣密封特殊扣。

(2)工具選擇。要求工具內徑滿足下部分段滑套投球需要，選擇?127 mm APR工具；按井口限壓120 MPa，在試擠期間井底壓力達到180 MPa左右，同時考慮改造施工時環空平衡壓力高，打開RD閥時環空需要承壓124 MPa左右，RD、RDS選用加強型工具。改造上部層段時，下部封隔器受到向下的拉力為±130 t，底部封隔器需帶卡瓦。

(3)壓力參數控制。按照回接后的井口油層套管抗內壓強度87 MPa、封隔器壓差60 MPa、考慮破裂盤的設計，在試擠期間應控制井口泵壓不超過105 MPa，環空平衡壓力不低于31 MPa。

2.2.3 高溫酸液緩蝕劑優選

川西海相前期施工表明，儲層壓開前震蕩試擠時間超過4 h(酸液緩蝕劑行業標準評價要求為4 h)，其中酸液最長滯留井筒時間為28 h。常用的160℃緩蝕劑，盡管滿足行標4 h的要求，但在14 h下腐蝕速率達232.23 g/(m2·h)，前期管柱也因此竄漏問題頻發。據此室內經過多次實驗優選出的180℃緩蝕劑，P110SS鋼片溫度180℃下，14 h及24 h后腐蝕速率分別為6.95 g/(m2·h)、21.4 g/(m2·h)，性能遠遠優于原160℃緩蝕劑。

2.2.4 交替注入酸壓設計

采用“膠凝酸+交聯酸+壓裂液”交替注入的大規模酸壓改造，利用酸液在壓裂液內的黏性指進效應，實現長距離的非均勻刻蝕，達到深度酸壓的目的[8- 9]。優選的膠凝酸在160 s-1剪切2 h后黏度15～18 mPa·s，優選的交聯酸在170 s-1剪切2 h后黏度40～45 mPa·s。配套140 MPa超高壓施工，設計施工排量5～8 m3/min。單段酸壓規模分別為1 104 m3(用酸量850 m3)、1 028 m3(用酸量680 m3)，交替級數為2級。

3 PZ103井現場實施效果

3.1 試擠情況

油管替酸22 m3至OMNI閥以上，關閉OMNI閥，在油管限壓100 MPa下，進行了38次試擠。在第38次試擠開始建立穩定排量0.4～0.6 m3/min，然后擠入酸液16 m3。整個過程，在限壓100 MPa下試擠時長達8.5 h(圖2)，驗證了高溫酸液緩蝕性能良好，國產液壓工具長時間耐壓差性能可靠。

圖2 PZ103井試擠施工曲線

3.2 分段酸壓施工

投球開滑套前第一段施工排量4.0 m3/min下泵壓95 MPa，開滑套后第二段施工在同樣排量下泵壓僅75 MPa，成功壓開了新層段。第一層施工排量2～5.9 m3/min，施工壓力59～112 MPa，累計注入液量1 108 m3(其中膠凝酸550 m3、交聯酸300 m3、壓裂液230 m3)。第二層施工排量2～5.4 m3/min，施工壓力81～103 MPa，累計注入液量1 102 m3(其中膠凝酸458 m3、交聯酸200 m3、壓裂液124 m3)。現場施工表明，PZ103井成功實現了超深層海相、超高壓、大規模、分層酸壓改造(圖3)。

圖3 PZ103井分段酸壓施工曲線

3.3 壓后測試效果

壓后累計排液2 353 m3，返排率110.2%。在油壓14.2 MPa條件下，測試獲得天然氣12.65×104m3/d，水276 m3/d，達到了充分評價儲層的目的。

3.4 管柱起出情況

本井測試完成后壓井順利起出了上部的RTTS封隔器，下部Y241封隔器由于變扣短節質量問題在上提過程中滑扣導致落井。后續類似井施工中加強了變扣短節質量控制，推廣應用的同款液壓Y241封隔器均滿足了酸壓改造及測試需要，同時工具也順利起出。

4 結論

(1)川西海相碳酸鹽巖儲層埋藏深、物性差、破裂壓力高，在準確可壓性評價基礎上，采用高溫緩蝕酸液、替酸盡量接近儲層、超高壓施工是實現安全有效壓開儲層的重要措施。

(2)對大厚度、強非均質性、低品位儲層，采用“機械式封隔器RTTS+液壓式封隔器Y241”分段工藝、超高壓井口、優化配套管柱工具的技術措施，可實現大規模分段酸壓，且滿足測試的需求。

(3)川西海相成功實現了超深高含硫氣井超高壓大規模(2 132 m3)分層酸壓，為類似儲層的分層酸壓改造提供了借鑒與參考。