海上探井深層碳酸鹽巖酸壓測試工藝研究與應用

杜連龍，周寶鎖，張興華，陳光峰，王雪飛

(1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452； 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

隨著海上勘探的不斷深入，越來越多的深層碳酸鹽巖油藏被發現，這些油氣藏通常具有埋藏深、地層溫度高、儲層物性差、地層能量不足、非均質性嚴重等特點。常規DST測試普遍無自然產能或自然產能較低，嚴重制約該類油氣藏儲量評價，亟需儲層改造釋放產能，以滿足勘探評價要求。碳酸鹽巖油藏常用的儲層改造方法有基質酸化、酸壓。基質酸化對于解除近井地帶污染效果明顯，但對于非均質性較強的碳酸鹽儲層，基質酸化難以溝通儲層遠端縫洞，作用有限。渤海發現的深層碳酸鹽巖儲層以不均質的縫孔為主，想要溝通遠端縫洞，只能采用酸壓技術。

酸壓是在大于地層破裂壓力時將酸液注入地層，在目標地層形成人工裂縫，并溝通儲層裂縫帶達到增產目的，不僅可以緩解井底附近污染堵塞問題，還可以改善遠井地帶滲流狀況，尤其是溝通非均質性較強的天然裂縫[1]。

1 海上深層碳酸鹽巖酸壓測試難點

1.1 施工壓力高

渤海近年來發現的碳酸鹽巖油藏埋深超過5 000 m，地層破裂壓力大，施工管柱長，摩阻大，導致酸壓施工壓力高，對酸壓設備、井口設備和井下管柱耐壓等級要求高。如圖1所示，是該油藏某井施工壓力及摩阻模擬預測，儲層深度4 900 m，排量2 m3/min時摩阻高達46.54 MPa，井口施工壓力已接近設備極限，難以實現大排量高泵壓泵注酸液，對儲層改造程度有限。

圖1 某井酸壓施工壓力及摩阻模擬

1.2 酸巖反應快

渤海深層碳酸鹽巖油藏地層溫度超過180 ℃，超高溫地層酸壓對酸液體系提出更大挑戰。目前耐高溫體系難以滿足180 ℃以上地層溫度條件，需研制新型抗特高溫、高剪切、低腐蝕酸液體系[2]。儲層溫度高，導致酸巖反應快，易使近井地層酸蝕嚴重，導致井壁坍塌，難以實現深度酸化；同時高溫環境下酸液對管柱及套管腐蝕加快，管柱安全性受到挑戰。研究結果表明隨著溫度的增加，酸巖反應速率成倍增加[3]。

1.3 探井測試需兼顧測試與儲層改造

針對深層碳酸鹽巖儲層，陸地通常采用大型酸壓工藝來達到增產的目的。海上探井需兼顧儲層改造與開關井測試，測試設備、酸壓設備、酸液罐均較多，受限于海上鉆井平臺空間及設備能力，酸壓規模嚴重受限；常規測試管柱無法滿足酸壓要求，若單獨下酸壓管柱施工，作業周期較長，不利于降本和儲層保護。若采用一趟管柱完成酸壓和測試作業，存在以下困難：(1)如何保證管柱密封性和負壓誘噴的功能；(2)高壓泵注時，管柱受壓力、溫度等因素影響會收縮，容易引起封隔器失封；(3)開井放噴時，溫度升高，管柱伸長，導致過多重量附加在封隔器上，不利于封隔器密封和解封。

2 工藝研究

2.1 高溫深層酸壓測試一體化管柱設計

針對深層碳酸鹽巖儲層埋藏深、地層溫度高的特點，通過對井下工具優選、配置和組合后，設計了深層酸壓測試一體化管柱，不但實現確保管柱密封、負壓誘噴及多次開關井錄取資料的要求，而且降低成本、提高時效。管柱結構自下而上為：引鞋+存儲壓力計托筒+封隔器+安全接頭+震擊器+液壓旁通+測試閥+泄壓閥+替液閥+試壓閥+安全循環閥+鉆鋌+循環閥+伸縮接頭+油管。

(1)測試工具級別升級：耐壓68.9 MPa升至103.4 MPa；耐溫177 ℃升至204 ℃，滿足高溫、高壓作業需求。

(2)在常規測試管柱增加試壓閥，實現下鉆期間對管柱試壓，保障酸壓作業安全；增加替液閥(試壓閥倒置使用)，管柱坐封后，通過此閥建立循環，替誘噴液墊，實現負壓誘噴，代替連續油管掏空管柱造負壓，大大節約作業時效。試壓閥和替液閥的操作是環空壓力對破裂盤的加壓操作，破裂盤被選定后要對照井底溫度計算實際的破裂壓力[4]。

(3)對管柱進行伸縮量化校核，管柱增加合適數量的伸縮接頭補償管柱泵注和放噴引起的管柱收縮和伸長，每根伸縮接頭伸縮行程為1.5 m，避免封隔器意外失封或解封困難。

2.2 酸液體系優化

2.2.1 非酸解堵前置液

渤海深層碳酸鹽巖地層溫度超過180 ℃，高溫導致酸巖反應快，易使近井地層酸蝕嚴重，難以實現深度酸化。根據渤海深層碳酸鹽巖儲層特點，研究配置了非酸解堵前置液，其在高溫下具有溶垢效率高、反應溫和、低腐蝕性、綠色環保等特點。使用非酸解堵前置液對儲層巖屑進行溶蝕實驗，在高溫環境下反應2 h， 平均溶蝕率達51.0%，緩蝕緩速功能明顯。泵注非酸解堵前置液不但實現地層降溫，又能對地層壓裂造縫，實現深部解堵，為酸液進入地層創造良好條件。非酸解堵前置液為中性偏堿性液體，可以在鉆井液池中配置，不必使用專用酸罐，大大節省甲板面積占用，一定程度上增大酸壓規模，有利于酸壓改造效果。

2.2.2 緩蝕降阻絡合酸體系

碳酸鹽巖儲層酸化壓裂主體酸通常為鹽酸，通過巖屑溶蝕實驗得出，15%鹽酸濃度下，巖屑溶蝕率達到85.6%。通過研究形成了高溫緩蝕、高效降阻絡合酸體系，鹽酸體系中加入絡合劑，絡合劑能夠溶解巖石組分中的金屬鹽，如：Ca2+、Fe3+等，實驗表明絡合劑能夠抑制70%的金屬鹽沉淀。其原理是絡合劑能與金屬原子或離子發生配位作用，生成具有環狀結構配體物質的絡合物，絡合物呈現環狀或者籠狀結構，非常穩定，不易被酸堿破壞，具有較好的溶解能力[5]，不會對地層產生新的傷害。在酸液中加入以曼尼希堿季銨鹽為主劑、炔醇與碘化亞銅為增效劑的高溫緩蝕劑，通過刮片實驗得出180 ℃條件下，腐蝕速度為51.3 g/(m2·h)，符合行業標準的一級要求[6]，保障了施工管柱安全。在酸液中加入耐高溫降阻劑，有效降低了施工壓力及摩阻，實踐表明平均降阻達到61%，使得海上酸壓施工成為可能。

2.3 酸壓工藝優化

陸地油田針對深層低滲碳酸鹽巖儲層，通常采用多級注入酸壓工藝，該技術既能較好地提高酸蝕裂縫有效作用距離，能實現深度改造，可以實現長時間生產的目的。多級注入酸壓工藝所需的酸液量較大，而就海上探井測試而言，受限于作業設施空間，無法滿足多級注入酸壓的施工條件，同時海上探井以評價油氣藏、探索儲層改造方式為目的，無需長時間生產，改造范圍也無需太大。結合海上探井高溫深層碳酸鹽巖酸壓改造特點與難點，優化形成小型“酸壓+閉合酸化”工藝。該工藝分為三個階段。

第一階段：高壓力高排量泵注非酸解堵前置液，對地層進行壓裂造縫并激活天然裂縫，降低地層溫度，減緩酸巖反應速率，為酸液進入地層創造良好條件。前置液黏度較低，在酸壓過程中有利于形成分支縫及復雜網絡裂縫。

第二階段：使井底壓力高于地層破裂壓力泵注主體酸處理液，延伸裂縫，酸蝕裂縫，增大改造范圍，提高主縫和分支縫裂縫酸蝕導流能力。

第三階段：使地層裂縫處于閉合狀態繼續泵注酸液和頂替液，酸液溶蝕裂縫壁面，產生溝槽，提高裂縫的導流能力；注入頂替液，將管柱中的酸液替入地層。低排量低壓力注入酸液和頂替液相當于對酸蝕裂縫進行閉合酸化，可以提高裂縫的導流能力。頂替液采用柴油，柴油密度低，加快酸壓后殘酸返排速度，減少殘酸對儲層二次傷害。

3 簡要施工步驟與決策

(1)組下酸壓測試一體化管柱至設計深度，對管柱進行試壓合格。

(2)坐封封隔器，接測試樹，頂替柴油液墊，制造誘噴負壓。

(3)開關井，求取常規測試產量及開關井壓力數據，若不能自噴，則用連續油管氣舉助排。

(4)按照酸壓設計，進行酸壓流程試壓、配置酸液等準備工作。

(5)按照設計泵注程序進行酸壓改造，測壓降。

(6)返排，若返排效果不理想，則用連續油管氣舉助排。

(7)求取酸壓后的測試產量數據及開關井壓力數據，進行酸壓效果分析。

(8)起出酸壓測試管柱，進行封層棄井作業。

4 酸壓效果分析

采用酸壓測試一體化管柱、非酸解堵+絡合酸體系、酸壓+閉合酸化工藝，成功在渤海探井深層碳酸鹽巖儲層中進行了應用，并取得良好的效果，以KT21井為例對酸壓改造效果進行分析。

4.1 酸壓前后產量及測試壓降分析

本井在酸壓前進行了常規DST測試，開井期間分別采用6.35 mm、7.94 mm、9.53 mm、11.11 mm的油嘴進行了求產，產量及壓力壓降情況如表1所示，酸壓前，隨著油嘴的開大，井口壓力下降，測試壓降也在增大，但是產量增長有限，結合前期測井資料分析，也表明，儲層物性較差。酸壓后，油嘴比酸壓前更大，但是井口壓力比酸壓前高，壓降也小，產量是酸壓前的3.4倍，直接證明，酸壓改善了儲層的導流能力，提高了本井的產量。

表1 KT21井求產數據表

4.2 酸壓前后試井解釋曲線分析

如圖2所示，從酸化前關井的試井曲線可以看出，井儲階段出現較明顯的變井儲特征，過渡階段存在一定波動，選擇變井儲與均質模型進行試井解釋，有效滲透率0.021 mD，屬低滲儲層；表皮系數21.02，表明儲層存在污染。酸壓求產后由于關井時間較短，試井曲線如圖3所示，仍處于井筒儲集及過渡階段，無法進行試井解釋。但通過對酸壓前和酸壓后關井試井曲線對比可以看出，酸壓后試井曲線從初期階段開始和酸壓前試井曲線有較大差別，說明儲層特征發生了明顯變化，酸壓后試井曲線出現了類似“線性流動”特征，酸壓前儲層以微裂縫和連通性差的孔隙為主，酸壓后出現了“酸蝕裂縫”，儲層物性變好。

圖2 酸壓前關井雙對數曲線圖

圖3 酸壓后關井雙對數曲線圖

5 結語

根據海上探井深層碳酸鹽巖儲層改造的難點及特殊性，優化設計了深層酸壓測試一體化管柱、非酸解堵+絡合酸體系、酸壓+閉合酸化工藝，形成了海上探井高溫深層酸壓測試技術，有效解決了海上高溫深層儲層酸壓面臨的空間受限、超高溫、高摩阻等難題。通過對酸壓曲線、產量數據及試井解釋分析，均證實該技術有效提高儲層的導流能力和油氣測試產量，實現了該類油氣藏的評價目的，同時為后續該類油氣藏開發提供可靠的技術支持。