裸眼分段精細酸化技術在雙魚石區塊的應用

曾憲舉

中國石油西南油氣田分公司 工程技術研究院（四川 成都 610617）

1 雙魚石區塊構造及地層介紹

雙魚石構造帶位于棲霞組頂界⑩號斷裂以南。該構造帶棲霞組頂界形成多個褶皺斷高構造，多為長軸狀背斜，長軸展布方向與龍門山走向基本一致，呈北東南西向延展[1]。雙魚石潛伏構造高點位于西廟場與北廟場之間，由兩條相向逆斷層切割抬升形成，由東西兩個高點構成，發育于下三疊統飛仙關組飛四段底界～下二疊統底界各構造層，軸向為近北東向。

棲霞組為雙魚石潛伏構造主產層。該組儲層主要見于棲霞組中上部，發育于早二疊世一次重要的成灘期，大多經白云巖化作用改造，具有良好的儲滲條件。通過野外露頭及實鉆證實，雙魚石地區棲霞組主要的儲集巖類為晶粒白云巖和殘余砂屑白云巖，主要的儲集空間為晶間孔、晶間溶孔，發育溶孔和裂縫，棲霞組儲層總體上為低孔低滲特征，局部存在高孔滲儲層。根據棲霞組儲層分類評價標準和單井測井解釋成果，以及對區內探井的各類別儲層的分類評價研究，雙魚石地區棲霞組儲層發育，主要發育Ⅲ類儲層[2-3]。

綜合微觀、宏觀、靜態、動態等資料分析，雙魚石棲霞組氣藏以孔隙型為主，發育有微裂縫、宏觀裂縫，在改善儲層滲流能力方面起到重要作用，溶洞是儲集能力的重要補充。

2 技術介紹

套管下至生產層頂部進行固井而生產層段裸露的完井方式稱為“裸眼完井”，由于沒有套管和水泥環的防護，這種完井方式對地層有一定的要求，要求地層巖性必須完整、井眼不易發生坍塌和巖塊剝落，多用于地層條件較好的碳酸鹽巖、硬砂巖等膠結比較好的層段。根據鉆開產層和上部套管下入的先后順序可將裸眼完井分為先期裸眼完井和后期裸眼完井。先期裸眼完井是鉆至油層頂界附近后下技術套管進行固井再鉆至目的層，后期裸眼完井則相反，目前川渝地區主要采用先期裸眼完井技術[4]。

鉆井過程中發生的鉆井液漏失和濾失造成近井地帶的污染，鉆井液與地層巖石的不配伍性會使得地層中黏土成分發生膨脹，這些因素會降低井眼附近的滲透率并影響油氣井產量。為了解決鉆井期間造成的地層污染，改變井筒周邊的滲流條件，溝通天然裂縫帶，需要采取儲層改造技術對油氣層進行改造，裸眼分段精細酸化技術是高磨地區應用較多的一種儲層改造工藝技術。

鉆至設計井深后進行模擬通井并調整壓井液性能，以保證帶井下工具的完井管柱能順利下到位并坐封驗封合格。裸眼分段精細酸化技術主要井下工具有裸眼封隔器、壓差滑套、投球滑套、懸掛封隔器、回接筒、完井封隔器[5]。裸眼封隔器將整個裸眼段分割成若干小段，便于分段施策，滑套用來建立油管和地層的聯通通道，懸掛封隔器坐封在上部套管內部用來保護上部油層套管。常見的裸眼分段精細酸化管柱主體結構為：球座+油管+壓差滑套+油管+裸眼封隔器+油管+投球滑套+油管+多段裸眼封隔器和投球滑套組合+油管+懸掛封隔器+回接筒+回插管+磨銑延伸筒+完井封隔器+錨定密封+油管，投球滑套所用球從下到上逐級增大[6]。根據鉆井顯示及測井解釋結果，選擇裸眼酸化段并確定裸眼封隔器的數量及坐封位置，從而將整個裸眼段分割成若干個區間。根據各個小區間的地質特征，通過力學計算和計算機軟件模擬，優化各小段施工參數，達到最佳儲層改造效果。圖1 為裸眼分段精細酸化管柱結構圖。

圖1 裸眼分段精細酸化管柱結構圖

為了保證裸眼管柱能順利下至設計位置，鉆井結束后首先進行模擬通井，做壓井液高溫靜止實驗以滿足下酸化管柱對壓井液穩定性要求。前期井筒準備合格后，用鉆桿送帶回接筒的懸掛封隔器和裸眼封隔器管串至設計井深，用清水替出懸掛封隔器以下的壓井液，投球加壓坐封懸掛封隔器，環空驗封合格后丟手，全井筒替成清水，起管柱，下帶回插接頭的回插管柱，裝采油樹，坐封完井封隔器并進行環空驗封，油管加壓打開壓差滑套。裸眼酸化管柱下完后進入酸化施工階段。由于壓差滑套已打開，可以直接高擠酸液，第一段擠入酸液達到設計要求后投球，開啟上面一段的投球滑套并密封下部層段，對第二段進行酸化施工。重復上述過程，通過直徑不同的球實現不同層段投球滑套的開啟，直至完成整個井段的酸化施工，開始進入排液、測試階段[7]。

3 雙魚石區塊應用裸眼分段精細酸化技術難點分析

1）儲層埋藏深，井深結構復雜，井筒完整性問題多，井控風險高。雙魚石區塊主產層棲霞組埋深超過7 000.0 m，部分井井深超8 000.0 m，采用五開井身結構，油層套管采用懸掛加回接組合方式，且會采用不同規格型號的組合套管。由于油層懸掛段較深、段長較長，固井難度較大，易造成喇叭口、回接筒、套管接箍等地方竄氣，破壞井筒完整性，增加施工井控風險。

2）儲層埋藏深，地層溫度高，壓井液易沉淀，造成管柱阻卡。雙魚石棲霞組地層壓力系數1.32 左右，地層壓力接近100 MPa，產層溫度高于150.0 ℃，對壓井液性能提出更為苛刻的沉降穩定性要求，而127.0 mm 小井眼容積為12.7 L/m，壓井液稍微的沉淀都可能掩埋很長一段管柱，造成井下復雜，而超過7 000.0 m的井深又增加了處理的難度。

3）儲層埋藏深，地層溫度高，對工具性能要求較高。150.0 ℃以上的高溫會對工具性能造成很大影響，比如工具的形變量會超標、封隔器膠皮的硬化速度會更快、銷釘的抗剪切性能也發生變化，高溫因素對于工具的配套選型構成一大挑戰[8-9]。

4）儲層埋藏深，管柱沿程磨阻大，地層破裂壓裂高，施工泵壓高，壓開難度大。

5）改造段較長，跨度大，均勻改造難度大，且儲層溫度高，酸巖反應速率快，有效作用距離短。

針對裸眼分段精細酸化技術在雙魚石區塊應用的難度，西南油氣田分公司組織相關技術力量進行項目攻關，形成了若干技術措施。針對深井固井問題，優化水泥漿配方，采用精細控壓固井技術顯著提高了雙魚石區塊的油層套管固井質量。針對溫度對壓井液和工具的影響，要求在下管柱前必須完成壓井液室內高溫穩定性實驗，實驗合格方能進行下步施工，在工具選型方面，一方面采購國外設備，另一方已組織相關力量開展配套技術攻關研究。針對水平段較長、儲層埋藏較深、儲層非均質性強問題，酸化設計單位通過實驗模擬提出了相應的解決方案，采用裸眼封隔器分段工藝提高酸化改造的針對性，采用高溫膠凝酸體系達到降阻及緩蝕效果以有效提升酸液作用距離，并通過非放射性化學示蹤劑評價各層段的產氣貢獻，為后續優化施工參數提高依據。

4 技術應用成果

雙魚X13*井是雙魚石區塊的一口滾動評價井，試油層位棲霞組，采用裸眼封隔器+滑套分4段進行酸化的裸眼分段精細酸化技術。要求壓井液在170 ℃下性能穩定、均勻、地層溫度條件下靜止15 d內無沉淀、流動性和傳壓性好。該井2019年8月份完鉆，完鉆層位棲霞組，試油段長383.0 m，產層中部垂深7 484.70 m，井底溫度154.5 ℃，壓力系數1.32，預計地層壓力96.89 MPa，預計最大井口關井壓力73.44 MPa，10月下旬轉入試油。

經過引流測試、鉆水泥塞、刮管通井和模擬通井，雙魚X13*井開始下裸眼分段精細酸化管柱。首先用鉆桿送裸眼封隔器管串至設計井深，投坐封球，坐封懸掛封隔器并進行環空驗封合格，加壓打掉球座成功進行丟手，全井筒替成清水，經觀察無異常后起鉆，下回插管柱?；夭宄晒髶Q裝井口，裝采油樹，并對回接筒進行驗封合格，投球坐封裸眼封隔器、錨定封隔器，打開壓差滑套，完成裸眼分段精細酸化管柱的下入。該酸化管柱包括4個裸眼封隔器、1 套懸掛封隔器和回插總成、3 個投球滑套和1個壓差滑套，將383.0 m 水平段分割成段長分別為92.0、107、93.0、91.0 m 4 個小段。2019年11月底雙魚X13*井進行1 400.0 m3膠凝酸酸化施工，并采用非放射性化學示蹤劑評價各層段的產氣貢獻，施工參數見表1。經兩條裝有35 mm 孔板的臨界速度流量計測試管線進行測試，獲得日產142.5×104m3的高產工業氣流，創下雙魚石構造單井產量最高紀錄。

表1 雙魚X13*井酸化施工參數表

5 結束語

裸眼分段精細酸化工藝技術是一項集成度比較高、技術復雜度較大的儲層改造技術，能夠實現在較長產層內造縫，特別對非均質性的儲層改造效果較好，能根據各段孔隙、溶洞、裂隙的具體發育程度采用不同的施工參數，并可以通過添加暫堵劑造復雜裂縫，提高酸化施工效果，是油氣田增儲上產的關鍵技術。