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(fā)研究院；3. 中國石油渤海鉆探工程有限公司

楊稅務(wù)潛山勘探始于20世紀(jì)80年代，先后鉆探務(wù)古1井、務(wù)古2井、務(wù)古4井均見到一定油氣顯示，但單井產(chǎn)量低。針對儲層特點(diǎn)及改造技術(shù)需求，先后采用小規(guī)模加砂壓裂、稠化酸酸壓、加砂壓裂與清潔酸液復(fù)合酸壓工藝［1-2］，雖取得一定增產(chǎn)效果，但見效時(shí)間短，無穩(wěn)定產(chǎn)量。深層儲層改造技術(shù)進(jìn)步給本區(qū)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(shù)，配套抗180 ℃高溫壓裂液材料和酸壓體系，改造后日產(chǎn)油101 t，日產(chǎn)氣50.27萬m3,實(shí)現(xiàn)勘探重大突破。在此基礎(chǔ)上，通過儲層對比、地質(zhì)分析等對顯示較好的安探2X井進(jìn)行大規(guī)模改造，射孔厚度45.2 m，射孔層段跨距達(dá)158 m，壓裂液3 707.67 m3，但壓后結(jié)果與壓前期望相去甚遠(yuǎn)，楊稅務(wù)潛山的復(fù)雜特征再次暴露。早期投產(chǎn)的其他4口井獲得工業(yè)油氣流，但試采單位壓降采氣量最高1 006.5×104m3，大多數(shù)井單位壓降采氣量少，地層供氣能量不足。該區(qū)完井深度均大于5 000 m，鉆完井投資高，迫切需要進(jìn)行儲層改造技術(shù)攻關(guān)提高投資效益，早日推進(jìn)楊稅務(wù)潛山進(jìn)入商業(yè)開發(fā)。

1 影響壓裂效果的原因分析

1.1 儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲層改造針對性不強(qiáng)

楊稅務(wù)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(gòu)造，由多個(gè)局部高點(diǎn)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(fā)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(wù)潛山奧陶系主要發(fā)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(fā)育于亮甲山、峰峰組下—上馬家溝上地層瀉湖相含灰(灰質(zhì))云巖中；裂縫型儲層主要發(fā)育于上馬中部地層灰坪微相的灰?guī)r中。井間對比發(fā)現(xiàn)，縱向上發(fā)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(wěn)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(zhì)性強(qiáng)，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(dòng)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(jìn)液指數(shù)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(wù)潛山區(qū)塊射孔段厚度普遍偏大(平均36.8 m，最厚達(dá)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(jìn)液指數(shù)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(nèi)形成的單縫不能相連，這會造成2個(gè)方面的問題：一是單射孔段進(jìn)液指數(shù)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(jì)縫高過高容易造成支撐劑在裂縫內(nèi)沉降，鋪置不均勻，影響導(dǎo)流能力，進(jìn)而影響到改造井的長期穩(wěn)產(chǎn)。

1.3 壓裂液配置不適合長縫的形成

楊稅務(wù)潛山區(qū)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(gè)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(yīng)力 90～120 MPa，造成儲層改造施工壓力高，施工排量受限，同時(shí)高閉合壓力造成壓后產(chǎn)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(xiàn)有壓裂液體系配置存在明顯的不足：一是進(jìn)液指數(shù)總體規(guī)模偏小，造成縫長較短，改造體積較小，不利于壓裂后的高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)；二是現(xiàn)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(xù)酸液的注入無法增加有效縫長，同時(shí)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(fēng)險(xiǎn)高；三是在裂縫導(dǎo)流能力保持方面，僅僅依靠酸液刻蝕形成的裂縫導(dǎo)流能力在高閉合應(yīng)力條件下降低明顯［7］，影響壓后的長期穩(wěn)產(chǎn)，需要通過液體和工藝的優(yōu)化實(shí)現(xiàn)壓后的高產(chǎn)和長期穩(wěn)產(chǎn)。

1.4 套管壓裂工藝風(fēng)險(xiǎn)大

近年來，體積壓裂技術(shù)廣泛應(yīng)用于致密油氣、頁巖油氣儲層改造，使得非常規(guī)油氣儲層得到有效開發(fā)。實(shí)現(xiàn)楊稅務(wù)潛山奧陶系碳酸鹽巖儲層增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的有效手段是采取大規(guī)模體積壓裂模式。借鑒頁巖氣等致密性儲層改造經(jīng)驗(yàn)［8-9］，選擇套管壓裂。然而，采用光套管注入實(shí)施體積壓裂過程中，存在套管變形失效風(fēng)險(xiǎn)，給井筒的完整性帶來極大隱患。

楊稅務(wù)潛山儲層埋藏深，物性差，溫度高，地應(yīng)力高，施工壓力高，且現(xiàn)有技術(shù)條件下超高溫、長封固段、小間隙的固井質(zhì)量難以保證。高強(qiáng)度壓裂使得套管承受較高的壓力載荷，管外水泥環(huán)極易變形，同時(shí)因不是氣密封套管，發(fā)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(shù)的設(shè)計(jì)

2.1 減少儲層改造厚度提高壓裂進(jìn)液指數(shù)

總結(jié)前期射孔經(jīng)驗(yàn)，通過統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)合測井、錄井等資料，采用Fracpro軟件模擬的方式，優(yōu)化射孔厚度和射孔方式。在射孔方式方面，變多段連續(xù)射孔實(shí)現(xiàn)縱向多層動(dòng)用為單段集中射孔深度改造優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)。在射孔厚度優(yōu)化方面，將原來射孔厚度29.6～47.4 m，改變?yōu)橐淮芜B續(xù)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(shí)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(yīng)力下裂縫導(dǎo)流能力的保持。

2.2 優(yōu)化壓裂液配置提高縫網(wǎng)支撐力度

2.2.1 滑溜水體系評價(jià)及優(yōu)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(shí)間為30 s。室內(nèi)在5～14 m/s線流速下(其中14 m/s對應(yīng)?139.7 mm套管9 m3/min排量)滑溜水降阻率都在73%～75%，現(xiàn)場計(jì)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(jià)及優(yōu)選

經(jīng)大規(guī)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(xù)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(shí)測試了破膠后壓裂液體系的殘?jiān)?，殘?jiān)績H27 mg/L，對儲層滲透性傷害很小。

2.2.3 酸液體系評價(jià)及優(yōu)選

對于深井碳酸鹽巖儲層，國內(nèi)外逐步形成以通過控制酸液濾失和降低酸巖反應(yīng)速率實(shí)現(xiàn)深穿透的深度酸壓為主體的各種酸壓改造技術(shù)。針對楊稅務(wù)潛山區(qū)塊低摩阻、耐高溫、控制酸巖反應(yīng)速度等需求，優(yōu)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(xù)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(lián)酸(+0.8%交聯(lián)劑)、清潔酸(+5%表面活性劑)3種酸液酸巖反應(yīng)速率，稠化酸的反應(yīng)速率約是交聯(lián)酸的1.8倍，是清潔酸的3.1倍；交聯(lián)酸的反應(yīng)速率約是清潔酸的1.74倍。從酸液的反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程和反應(yīng)速度等參數(shù)評價(jià)對比看，清潔酸的反應(yīng)速度和反應(yīng)活化能等均有利于降低酸在高溫下與巖石的反應(yīng)速度。

2.3 優(yōu)化施工工藝提高儲層改造效率

2.3.1 壓裂工藝

楊稅務(wù)潛山區(qū)塊天然裂縫發(fā)育，改造的目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)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(nèi)全三維水力壓裂大物模實(shí)驗(yàn)證實(shí)：采用低黏滑溜水、提高縫內(nèi)凈壓力可實(shí)現(xiàn)天然裂縫的激活；采用低黏酸液溶蝕有利于蚓孔的產(chǎn)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(chǔ)上，再大排量注入低黏清潔酸，構(gòu)建“水力縫網(wǎng)+酸蝕蚓孔”相結(jié)合的裂縫網(wǎng)絡(luò)［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(shí)現(xiàn)。

2.3.2 裂縫導(dǎo)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(yīng)力比主裂縫更高，導(dǎo)流能力保持難度更大。

碳酸鹽巖儲層天然裂縫導(dǎo)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(dòng)通道，而導(dǎo)流能力的保持主要依靠溶蝕通道形成后產(chǎn)生橋墩狀支撐來實(shí)現(xiàn)。酸蝕蚓孔形成后滲透率達(dá)10 μm2，且滲透率在圍壓5～50 MPa范圍內(nèi)僅降低30%，說明橋墩狀支撐點(diǎn)的形成有利于長時(shí)間保持天然裂縫流動(dòng)能力，有利于改造后的長期穩(wěn)產(chǎn)。

人工主裂縫導(dǎo)流能力主要依靠酸液對裂縫面的非均勻刻蝕來實(shí)現(xiàn)。本區(qū)塊儲層礦物以灰?guī)r為主，白云巖含量變化較大，礦物分布非均質(zhì)性較強(qiáng)，物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，酸液對裂縫面刻蝕后裂縫面以點(diǎn)狀支撐為主，導(dǎo)流能力保持難度較大，特別是近井筒區(qū)域大量酸液對裂縫面強(qiáng)度弱化使得導(dǎo)流能力保持難度更大。因此，近井筒區(qū)域采用酸刻蝕與支撐劑復(fù)合支撐模式(先酸壓，后期進(jìn)行凍膠加砂保持縫口裂縫導(dǎo)流能力)。導(dǎo)流能力測試結(jié)果表明，在閉合應(yīng)力低于30 MPa時(shí)酸蝕裂縫導(dǎo)流能力高于支撐裂縫，閉合應(yīng)力大于30 MPa時(shí)支撐裂縫導(dǎo)流能力及其保持能力都遠(yuǎn)高于酸蝕裂縫，有利于實(shí)現(xiàn)壓后的高產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)。

2.4 優(yōu)化管柱工藝降低后期生產(chǎn)事故

為有效保護(hù)套管完整性，降低壓裂過程事故風(fēng)險(xiǎn)，優(yōu)化了油管壓裂管柱設(shè)計(jì)，對油管進(jìn)行了抗拉強(qiáng)度、抗壓強(qiáng)度、應(yīng)力強(qiáng)度等校核，得出系統(tǒng)綜合安全系數(shù)。進(jìn)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(shí)，根據(jù)管柱力學(xué)理論和酸壓完井管柱結(jié)構(gòu)，得到不同改造排量和泵壓壓裂時(shí)管柱應(yīng)力及安全系數(shù)數(shù)值。最終得到相應(yīng)排量下，壓裂管柱的強(qiáng)度安全系數(shù)(表1)。

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

根據(jù)完井井身結(jié)構(gòu)及酸壓施工需求，管柱優(yōu)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(nèi)，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(nèi)，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(wù)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(yīng)用實(shí)例

上述技術(shù)在冀中坳陷楊稅務(wù)潛山應(yīng)用2口井，均取得好的改造效果。以AT401x井為例，通過儲層精細(xì)刻畫，改變了以往射孔厚度過大的習(xí)慣作法，將施工井段集中在5 462～5 470 m。儲層抗壓強(qiáng)度高，裂縫開度窄，施工難度大，優(yōu)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(fù)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(chuàng)冀中地區(qū)最高施工壓力紀(jì)錄。壓后?14 mm油嘴放噴，油壓 23.72 MPa，日產(chǎn)氣52.54萬 m3，日產(chǎn)油12.96 m3，無阻流量日產(chǎn)氣169.89萬 m3，截至2020年5月，累計(jì)產(chǎn)氣2 022萬 m3，累計(jì)產(chǎn)油3 317 t，實(shí)現(xiàn)了冀中坳陷廊固凹陷奧陶系超高溫儲層高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的目標(biāo)。

4 結(jié)論

（1）楊稅務(wù)潛山儲層具有埋藏深、物性差、溫度高、儲層天然裂縫較發(fā)育、地應(yīng)力高、施工壓力高，非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點(diǎn)，儲層改造效果沒有達(dá)到預(yù)期的主要因素包括工程設(shè)計(jì)、射孔參數(shù)選擇、壓裂液體系、壓裂工藝方式等。

（2）改善楊稅務(wù)潛山油藏儲層改造效果的措施主要是結(jié)合儲層特點(diǎn)進(jìn)行針對性的工程設(shè)計(jì)，包括減少儲層改造厚度提高壓裂進(jìn)液指數(shù)、優(yōu)化壓裂液配置提高縫網(wǎng)支撐力度、優(yōu)化施工工藝提高儲層改造效率、優(yōu)化管柱工藝降低后期生產(chǎn)事故等?，F(xiàn)場2口井的應(yīng)用結(jié)果表明，上述技術(shù)具有較好的實(shí)用性，保障了冀中坳陷廊固凹陷奧陶系超高溫儲層高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。