杜連龍，周寶鎖，張興華，陳光峰，王雪飛

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)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(fā)現(xiàn)，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(zhì)性嚴重等特點。常規(guī)DST測試普遍無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)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(chǎn)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(zhì)酸化、酸壓?；|(zhì)酸化對于解除近井地帶污染效果明顯，但對于非均質(zhì)性較強的碳酸鹽儲層，基質(zhì)酸化難以溝通儲層遠端縫洞，作用有限。渤海發(fā)現(xiàn)的深層碳酸鹽巖儲層以不均質(zhì)的縫孔為主，想要溝通遠端縫洞，只能采用酸壓技術(shù)。

酸壓是在大于地層破裂壓力時將酸液注入地層，在目標(biāo)地層形成人工裂縫，并溝通儲層裂縫帶達到增產(chǎn)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(zhì)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(fā)現(xiàn)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(dǎo)致酸壓施工壓力高，對酸壓設(shè)備、井口設(shè)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(yù)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(shè)備極限，難以實現(xiàn)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(yīng)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(zhàn)。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(dǎo)致酸巖反應(yīng)快，易使近井地層酸蝕嚴重，導(dǎo)致井壁坍塌，難以實現(xiàn)深度酸化；同時高溫環(huán)境下酸液對管柱及套管腐蝕加快，管柱安全性受到挑戰(zhàn)。研究結(jié)果表明隨著溫度的增加，酸巖反應(yīng)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(chǎn)的目的。海上探井需兼顧儲層改造與開關(guān)井測試，測試設(shè)備、酸壓設(shè)備、酸液罐均較多，受限于海上鉆井平臺空間及設(shè)備能力，酸壓規(guī)模嚴重受限；常規(guī)測試管柱無法滿足酸壓要求，若單獨下酸壓管柱施工，作業(yè)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(yè)，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(dǎo)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(shè)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(yōu)選、配置和組合后，設(shè)計了深層酸壓測試一體化管柱，不但實現(xiàn)確保管柱密封、負壓誘噴及多次開關(guān)井錄取資料的要求，而且降低成本、提高時效。管柱結(jié)構(gòu)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(huán)閥+鉆鋌+循環(huán)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(yè)需求。

(2)在常規(guī)測試管柱增加試壓閥，實現(xiàn)下鉆期間對管柱試壓，保障酸壓作業(yè)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(huán)，替誘噴液墊，實現(xiàn)負壓誘噴，代替連續(xù)油管掏空管柱造負壓，大大節(jié)約作業(yè)時效。試壓閥和替液閥的操作是環(huán)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(shù)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(yōu)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(dǎo)致酸巖反應(yīng)快，易使近井地層酸蝕嚴重，難以實現(xiàn)深度酸化。根據(jù)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(yīng)溫和、低腐蝕性、綠色環(huán)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(huán)境下反應(yīng)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(xiàn)地層降溫，又能對地層壓裂造縫，實現(xiàn)深部解堵，為酸液進入地層創(chuàng)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(jié)省甲板面積占用，一定程度上增大酸壓規(guī)模，有利于酸壓改造效果。

2.2.2 緩蝕降阻絡(luò)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(luò)合酸體系，鹽酸體系中加入絡(luò)合劑，絡(luò)合劑能夠溶解巖石組分中的金屬鹽，如：Ca2+、Fe3+等，實驗表明絡(luò)合劑能夠抑制70%的金屬鹽沉淀。其原理是絡(luò)合劑能與金屬原子或離子發(fā)生配位作用，生成具有環(huán)狀結(jié)構(gòu)配體物質(zhì)的絡(luò)合物，絡(luò)合物呈現(xiàn)環(huán)狀或者籠狀結(jié)構(gòu)，非常穩(wěn)定，不易被酸堿破壞，具有較好的溶解能力[5]，不會對地層產(chǎn)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(yè)標(biāo)準(zhǔn)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(yōu)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(shù)既能較好地提高酸蝕裂縫有效作用距離，能實現(xiàn)深度改造，可以實現(xiàn)長時間生產(chǎn)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(yè)設(shè)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(chǎn)，改造范圍也無需太大。結(jié)合海上探井高溫深層碳酸鹽巖酸壓改造特點與難點，優(yōu)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(yīng)速率，為酸液進入地層創(chuàng)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(fù)雜網(wǎng)絡(luò)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(dǎo)流能力。

第三階段：使地層裂縫處于閉合狀態(tài)繼續(xù)泵注酸液和頂替液，酸液溶蝕裂縫壁面，產(chǎn)生溝槽，提高裂縫的導(dǎo)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(dāng)于對酸蝕裂縫進行閉合酸化，可以提高裂縫的導(dǎo)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(shè)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(guān)井，求取常規(guī)測試產(chǎn)量及開關(guān)井壓力數(shù)據(jù)，若不能自噴，則用連續(xù)油管氣舉助排。

(4)按照酸壓設(shè)計，進行酸壓流程試壓、配置酸液等準(zhǔn)備工作。

(5)按照設(shè)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(xù)油管氣舉助排。

(7)求取酸壓后的測試產(chǎn)量數(shù)據(jù)及開關(guān)井壓力數(shù)據(jù)，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(yè)。

4 酸壓效果分析

采用酸壓測試一體化管柱、非酸解堵+絡(luò)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(yīng)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(chǎn)量及測試壓降分析

本井在酸壓前進行了常規(guī)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(chǎn)，產(chǎn)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(chǎn)量增長有限，結(jié)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(chǎn)量是酸壓前的3.4倍，直接證明，酸壓改善了儲層的導(dǎo)流能力，提高了本井的產(chǎn)量。

表1 KT21井求產(chǎn)數(shù)據(jù)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(guān)井的試井曲線可以看出，井儲階段出現(xiàn)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(zhì)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(shù)21.02，表明儲層存在污染。酸壓求產(chǎn)后由于關(guān)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(guān)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(fā)生了明顯變化，酸壓后試井曲線出現(xiàn)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(xiàn)了“酸蝕裂縫”，儲層物性變好。

圖2 酸壓前關(guān)井雙對數(shù)曲線圖

圖3 酸壓后關(guān)井雙對數(shù)曲線圖

5 結(jié)語

根據(jù)海上探井深層碳酸鹽巖儲層改造的難點及特殊性，優(yōu)化設(shè)計了深層酸壓測試一體化管柱、非酸解堵+絡(luò)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(shù)，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(chǎn)量數(shù)據(jù)及試井解釋分析，均證實該技術(shù)有效提高儲層的導(dǎo)流能力和油氣測試產(chǎn)量，實現(xiàn)了該類油氣藏的評價目的，同時為后續(xù)該類油氣藏開發(fā)提供可靠的技術(shù)支持。