李新勇，李 驍，趙 兵，王 琨，茍 波

（1.中國石化縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，新疆烏魯木齊 830011；2.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都 610500）

順北油田順托果勒低隆起以走滑斷裂體系為主，沿走滑斷裂發(fā)育大量非暴露巖溶縫洞型儲層，此類由斷裂帶控制的油氣儲層簡稱為斷溶體儲層[1-3]。S 井是位于順托果勒低隆起順北Ⅳ號斷裂帶奧陶系一間房組—鷹山組的一口重點風險探井，采用裸眼完井，完鉆井深8 270.00 m，未直接鉆遇斷溶體。改造裸眼段井徑120.7 mm，段長達493.00 m。目前國內(nèi)碳酸鹽巖儲層溫度普遍為120～160 ℃、井深4 000.00～7 000.00 m，主要采用深度酸壓工藝進行儲層改造[4-6]。通過深度酸壓造縫，利用強導流能力的酸壓長裂縫深度溝通多個斷溶儲集體、改善斷裂帶內(nèi)儲層連通性，是此類儲層實現(xiàn)建產(chǎn)、增產(chǎn)的關鍵[7-9]。但S 井斷溶體儲層埋深更深（8 270.00 m）、溫度更高（182 ℃）、井筒條件更復雜、目標地質(zhì)體刻畫不清晰，深度酸壓改造面臨巨大挑戰(zhàn)和風險，主要表現(xiàn)為儲層難以壓開、目標體精準改造難度大和遠距離高導流酸壓裂縫形成難度大，導致儲層酸壓改造后產(chǎn)量低且遞減快，難以實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。為此，筆者在深入剖析儲層地質(zhì)特征、井筒條件和酸壓改造技術難點的基礎上，以長效連通斷溶儲集體、改善斷裂帶內(nèi)連通性為目標，進行了管柱優(yōu)化、工作液體系優(yōu)選和酸壓規(guī)模優(yōu)化等方面技術研究，形成了S 井大型酸壓方案，S 井順利完成了酸壓施工，取得了較好的增產(chǎn)效果。

1 儲層地質(zhì)特征

S 井鄰近主要發(fā)育F2、F3-1 號斷裂及1 套強反射儲集體，但與目的層段井眼距離較遠，距F3-1 號斷裂370～390 m，距F2 號斷裂50～150 m，距強反射儲集體180 m，鉆井過程中未鉆遇斷裂帶和有利儲集體，目的層電阻率限幅特征明顯，巖性較致密。一間房組7 841.00～7 868.50 m 井段為相對有利儲層段，7 841.00～7 842.00 m 井段為Ⅱ類儲層，僅發(fā)育單條或數(shù)條中高角度裂縫；7 844.00～7 868.50 m井段為Ⅲ類儲層，伴有一定天然縫，但主要以誘導縫為主；鷹山組8 000.00～8 100.00 m 和8 200.00～8 270.00 m 井段有微小裂縫發(fā)育。儲層裂縫發(fā)育程度較低，吸液能力有限[10-11]。7 777.00～7 900.00 m井段井眼不規(guī)則，無法判定主地應力方向；8 020.00～8 070.00 m 與8 147.00～8 174.00 m 井段的最大主應力方向為北西-南東向（見圖1）。由于采用井眼崩落法預測最大水平主應力方向存在多解性[12-13]，酸壓裂縫能否溝通斷溶體存在不確定性。同時，由于井斜角較大（18°）、井眼尺寸較小，存在鉆具壓迫一側井壁形成橢圓井眼的可能。

圖1 裂縫延伸方向與有利儲集體展布方向相對位置Fig.1 Relative orientation of the fracture extension direction and favorable reservoir distribution direction

2 酸壓改造技術難點

S 井未直接鉆遇斷裂帶和有利儲集體，完鉆后無自然產(chǎn)能。通過酸壓改造形成高導流長裂縫，實現(xiàn)溝通斷裂帶或有利儲集體是該井建產(chǎn)的核心技術，也是目前工程地質(zhì)條件下較為經(jīng)濟可行的技術手段。但該井工程地質(zhì)特征和井筒條件復雜，酸壓改造面臨如下技術難點：

1）地層破裂壓力高，采用常規(guī)壓裂液體系難以直接壓開地層和提升排量。儲層深，裸眼段巖性致密，儲層長時間（儲層段鉆井周期達172 d）受高密度鉆井液（大于1.80 kg/L）浸泡、污染，吸液能力極低，導致破裂壓力超高。測試壓裂采用密度1.32 kg/L的鹽水，最高排量2.0 m3/min，近井地層破裂，按照井口最高壓力96 MPa 計算地層破裂壓力為183 MPa，破裂壓力梯度為0.023 MPa/m。主體酸壓過程中，密度1.0 kg/L 的常規(guī)壓裂液以2.0 m3/min 排量注入，井口壓力達122 MPa，超過井口限壓。

2）長裸眼段分段改造受限，目標體精準改造難度大。目標層油氣儲集體空間展布與應力場的匹配關系認識不清，造成酸壓裂縫溝通方向、距離不明確；裸眼段長達493.00 m，存在多點進液、多點起裂的可能，會影響造長縫的效率，無法溝通遠距離斷溶體；受井筒條件復雜、部分套管磨損嚴重、地質(zhì)條件嚴苛和施工風險較高等因素影響，現(xiàn)有機械分段酸壓、連續(xù)油管水力噴射分段酸壓等“硬分層”酸壓技術[14-15]，以及纖維+顆粒復合暫堵轉(zhuǎn)向“軟分層”酸壓技術[16-17]均無法有效實施。

3）遠距離高導流裂縫造縫難度大。S 井儲層埋藏深，破裂壓力高，難以壓開，裂縫延伸壓力大。同時，套管長期磨損，壁面承壓受限，大排量注液將增加井底與環(huán)空壓差，封隔器存在解封風險。受儲層溫度超高與裂縫較窄的雙重影響，酸巖反應速率快，酸液有效作用距離短。儲層埋藏深，閉合壓力較高，高閉合壓力下導流能力低且保持困難，難以實現(xiàn)酸壓裂縫長期有效溝通。此外，高溫壓裂液、酸液等工作液也需要具有較好的耐溫性能。

3 大型酸壓方案設計

3.1 酸壓技術對策

針對上述技術難點，在現(xiàn)有工程技術條件下，為實現(xiàn)S 井安全高效酸壓，制定了如下措施：

1）壓開儲層，建立施工排量。首先低排量注入滑溜水，將高密度完井液擠入地層，降低井筒溫度，防止酸液在高溫下對施工管柱的快速腐蝕，保障施工安全；隨后采用酸損傷技術[18-19]，注入低黏酸液，溶蝕近井鉆井液污染帶，增加地層吸液能力，降低破裂壓力；待排量充分建立后，依次注入加重壓裂液、超高溫壓裂液，壓開地層造長縫。

2）集中改造有利儲層段，提高液體造長縫效率。儲層最大水平主應力方向為北西-南東向，與有利儲集體展布方向基本匹配，具備精準溝通儲集體的可行性（見圖1）。為克服酸壓溝通儲集體的不確定性，縮短改造井段，集中高強度改造有利井段。采用水泥回填，封堵下部7 950.00～8 270.00 m井段，對上部7 777.00～7 950.00 m 井段（裸眼段縮短至173.00 m）進行大規(guī)模、大排量酸壓改造，確保有利儲層段（7 841.00～7 868.5.00m）集中進液造長縫，提高液體造縫效率。

3）優(yōu)化液體性能、組合及規(guī)模，最大化溝通遠井儲集體。優(yōu)選順北區(qū)塊成熟耐高溫酸液、壓裂液體系，保證施工安全有效。造縫階段采用加重壓裂液+壓裂液+滑溜水的前置液組合，加重壓裂液有利于提升施工排量，壓裂液、滑溜水可降溫、降濾，有利于形成深穿透水力裂縫，溝通儲集體。酸刻蝕階段采用壓裂液+交聯(lián)酸、壓裂液+自生酸+交聯(lián)酸基液兩級組合注入模式，利用壓裂液降濾，增加酸液有效作用距離，改善酸蝕裂縫導流能力；自生酸具有隨溫度升高生酸的特性，可疏通位于裂縫遠端的斷溶體內(nèi)部縫洞網(wǎng)絡，改善流體在斷溶體內(nèi)部的滲流能力，最終形成連接井筒和儲集體的高導流通道。利用現(xiàn)有酸壓模型，基于液體性能、溝通目標距離優(yōu)化注液規(guī)模，充分發(fā)揮液體性能。

3.2 酸壓設計

3.2.1 超高溫工作液體系

3.2.1.1 超高溫壓裂液體系

壓開地層時，考慮前期滑溜水和酸液對地層的降溫效應，優(yōu)選耐160 ℃加重壓裂液體系，其配方為0.55% 超級胍膠BFC-10+0.30%pH 調(diào)節(jié)劑+0.50%硫代硫酸鈉+0.50%高溫助排劑BZP-3+0.50%破乳劑BZP-07+0.40%交聯(lián)劑GC-18+14.00%NaCl。加重壓裂液密度1.10 kg/L，在160 ℃、170 s-1條件下剪切140 min 后，黏度保持在100 mPa·s 以上（見圖2）；在酸化后的低黏酸（密度1.00 kg/L）中注入加重壓裂液，密度差異可引起靜液柱壓力差異，預計施工壓力可降低7.8 MPa。

圖2 不同壓裂液的流變性能Fig.2 Rheological properties of different fracturing fluids

裂縫延伸時，考慮深部地層溫度仍高達182 ℃，優(yōu)選溫控交聯(lián)聚合物壓裂液體系，延長壓裂液在井筒中的交聯(lián)時間，降低泵送難度，其配方為0.6%聚合物稠化劑BFC-200+1.0%高溫助排劑BZP-3+0.5%高溫破乳劑BZP-07+1.2% 耐溫增強劑JX-HT+0.25%破膠劑NOB-100+1.2%交聯(lián)劑JX-JL-1。流變測試結果表明，180 ℃、170 s-1條件下剪切140 min，壓裂液體系交聯(lián)前黏度保持在40～50 mPa·s，溫度達80～90 ℃后開始交聯(lián)，交聯(lián)后黏度保持在50～130 mPa·s，滿足高溫造縫要求（見圖2）。

3.2.1.2 超高溫交聯(lián)酸體系

選用耐超高溫交聯(lián)酸體系，其配方為20%HCl+0.8%稠化劑ECA-1+3.2%緩蝕劑EEH-180+0.8%緩蝕增效劑EEH-ZX+1.0%鐵離子穩(wěn)定劑EET+1.0%破乳劑EEP+交聯(lián)劑ECC-180（交聯(lián)比為100∶2）+0.02%破膠劑EAB。加入交聯(lián)劑后52 s交聯(lián)完成，基液黏度63 mPa·s，延遲交聯(lián)性能好，利于泵送；160 ℃、170 s-1條件下剪切70 min，酸液體系最低黏度為53 mPa·s，耐溫耐剪切性能較好（見圖3）；采用P110（S）鋼片，測定160 ℃、60 r/min條件下酸液體系4 h 的平均動態(tài)腐蝕速率為13.62 g/（m2·h），鋼片上僅有細小點蝕，可確保酸壓過程中的管柱安全。

圖3 交聯(lián)酸體系的流變性能Fig.3 Rheological property of the crosslinking acid system

3.2.1.3 緩速自生酸體系

為改造裂縫遠端斷溶儲集體，選擇了生酸及緩速性能較好的自生酸體系，其配方為49.25%A 劑+49.25%B 劑+0.5% 高溫緩蝕劑+0.5% 鐵離子穩(wěn)定劑+0.5%破乳劑。試驗結果表明，酸濃度隨溫度升高逐漸增加，最高可達15%（見圖4）；4 種酸液體系經(jīng)長時間酸巖反應后，120～240 min 內(nèi)自生酸體系的酸濃度較高，有利于裂縫遠端儲層的溶蝕改造（見圖5）。

圖4 不同反應時間下自生酸濃度和反應溫度的關系Fig.4 Relation of concentration of autogenous acid and reaction temperature at different reaction times

圖5 酸巖反應過程中酸濃度和反應時間的關系Fig.5 Relation of acid concentration and reaction time during acid rock reaction

3.2.2 酸壓規(guī)模

結合現(xiàn)有壓裂軟件和酸壓模型[20]，模擬不同酸壓規(guī)模下的酸壓裂縫長度，推薦酸壓規(guī)模。

采用軟件模擬不同注液排量、總注液規(guī)模對酸壓動態(tài)裂縫長度的影響。模擬結果表明，3 種注液排量下，隨液體規(guī)模增加，酸壓動態(tài)裂縫縫長均有一定程度增加，液量大于3 000 m3時，裂縫長度增長幅度減小，推薦總注液規(guī)模3 000～3 500 m3。同時，注液規(guī)模不變，排量提升，酸壓裂縫長度明顯增加。因此，在考慮施工限壓條件下，最大化提升注液排量，有利于裂縫延伸溝通遠距離斷溶體（見圖6）。

圖6 不同注酸排量下動態(tài)縫長與注液量的關系Fig.6 Relation of dynamic fracture length and injection volume under different injection rates

S 井所處儲層溫度高達180 ℃，需采取合適的降溫措施，延緩酸巖反應速率，考慮酸巖反應對裂縫溫度影響，模擬裂縫溫度場[21]，分析前置液降溫效果，推薦前置液規(guī)模（見圖7）。當注液規(guī)模大于1 000 m3后，前置液對裂縫的降溫效果逐漸減緩，因此，推薦前置液規(guī)模1 000～1 200 m3。

圖7 前置液規(guī)模對裂縫溫度場的影響Fig.7 Influence of pad fluid scale on temperature field of fracture

為形成高導流能力的長縫，交替注入壓裂液、交聯(lián)酸及自生酸，采用酸壓模型模擬酸液有效作用距離，根據(jù)模擬結果推薦3 種液體的規(guī)模。交聯(lián)酸總規(guī)模達800 m3以后，酸液有效作用距離增長放緩，推薦交聯(lián)酸注酸規(guī)模為800～1 000 m3（見圖8）。借鑒順北1、5 號斷裂酸壓改造經(jīng)驗，以體積比1∶1二級交替注入壓裂液與交聯(lián)酸，壓裂液規(guī)模為800～1 000 m3。自生酸對酸液有效作用距離提升有一定作用，自生酸規(guī)模大于200 m3后，酸液有效作用距離超過150 m，且增加速度逐漸放緩，因此，建議自生酸規(guī)模200～400 m3（見圖9）。

圖8 交聯(lián)酸規(guī)模對酸液有效作用距離的影響Fig.8 Influence of crosslinking acid scale on effective distance of acid

圖9 自生酸規(guī)模對酸液有效作用距離的影響Fig.9 Influence of autogenous acid scale on effective distance of acid

4 現(xiàn)場應用效果

S 井采用根據(jù)上述酸壓方案設計的參數(shù)進行大型酸壓施工，施工排量0.5～8.0 m3/min，施工壓力27.7～119.8 MPa，累計注入液量3 070 m3（其中滑溜水1 000 m3、壓裂液700 m3、加重壓裂液300 m3、交聯(lián)酸830 m3、自生酸240 m3），停泵60 min，停泵壓力82～78 MPa。大型酸壓施工順利實施，刷新了順北特深井大型酸壓改造紀錄。結合施工全過程壓力曲線，分析酸壓實施效果（見圖10）。

圖10 S 井大型酸壓施工曲線Fig.10 Fracturing curve for large-scale acid fracturing of Well S

1）淺下管柱施工壓力顯著降低。實際淺下油管長度為6 900 m，比常規(guī)方式下入油管長度短770 m。5000～6900 m 井段采用了φ88.9 mm 油管，計算該油管柱在3～10 m3/min 施工排量下的摩阻降低幅度，結果見表1。由表1可看出，采用淺下管柱摩阻降低2.4～11.5 MPa，且大排量注液條件下，淺下管柱降低摩阻的效果更為顯著。

表1 不同注壓裂液排量下淺下管柱摩阻減小值Table 1 Friction reduction of shallow pipe string under different fracturing fluid injection rates

2）加重壓裂液降低施工壓力效果明顯。加重壓裂液可通過增大密度提高井筒液柱壓力，在相同注液排量下，注加重壓裂液時的井口壓力與注聚合物壓裂液相比低了7.8 MPa，降低了7%，降壓力效果明顯。

3）交聯(lián)酸溶蝕儲層，有效降低了施工壓力。施工初期泵入低黏交聯(lián)酸基液，施工壓力由114 MPa降至92 MPa，吸酸壓力梯度由0.0219 MPa/m 降至0.0190 MPa/m，表明酸損傷后地層吸液能力明顯改善；此后施工排量維持在5.5～8.0 m3/min，排量提升效果明顯；后續(xù)大排量注入工作液，施工壓力維持在120 MPa 限壓以內(nèi)，裂縫逐漸延伸；2 次交聯(lián)酸的注入均降低了施工壓力，裂縫導流能力得到明顯改善。

4）自生酸溶蝕儲層，實現(xiàn)遠端儲層溝通。正擠自生酸階段，首先以6 m3/min 排量頂替前階段聚合物壓裂液進入地層，10 min 后自生酸開始接觸地層；隨后自生酸排量降低至5.5 m3/min，穩(wěn)定排量注入8 min。18 min 內(nèi)施工壓力由110 MPa 增至116.4 MPa，自生酸推動壓裂液延伸裂縫，此階段自生酸反應能力較弱。自生酸與碳酸鹽巖反應時間越長、反應溫度越高，其酸濃度越高。以5.5 m3/min 排量繼續(xù)注入26 min 后，由于自生酸具備了較強反應能力，巖石力學強度隨之降低，施工壓力降低13.7 MPa，促進了有利儲集體的溝通，說明自生酸具有延遲反應功能，能夠溶蝕并溝通遠端儲層。

5 結論與建議

1）針對S 井超深超高溫斷溶體儲層大型酸壓技術難點，以“回填井段集中改造+酸損傷降破+管柱淺下+加重壓裂液組合提排量+前置液造縫+交替注入造高導流裂縫+自生酸疏通遠端斷溶體”為核心思路的復合酸壓技術，可遠距離溝通斷溶體儲層，并建立穩(wěn)定導流能力。

2）S 井斷溶體儲層大型酸壓的順利實施，為順北區(qū)塊斷溶體儲層大型酸壓積累了經(jīng)驗，但改造井段有待進一步縮短，以提高液體造長縫效率。

3）超深斷溶體儲層空間展布與地應力方向認識尚未明確，應進一步研究并精細刻畫目標地質(zhì)體與地應力空間展布、井筒質(zhì)量、酸壓規(guī)模、施工參數(shù)和酸壓材料等的匹配關系，實現(xiàn)有利儲集體的精準、高效靶向改造。