裸眼分段精細(xì)酸化技術(shù)在雙魚石區(qū)塊的應(yīng)用

曾憲舉

中國石油西南油氣田分公司 工程技術(shù)研究院（四川 成都 610617）

1 雙魚石區(qū)塊構(gòu)造及地層介紹

雙魚石構(gòu)造帶位于棲霞組頂界⑩號(hào)斷裂以南。該構(gòu)造帶棲霞組頂界形成多個(gè)褶皺斷高構(gòu)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(gòu)造高點(diǎn)位于西廟場(chǎng)與北廟場(chǎng)之間，由兩條相向逆斷層切割抬升形成，由東西兩個(gè)高點(diǎn)構(gòu)成，發(fā)育于下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組飛四段底界～下二疊統(tǒng)底界各構(gòu)造層，軸向?yàn)榻睎|向。

棲霞組為雙魚石潛伏構(gòu)造主產(chǎn)層。該組儲(chǔ)層主要見于棲霞組中上部，發(fā)育于早二疊世一次重要的成灘期，大多經(jīng)白云巖化作用改造，具有良好的儲(chǔ)滲條件。通過野外露頭及實(shí)鉆證實(shí)，雙魚石地區(qū)棲霞組主要的儲(chǔ)集巖類為晶粒白云巖和殘余砂屑白云巖，主要的儲(chǔ)集空間為晶間孔、晶間溶孔，發(fā)育溶孔和裂縫，棲霞組儲(chǔ)層總體上為低孔低滲特征，局部存在高孔滲儲(chǔ)層。根據(jù)棲霞組儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)和單井測(cè)井解釋成果，以及對(duì)區(qū)內(nèi)探井的各類別儲(chǔ)層的分類評(píng)價(jià)研究，雙魚石地區(qū)棲霞組儲(chǔ)層發(fā)育，主要發(fā)育Ⅲ類儲(chǔ)層[2-3]。

綜合微觀、宏觀、靜態(tài)、動(dòng)態(tài)等資料分析，雙魚石棲霞組氣藏以孔隙型為主，發(fā)育有微裂縫、宏觀裂縫，在改善儲(chǔ)層滲流能力方面起到重要作用，溶洞是儲(chǔ)集能力的重要補(bǔ)充。

2 技術(shù)介紹

套管下至生產(chǎn)層頂部進(jìn)行固井而生產(chǎn)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(huán)的防護(hù)，這種完井方式對(duì)地層有一定的要求，要求地層巖性必須完整、井眼不易發(fā)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(jié)比較好的層段。根據(jù)鉆開產(chǎn)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(shù)套管進(jìn)行固井再鉆至目的層，后期裸眼完井則相反，目前川渝地區(qū)主要采用先期裸眼完井技術(shù)[4]。

鉆井過程中發(fā)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(huì)使得地層中黏土成分發(fā)生膨脹，這些因素會(huì)降低井眼附近的滲透率并影響油氣井產(chǎn)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(chǔ)層改造技術(shù)對(duì)油氣層進(jìn)行改造，裸眼分段精細(xì)酸化技術(shù)是高磨地區(qū)應(yīng)用較多的一種儲(chǔ)層改造工藝技術(shù)。

鉆至設(shè)計(jì)井深后進(jìn)行模擬通井并調(diào)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(yàn)封合格。裸眼分段精細(xì)酸化技術(shù)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(gè)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(lián)通通道，懸掛封隔器坐封在上部套管內(nèi)部用來保護(hù)上部油層套管。常見的裸眼分段精細(xì)酸化管柱主體結(jié)構(gòu)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(jí)增大[6]。根據(jù)鉆井顯示及測(cè)井解釋結(jié)果，選擇裸眼酸化段并確定裸眼封隔器的數(shù)量及坐封位置，從而將整個(gè)裸眼段分割成若干個(gè)區(qū)間。根據(jù)各個(gè)小區(qū)間的地質(zhì)特征，通過力學(xué)計(jì)算和計(jì)算機(jī)軟件模擬，優(yōu)化各小段施工參數(shù)，達(dá)到最佳儲(chǔ)層改造效果。圖1 為裸眼分段精細(xì)酸化管柱結(jié)構(gòu)圖。

圖1 裸眼分段精細(xì)酸化管柱結(jié)構(gòu)圖

為了保證裸眼管柱能順利下至設(shè)計(jì)位置，鉆井結(jié)束后首先進(jìn)行模擬通井，做壓井液高溫靜止實(shí)驗(yàn)以滿足下酸化管柱對(duì)壓井液穩(wěn)定性要求。前期井筒準(zhǔn)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(shè)計(jì)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(huán)空驗(yàn)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(jìn)行環(huán)空驗(yàn)封，油管加壓打開壓差滑套。裸眼酸化管柱下完后進(jìn)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(dá)到設(shè)計(jì)要求后投球，開啟上面一段的投球滑套并密封下部層段，對(duì)第二段進(jìn)行酸化施工。重復(fù)上述過程，通過直徑不同的球?qū)崿F(xiàn)不同層段投球滑套的開啟，直至完成整個(gè)井段的酸化施工，開始進(jìn)入排液、測(cè)試階段[7]。

3 雙魚石區(qū)塊應(yīng)用裸眼分段精細(xì)酸化技術(shù)難點(diǎn)分析

1）儲(chǔ)層埋藏深，井深結(jié)構(gòu)復(fù)雜，井筒完整性問題多，井控風(fēng)險(xiǎn)高。雙魚石區(qū)塊主產(chǎn)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(jié)構(gòu)，油層套管采用懸掛加回接組合方式，且會(huì)采用不同規(guī)格型號(hào)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(fēng)險(xiǎn)。

2）儲(chǔ)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(shù)1.32 左右，地層壓力接近100 MPa，產(chǎn)層溫度高于150.0 ℃，對(duì)壓井液性能提出更為苛刻的沉降穩(wěn)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(fù)雜，而超過7 000.0 m的井深又增加了處理的難度。

3）儲(chǔ)層埋藏深，地層溫度高，對(duì)工具性能要求較高。150.0 ℃以上的高溫會(huì)對(duì)工具性能造成很大影響，比如工具的形變量會(huì)超標(biāo)、封隔器膠皮的硬化速度會(huì)更快、銷釘?shù)目辜羟行阅芤舶l(fā)生變化，高溫因素對(duì)于工具的配套選型構(gòu)成一大挑戰(zhàn)[8-9]。

4）儲(chǔ)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(chǔ)層溫度高，酸巖反應(yīng)速率快，有效作用距離短。

針對(duì)裸眼分段精細(xì)酸化技術(shù)在雙魚石區(qū)塊應(yīng)用的難度，西南油氣田分公司組織相關(guān)技術(shù)力量進(jìn)行項(xiàng)目攻關(guān)，形成了若干技術(shù)措施。針對(duì)深井固井問題，優(yōu)化水泥漿配方，采用精細(xì)控壓固井技術(shù)顯著提高了雙魚石區(qū)塊的油層套管固井質(zhì)量。針對(duì)溫度對(duì)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(nèi)高溫穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)合格方能進(jìn)行下步施工，在工具選型方面，一方面采購國外設(shè)備，另一方已組織相關(guān)力量開展配套技術(shù)攻關(guān)研究。針對(duì)水平段較長、儲(chǔ)層埋藏較深、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)問題，酸化設(shè)計(jì)單位通過實(shí)驗(yàn)?zāi)M提出了相應(yīng)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(duì)性，采用高溫膠凝酸體系達(dá)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(xué)示蹤劑評(píng)價(jià)各層段的產(chǎn)氣貢獻(xiàn)，為后續(xù)優(yōu)化施工參數(shù)提高依據(jù)。

4 技術(shù)應(yīng)用成果

雙魚X13*井是雙魚石區(qū)塊的一口滾動(dòng)評(píng)價(jià)井，試油層位棲霞組，采用裸眼封隔器+滑套分4段進(jìn)行酸化的裸眼分段精細(xì)酸化技術(shù)。要求壓井液在170 ℃下性能穩(wěn)定、均勻、地層溫度條件下靜止15 d內(nèi)無沉淀、流動(dòng)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(chǎn)層中部垂深7 484.70 m，井底溫度154.5 ℃，壓力系數(shù)1.32，預(yù)計(jì)地層壓力96.89 MPa，預(yù)計(jì)最大井口關(guān)井壓力73.44 MPa，10月下旬轉(zhuǎn)入試油。

經(jīng)過引流測(cè)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(xì)酸化管柱。首先用鉆桿送裸眼封隔器管串至設(shè)計(jì)井深，投坐封球，坐封懸掛封隔器并進(jìn)行環(huán)空驗(yàn)封合格，加壓打掉球座成功進(jìn)行丟手，全井筒替成清水，經(jīng)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(duì)回接筒進(jìn)行驗(yàn)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(xì)酸化管柱的下入。該酸化管柱包括4個(gè)裸眼封隔器、1 套懸掛封隔器和回插總成、3 個(gè)投球滑套和1個(gè)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(gè)小段。2019年11月底雙魚X13*井進(jìn)行1 400.0 m3膠凝酸酸化施工，并采用非放射性化學(xué)示蹤劑評(píng)價(jià)各層段的產(chǎn)氣貢獻(xiàn)，施工參數(shù)見表1。經(jīng)兩條裝有35 mm 孔板的臨界速度流量計(jì)測(cè)試管線進(jìn)行測(cè)試，獲得日產(chǎn)142.5×104m3的高產(chǎn)工業(yè)氣流，創(chuàng)下雙魚石構(gòu)造單井產(chǎn)量最高紀(jì)錄。

表1 雙魚X13*井酸化施工參數(shù)表

5 結(jié)束語

裸眼分段精細(xì)酸化工藝技術(shù)是一項(xiàng)集成度比較高、技術(shù)復(fù)雜度較大的儲(chǔ)層改造技術(shù)，能夠?qū)崿F(xiàn)在較長產(chǎn)層內(nèi)造縫，特別對(duì)非均質(zhì)性的儲(chǔ)層改造效果較好，能根據(jù)各段孔隙、溶洞、裂隙的具體發(fā)育程度采用不同的施工參數(shù)，并可以通過添加暫堵劑造復(fù)雜裂縫，提高酸化施工效果，是油氣田增儲(chǔ)上產(chǎn)的關(guān)鍵技術(shù)。