建南碳酸盐岩储层完井与酸压工艺适应性分析

高东伟，刘玥岚，刘 星

（1.中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430035；2.中国石化江汉油田分公司涪陵工区项目部，重庆 万州404020）

建南气田构造上位于四川盆地东缘的石柱复向斜中心，为保存完整的膝状背斜构造。建南构造上有两个高点，南高点位于J－15井一带，北高点在J－3井附近。构造轴线为北东方向，呈缓“S”型展布。气田内共有5套工业产层、4种气藏类型，其中飞三和长二为主力气藏，均为海相碳酸盐岩储层。

飞三、长二储层气藏品质低，物性差，具有“低压压力系数（0.6～0.8）MPa／100m、低孔（孔隙度1.5% ～2.8% ）、低渗（渗透率0.01×10－3μm2～2.26×10－3μm2）”的特点，属Ⅲ类裂缝－孔隙气层。其中，飞三段以灰岩为主、长二段以云岩为主，储层及气体组分差异大，需采取针对性的完井工艺及措施改造工艺。

1 完井与酸压工艺存在的问题

建南碳酸盐岩储层自勘探开发以来，先后经历了直井射孔完井、水平井裸眼完井和套管射孔完井三个阶段，第一阶段（2000年前 ）主要以射孔酸化获取产能；第二阶段（2000年－2009年），主要以裸眼完井为主，采用胶凝酸伴氮施工，取得了一定的效果（如J－P05井获测试产量21×104m3／d，目前稳定日产量9.0×104m3／d）；第三阶段（2009年至今），向着套管射孔完井方向发展，主要是以提高酸处理能力、防止井壁失稳为目的，根据储层差异采用分层酸压管柱来提高针对性。统计各阶段完井工艺，对比分析不难发现以下问题:

1.1 井身结构复杂，工艺分层困难

因多种原因，目前建南在生产井的井身结构复杂，一般 分 为:Φ244.5mm、Φ244.5mm＋Φ177.8mm、Φ177.8mm＋Φ139.7mm、Φ177.8mm＋Φ139.7mm＋Φ215mm裸眼等。且部分井身结构不合理，不利于入井工具及管串的标准化设计，无法开展机械分段措施（见图1）。

图1 井身结构示意图

1.2 储层压力系数低，残酸返排困难

近年来对飞三、长二生产井进行压力实测后，发现目前飞三段压力系数为0.46～0.81，长二段压力系数为0.35～0.58，严重低压。

随着后续开发的不断深入，储层压力仍在逐年降低，虽采用泡沫气举、连续油管伴氮、抽汲、膜制氮气举等多种助排工艺，但返排效果普遍欠佳，返排日趋困难（见表1）。

表1 部分酸压井返排数据表

1.3 因长二储层岩性组分复杂，酸压后存在井壁易坍塌风险

长二储层的上覆岩层压力为97.78MPa，通过J－43井长二储层酸压岩样进行三轴实验（见表2）可以看出，长二储层进行酸压施工后，部分岩心抗压强度小于其上覆岩层压力，裸眼井酸压改造存在井壁失稳风险。

表2 长二酸压岩样三轴实验结果表

1.4 低压储层的低返排率进一步加剧了胶凝酸对储层的二次伤害

长二储层岩心含有部分泥质、沥青质等，岩性组分复杂，采用胶凝酸酸压后，酸不溶物多，易与胶凝剂附着堵塞孔隙（见图2），影响措施效果。

图2 胶凝剂孔隙吸附物图

2 完井与酸压工艺适应性分析

针对碳酸盐岩储层中飞三、长二两个主力气层，开采过程中根据不同阶段、不同储层物性等特点，针对性地开展了以胶凝酸为基础的伴氮酸压、交替注入酸压、闭合酸压、前置酸压、暂堵多级注入酸压等全程伴氮酸压工艺，并针对措施井的不同完井方式、井身结构，采用相适应的措施管柱及措施工艺。

2.1 针对岩性特点，选用针对性的完井方式及配套的措施工艺

2.1.1 适用于套管完井的分层酸压技术

J－36井为套管完井（Φ177.8mm＋Φ139.7mm），在钻进过程中飞三段发生4次漏失，总漏失量达236.63 m3，储层污染严重。通过分层酸压管柱进行分层改造，一方面针对泥浆漏失层段，解除泥浆污染、延伸储层裂缝，另一方面提高对优势层段的酸处理强度；同时针对储层严重低压（0.6MPa／100m）实际情况，选用全程伴氮酸压工艺，以提高排液效果；选择Φ88.9mm＋Φ73mm油管组合，降低施工摩阻。酸压后截至目前，该井日产气量为2.81×104m3／d，累计产气量1 029.65×104m3／d，累计产水529.97m3，酸压施工曲线（见图3）。

2.1.2 适用于裸眼完井的暂堵多级交替注入转向酸压技术

J－35井因3 765.59m～3 814.29m（飞三段 ）共漏失钻井液1 152.32m3，被迫采用裸眼完井；同时裸眼段层间差异大、储层非均质性严重。在无法进行机械分段的前提下，采用暂堵多级注入转向酸压工艺:

1）降低酸液大量进入漏失层，以提高酸液对裸眼段（481.23m）的整体改造效果；

2）通过前置液氮＋全程伴氮的工艺，提高伴氮比，增加地层能量，促进返排，并降低残液对储层的二次伤害。

酸压生产截至目前，J－35井日产气量为7.0×104m3／d，累计产气量 4 144.55×104m3，累计产水153.503 m3，施工曲线（见图4）。

2.2 前置液氮＋混酸伴氮技术有效提高低压气井的残液反排

针对低压气井的伴氮施工技术，对液氮用量展开室内研究，以确定合理的伴氮量。室内模拟显示，井深跟液氮伴注比、氮气伴注排量的关系成正比（见图5）；压力梯度跟液氮伴注比成正比，与氮气伴注排量成反比（见图6）。

图5 井深对伴注比、伴注排量的影响

图6 压力梯度对伴注比，伴注排量的影响

通过室内计算，JP－7井的伴氮比为12.8%；考虑现场不能通过增加液氮车组来提高伴氮比，可通过前置液氮技术达到提高伴氮比的目的。酸压结束后，放喷排液自喷阶段返排率为34%，点火10天内返排率达80%，与第一次施工相比（见表1），其返排率明显提高、措施效果显著。

2.3 针对长二易塌储层，采用套管完井

长二储层本身物性较差，然而地层酸压后岩石结构发生明显改变，在上覆岩层压力和储层围压下极易垮塌，埋藏水平段；考虑到裸眼完井方式不利于井身稳定，只能采取套管完井以解决井壁失稳风险。

2.4 清洁转向酸成为长二段有效开发的趋势

室内采用激光粒度仪对长二岩心与盐酸、胶凝酸及清洁酸反应后的酸不溶物粒径进行分析，计算机自动采集数据并绘图（见图7，8，9）。

图7 盐酸溶蚀后的不溶物粒径分布图

图8 胶凝酸溶蚀后不溶物粒径分析图

图9 清洁酸溶蚀后不溶物粒径分析图

从图7～9看出，盐酸溶蚀后的残渣颗粒的粒径分布约为0.2μm～100μm；胶凝酸溶蚀岩石后的残渣粒径分布较为不均匀，粒径分布范围为0.5μm～3 000μm，其中，约有40%的残渣粒径分布大于100μm，约10% 的残渣粒径分布超过1mm，最大颗粒的粒径约为3mm，这是可能由于胶凝酸中的聚合物导致粘土矿物颗粒缠绕聚并；清洁酸溶蚀岩石后的残渣粒径分布在5μm～100μm之间的比例约为90%，仅有10%的残渣粒径大于100μm。

试验表明，清洁酸溶蚀后与盐酸溶蚀后酸不溶残渣尺寸基本一致，清洁酸对酸不溶液聚集不会造成直接影响；胶凝酸对酸不溶物具有聚集作用，酸压后残渣更加容易伤害储层。

3 结论与建议

1）建南飞三、长二储层具有低孔、低渗，低自然产能的特点，针对碳酸盐岩储层不同岩性、不同完井方式等特点，应选用针对性的酸压工艺及配套工具，以实现建南气田高效开发。

2）针对飞三储层，应以套管完井为主，如被迫采用裸眼完井，可以通过暂堵多级酸压工艺以提高裸眼井段的整体改造效果。

3）酸压过程中“前置注入＋混注”液氮技术是提高低压、低渗气藏措施液返排率的有效手段。

4）建议进一步研究优化酸液性能，开展胶凝酸、清洁酸体系复配和交替注入试验。

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