顺北超深断溶体油气藏完井技术

2020-02-16李冬梅柳志翔李林涛石鑫

石油钻采工艺 2020年5期

李冬梅柳志翔李林涛石鑫

中国石化西北油田分公司

顺北油气田是塔里木盆地台盆区顺托果勒低隆起部位发育的一类超深断控型油气藏［1］。台盆区作为盆地内重要的油气富集带，发育形成了以寒武系玉尔吐斯组为主力烃源岩，以走滑断裂带为油气运移通道的中奥陶统断控裂缝-洞穴型碳酸盐岩油藏，称之为断溶体油气藏。顺北断溶体油藏为受走滑断裂破碎带控制、平面沿断裂带呈窄-长的条带状分布、纵向油气柱高度大、横向与纵向油藏连通性较差、常温常压未饱和缝洞型轻质油藏［2］。

顺北断溶体油藏具有独特的工程地质特征。首先是超深油藏，埋深7 000～8 000 m，油藏压力82～89 MPa，油藏温度165～170 ℃；二是断溶体油藏的储集空间由走滑断裂带经多期活动和变形形成的断裂、洞穴和裂缝组成；三是油藏横向宽度较小，流体流动方向以垂向为主；四是地层含酸性流体，二氧化碳含量0.9%～5.1%，硫化氢含量 (1.8～60)×104mg/m3。

1 完井难点与对策

1.1 顺北断溶体油藏完井难题

顺北油气藏存在高温高压、缝洞发育、易破碎、强非均质性和酸性流体等严苛地层条件，完井过程中易发生井下工具失效、井壁坍塌等复杂井下工况。

(1)高温高压致使国产完井工具失效。165～170 ℃的油藏温度处于高温高压的极限区，国内成熟177 ℃完井工具面临极限温度的挑战，初期应用的国产204 ℃/70 MPa的套管封隔器承压低、解封难［3］。进口工具价格高。

(2)裸眼井壁易坍塌导致稳定生产周期短。储层强度受走滑断裂破碎带的发育程度控制，岩石强度相应降低，最经济的裸眼完井方式导致投产后不久即发生井壁坍塌，而此类超深井的大修作业存在技术不成熟、周期不可控、费用不经济等问题。

(3)单点投产方式不满足水平段多体动用的目标。油藏上采用大斜度井、水平井来增加穿越洞穴、破碎带优质储集体的机率，但工程上受井身结构、工具性能和深井作业能力等多方面因素的限制，完井时采用笼统改造的方式沟通单一储集体投产，生产测井证实长裸眼段的供液点少，供液段长仅30～50 m，存在裸眼段利用率低、稳产能力不足的问题。

(4)严苛的腐蚀环境使得油井管材质量面临安全、经济的双重压力。按行业标准，在二氧化碳分压高于0.02 MPa、硫化氢分压高于0.01 MPa、温度177 ℃以下环境下推荐选用镍基合金。镍基合金的高价格使油气井面临巨大经济压力，而经济的低碳钢材质的选材依据不充分，均匀腐蚀、点蚀、应力开裂等腐蚀行为需要针对性研究。

1.2 顺北断溶体油藏完井对策

(1)缝洞型油藏的结构和缝洞的规模与采用的完井方式有关。知道井眼附近缝洞的个数、大小和距离，才能量身定制出针对性的完井方案。但是，由于缝洞型油藏中流体流动特征复杂，目前对洞穴内流体流动特征的理论研究刚起步，用空腔流［4］、一维管流来代替复杂形态洞穴中的流动，在物理模型、数学模型上也过度简化，解释结果重复性差，取得的认识还不能指导现场［5］。

(2)顺北断溶体的井壁坍塌是地层中发育弱面引发的。国内学者结合室内和现场试验确定合理的钻井液密度区间；国外工程师意识到破碎地层裂缝滑动是导致井筒卡钻的关键问题，之后发展出多种模型，如连续多孔介质弹性力学均匀强度模型［6］、非线性摩尔库伦模型、胡克布朗模型等来解释观察到的破碎地层强度与预测的不同的现象［7］。

(3)酸化压裂改造已成为碳酸盐岩油藏的增产和稳产主导技术［8］。对于断溶体油藏，酸压能够提高油井的产能，还可增加油井的泄油面积和井控储量［9］。国内外对于碳酸盐岩油藏酸蚀裂缝的研究，主要关注点为酸液性质与酸蚀裂缝导流能力变化，裂缝条数与产能的关系研究较少。此类问题的研究难度在于地层的强非均质很难量化。

(4)在油井管材方面，油气行业已经发展实践了根据实验进行经济选材的成功做法。目前国内腐蚀行业研究的重点是80～150 ℃相对低温区间内硫化氢、二氧化碳共存时的腐蚀行为特征，而对150～200 ℃的高温环境下的腐蚀规律研究较少［10］，目前实验研究认识不足以支撑顺北的选材决策［11］。

顺北断溶体油藏无可借鉴成熟完井技术，必须加强流体力学、岩石力学、油藏工程基础研究，研发易钻油管、可溶封隔器等完井工具，配套漏失井完井、定点完井、分段完井等系列完井工艺，形成以产能最大化为特征的断溶体油藏完井技术体系。

2 超深断溶体油藏完井技术

2.1 产能最大化方案设计技术

断溶体油藏基质不含油，微米级、毫米级裂缝和米级溶洞在空间上整体离散、局部连续分布，基于连续介质的传统油藏工程设计方法对缝洞型油藏适用性降低，合理的建产、增产、提产方案需要理论支持。

重构质量守恒、动量守恒和能量守恒方程三大守恒定律在管流、渗流耦合流动时的表现特征，建立断溶体油藏波动-管渗耦合试井技术，构建了洞-缝、洞-缝-洞-缝、缝-洞-缝、缝-洞-缝-洞等 4 种缝洞专属试井模型，实现应用瞬态压力信息“识别洞个数、解释洞距离、计算缝洞体积”的功能。

对压力恢复样本点较多的断裂带认识如下。

(1) 1号断裂带井的压恢曲线显示出多洞、规模较大单洞特征，5号断裂带井则表现为规模局限的单洞特征。1号断裂带和5号断裂带井控储量正态分布中值分别为125万m3和33万m3。

(2) 5号断裂带改造后可达到与1号断裂带相同的储层物性。1号断裂带地层渗透率分布中值32.42×10−3μm2，5 号带酸压改造的地层渗透率分布中值33.13×10−3μm2。

(3)钻井液漏失会对储层造成污染，但表现程度不同：1号断裂带表皮因数为−2～10，5号断裂带表皮因数为−5～20。

对于单井，通过表皮因数、洞体积、洞洞距离等量化参数，制定酸化、酸压方案，最大化激活并释放油井产能；对于区带，通过试井参数与完井产能的叠代更新优化验证，建立不同断裂带储层特征参数与储层改造方式的对应关系，形成储层改造方法判别原则，指导新井、区带井的产能最大化完井投产方式。

现场实践41井次，指导单井措施有效率85.4%，优化的增产方案实现压后产量提高2～7倍。平均单井增油2.89万t，累计增油60万t。

此项技术是连接油藏与工程的桥，下步需要综合地质力学，多学科融合判断储集体增产潜力，进一步提升酸压建产率。

2.2 破碎性储层井壁稳定技术

2.2.1 理论认识

断溶体储层的储集空间由裂缝带、角砾带、洞穴组成，其中角砾带堆积成岩形成的破碎性储层对井壁稳定的影响最大，顺北5等井发生了投产即井塌的问题，严重影响了正常的建产节奏。破碎性储层的井壁稳定研究是行业内攻而未决的瓶颈问题，原因一是无法采用实验手段测量“破碎体”的强度参数；二是缺乏应用层面的井壁稳定判别标准。

采用室内实验、理论探索与应用效果回馈，得出一套破碎性储层的井壁稳定判别标准。经过对6口井175块岩心的观察与筛选，分别对原状、完井液浸泡、酸液浸泡的基岩岩心、天然裂缝岩心进行力学性能测试。经断裂作用后的岩石强度偏低，基岩岩心、裂缝欠发育岩心、裂缝发育岩心的抗压强度分别为 128～137 MPa、81～96 MPa、54～59 MPa，完井工作液、酸液浸泡后的岩心抗压强度分别降低6%、18%。顺北5号断裂带长期受走滑断裂的压应力机制影响，岩石强度较1号拉伸断裂带低24%。

破碎性储层的坍塌机理是破碎角砾沿裂缝弱面的滑动失稳。弱面倾角、弱面与主应力的夹角均影响弱面稳定性，但在不同井眼轨迹条件下诱发应力与对应井壁圆周角上的表观强度对比才是决定稳定与否的关键［12］。表观强度取决于井眼轨迹与天然裂缝的夹角，对于定向井，夹角不同会导致表观强度不同。引入弱面强度及含弱面的Jaeger&Cook破坏准则，采用双重介质模型计算诱发应力。当诱发应力大于井壁圆周角上的表观强度时，井壁失稳。

目前对顺北破碎性临界压力的认识如下。

(1)常规摩尔库伦准则条件下，使用弹性理论计算出的临界压力趋于保守；弱面模型计算的临界压力多数条件下高于常规模型计算的临界压力。顺北破碎性地层允许的最小井底流压更高。

(2)影响临界破坏压力的关键在裂缝强度、裂缝方位以及圆周角的集中位置。最稳定的方位是沿最小水平主应力方向的水平井。

2.2.2 完井方式

基于临界压力的认识，形成断溶体油藏合理完井方式与现场调控做法。

以拉伸机制为主的1号断裂带，储层段岩石力学性质与基态岩石相近，沿最小主应力方向的水平井临界生产压差在28 MPa，综合考虑1号带巨型洞穴发育，储层渗透性能好，采用裸眼完井自然投产，通过控制生产压差来保持井壁稳定性。

以挤压、平移机制为主的顺北5号断裂带，破碎性储层普遍发育，沿最小主应力方向的模拟水平井生产压差小于20 MPa，酸压后的临界生产压差进一步降低，裸眼完井方式井壁失稳概率增加，因此对破碎带储层采用“铝合金易钻尾管+碳钢尾管”的复合衬管井壁支撑技术，解决生产期间井壁坍塌问题的同时，满足超深井“一井多侧”的立体开发需求。

这套分而治之的完井方式取得较好应用效果。1号带实际生产压差控制在16 MPa内，保持油井健康采油；5号断裂带上对破碎性储层实施7井次的复合衬管支撑完井，已累计平稳生产2 100 d。

储层产状和各向异性、注入和时间推移等其他因素对破碎性储层井壁稳定的影响，需要在后续研究中加强。

2.3 漏失性储层差异化完井技术

缝洞型油藏由于漏失压力低，在成井过程发生漏失是大概率事件。相比塔河岩溶缝洞型储层，顺北纵向板状储层的漏失井完井面临新的挑战：一是有效降低漏失量，减小储层污染；二是完井管柱组合要满足产能最大化的储层改造需求；三是完井管柱功能要满足7～8 a自喷期间井筒作业的需求。

2.3.1 无固相盐水完井液降低储层污染

对井壁相对稳定的井采用相对密度为1.1～1.35的无固相盐水作为完井液，部分改善了固相对裂缝性储层的污染。同时在放喷制度上进行优化，采取Ø6 mm～Ø8 mm油嘴放喷工作制度反吐钻井期间漏失的老化钻井液，保持稳定工作制度以避免应力敏感型裂缝在返排期间发生裂缝闭合。

2.3.2 差异化管柱组合释放产能

针对不同储集空间类型的漏失特征与产能最大化释放需求进行差异化配置。

主干断裂带上拉伸断裂带的连通性较好，漏失速度大于2 m3/h，漏失量大于700 m3，完井后通过酸化解堵即获高产能；挤压断裂带连通性较差，漏失速度 1～2 m3/h，漏失量 300～700 m3，需通过酸压提高储集体连通性，提高产能；次级断裂带储集体物性进一步变差，漏失速度小于1 m3/h，漏失量小于300 m3，需大规模、大排量酸压方式扩容，增大改造体积。

结合不同储集空间类型形成3套上部管柱组合。(1)测试-酸化一体化完井管柱应对拉伸断裂带上酸化解堵释放产能的需求，采用Ø88.9 mm+Ø73 mm油管组合，下至约7 200 m，可实现排量4～5 m3/min的酸化改造。

(2)测试-酸压一体化完井管柱应对挤压断裂带上酸压沟通释放产能的需求，采用全井Ø88.9 mm油管，下至约6 000 m，实现酸压排量6～8 m3/min。

(3)连通性较差的次级断裂带或主断裂带上的井，提高产能需8～14 m3/min的酸压扩容改造，完井管柱相应采用Ø114.3 mm油管，下至约5 500 m。

管柱功能方面，持续优化扩大滑套、球座、封隔器等井下工具的内通径，最小通径大于62 mm，确保采油期间连续油管作业和测压的作业需求。

2.3.3 应用效果

全系列管柱组合各工况的三轴安全系数均达到1.5以上，应用58井次，工艺成功率100%。顺北f井改造最高泵压125 MPa、最大排量12.4 m3/min，总液量2 400 m3；顺北h井改造最高泵压114 MPa、最大排量11.6 m3/min，总液量2 408 m3/min。

鉴于井壁稳定需求，完钻时还有大部分井需要用泥浆完井，泥浆固相含量会影响封隔器坐封、解封效果，下步需要研究在泥浆环境下结构更有优势、性能更加稳定的套管封隔器。

2.4 非均质储层分段改造技术

2.4.1 理论认识

对于未发生漏失或微漏的定向井，采用分段改造的完井方式能最大化动用裸眼段潜力。断裂带内部“核-带”结构的非均质性给分段设计带来难题，具体表现为巨型洞穴、破碎带、裂缝带3种储集体各自控制的储量和通过流体的能力难以量化。

应用试井曲线解释的储集体类型、体积、距离和渗透率等参数对3种储集体进行量化描述，并基于嵌入式离散裂缝(EDFM)方法进行数值模拟。模拟结果揭示出断溶体油藏的增产机理，洞穴类储层对产能最大化的贡献最大，不同储集体组合时，3～5段可同时满足产能最大化和经济最优化。

(1)洞穴、破碎带、微裂缝3种储集体压后初始增产倍数分别为1.6、2.7、3.2倍，按3年累产模拟增产贡献程度，洞穴类储层累积产量远大于破碎带和裂缝带。

(2) 3种储集体组合规模较小时(130万 m3级别)，3段压裂效果最优；储集体组合规模较大时(520万 m3级别)，酸压与常规投产的差别较小，常规完井即可达到产能最大化需求。

(4)洞穴类储层渗透率高，相同储量规模下，多钻遇洞穴类储集体可显著增加累产；破碎带渗透率虽有所降低，但增加破碎带可明显增加3年的累产；微裂缝带因渗透率较低，对累产的贡献比例有限。

2.4.2 储层改造工艺

针对以上认识，现场采用“工具硬分段+暂堵软分段”工艺达到产能最大化释放。综合对比固井滑套、固井射孔、裸眼滑套等分段工艺在超深井实施的优缺点，优先采用裸眼滑套多级分段工艺，裸眼封隔器确保硬分段，纤维暂堵辅助软分段。

(1)多级分段完井技术。针对高温高压作业环境，研发定制完井工具。封隔器方面，选择井眼适应能力更强、下入性更好、耐温耐压更高的扩张式裸眼封隔器，耐温180 ℃、耐压70 MPa；滑套方面，备份压差滑套、投球滑套，提升滑套开启机率；压裂球方面，可溶球进行涂层处理增强耐酸性，在120 ℃、20%地面交联酸环境承压70 MPa，稳压6 h，无压降，一方面保障了正常工序下的泵注施工，另一方面确保投球滑套开启异常时能够快速恢复流体通道。

(2)纤维暂堵软分段技术。在水平段内，完成一组裂缝改造后，注入“纤维＋颗粒”复合暂堵剂，在裂缝端口架桥形成暂堵层，迫使水平井优势储集体被压开形成复杂缝，达到增产目的。膨胀性暂堵剂膨胀能力3.5～4.0倍；在140 ℃条件下，0.5 h降解率小于20%，2 h小于30%，最终残渣率为1%。暂堵剂浓度为5%、粒径2 mm左右时的压裂液暂堵压力最高达 15～16 MPa。

(3)定点改造技术。采用衬管完井方式解决高温酸岩反应快和长裸眼液体滤失问题。根据改造靶点之上裸眼段的性质，分别配套 “悬挂器+衬管+打孔衬管”、“顶部封隔器+衬管+可溶裸眼封隔器+打孔衬管”的管柱组合，实现对储层的定点改造。衬管材质组合根据侧钻需求配置易钻铝合金材质、常规碳钢材质或两者组合。铝合金衬管悬挂于尾管下部，下至造斜点以上，下入长度70～200 m；可溶裸眼封隔器为扩张式封隔器，本体与肋板均采用铝合金易钻材质，胶筒进行脂基填料设计，在160 ℃环境中保持30 d不溶解、70 d后解体。

2.4.3 应用效果

暂堵软分段工艺在顺北油田应用5井次，日产油提高1倍。以顺北i井为例，在泵注滑溜水200 m3阶段加入300 kg纤维与160 kg暂堵颗粒，暂堵压力上涨14 MPa；泵注酸液阶段压力下降51 MPa，说明裂缝远端已沟通有利储集体。压后日产油稳定在120 t。

定点改造技术在顺北油田应用7井次，以顺北h井为例，分段改造排量11.6 m3/min，总液量2 408 m3，日产油150 m3，为邻井2.3倍。

工具硬分段工艺正在现场实施，后续工作重点是高破压工况下完井方式优化与井下工具攻关，如8 000 m超深井的小井眼固井攻关与105 MPa、204 ℃裸眼封隔器研发。

2.5 高温低硫环境腐蚀防护技术

2.5.1 顺北区管材腐蚀特征

顺北超深断溶体油藏是高温低硫腐蚀环境，业内对大于150 ℃的复杂腐蚀认识甚少，同时管材选择还要满足不同含水阶段与采油方式的腐蚀工况。

通过500余组实验，揭示不同井深、不同含水率下管材的腐蚀规律。以P110S为代表的碳钢主要发生电化学腐蚀，局部腐蚀随着温度升高加大，应力开裂风险极小；S13Cr低合金钢，电化学腐蚀风险低，160 ℃以下应力开裂风险高；双相不锈钢2205电化学腐蚀风险低，100 ℃以上应力开裂风险高；镍基合金825电化学腐蚀及应力腐蚀开裂风险均低，但成本是普通油管的28倍。通过技术和经济综合比选，P110S配套缓蚀剂等防腐措施最适合该腐蚀工况。

(1) P110S在60～180 ℃区间内，均匀腐蚀速率随温度升高先上升后降低，局部点蚀速率随温度升高而上升；60～120 ℃中低温区间，腐蚀以均匀腐蚀为主，80 ℃是均匀腐蚀峰值敏感区间。腐蚀速率上升趋势在120 ℃时发生变化的原因主要是腐蚀产物明显转变，当温度＜120 ℃时，腐蚀产物主要是马基诺矿，具有一定保护性，控制腐蚀的进一步发展；而当温度＞120 ℃时，腐蚀产物以陨铁矿为主，腐蚀产物膜变得相对疏松，从而导致腐蚀加快。

(2) P110S随含水率上升，腐蚀行为以点蚀为主。含水40%时的腐蚀速率是低含水工况的10倍。推测当含水在15%～40%之间，油水混合液发生了从“油包水”到“水包油”的相态转变，尤其是温度高于120 ℃，点蚀速率呈快速上升趋势，腐蚀风险主要集中在开发后期。

2.5.2 全生命周期防腐措施

(1) 3趟P110S碳钢油管确保20 a安全服役。低含水自喷阶段，腐蚀速率极低，油管安全服役寿命8 a以上；高含水自喷阶段，配套固体缓蚀剂控制管柱腐蚀速率小于0.076 mm/a，油管安全服役寿命7 a以上；含水机采阶段，配套液体缓蚀剂控制管柱腐蚀速率小于0.076 mm/a，油管安全服役寿命5 a。

(2)施加耐170 ℃高温固体和液体缓蚀剂是一种经济高效的防腐措施。通过提高缓蚀剂分子活性官能团键能，提高吸附位点数，同时提升耐温性和附着力，研选了5种防腐性能较好的产品，缓蚀率最高达93.9%，有效期可达55 d。