杨税务潜山超高温非均质碳酸盐岩气藏储层改造技术

朱庆忠 高跃宾 郑立军 王孝超

1. 中国石油华北油田分公司；2. 中国石油勘探开发研究院；3. 中国石油渤海钻探工程有限公司

杨税务潜山勘探始于20世纪80年代，先后钻探务古1井、务古2井、务古4井均见到一定油气显示，但单井产量低。针对储层特点及改造技术需求，先后采用小规模加砂压裂、稠化酸酸压、加砂压裂与清洁酸液复合酸压工艺［1-2］，虽取得一定增产效果，但见效时间短，无稳定产量。深层储层改造技术进步给本区储层改造带来新启示。2016年安探1X井采用高排量、大液量、体积酸压改造技术，配套抗180 ℃高温压裂液材料和酸压体系，改造后日产油101 t，日产气50.27万m3,实现勘探重大突破。在此基础上，通过储层对比、地质分析等对显示较好的安探2X井进行大规模改造，射孔厚度45.2 m，射孔层段跨距达158 m，压裂液3 707.67 m3，但压后结果与压前期望相去甚远，杨税务潜山的复杂特征再次暴露。早期投产的其他4口井获得工业油气流，但试采单位压降采气量最高1 006.5×104m3，大多数井单位压降采气量少，地层供气能量不足。该区完井深度均大于5 000 m，钻完井投资高，迫切需要进行储层改造技术攻关提高投资效益，早日推进杨税务潜山进入商业开发。

1 影响压裂效果的原因分析

1.1 储层非均质性严重，储层改造针对性不强

杨税务潜山带位于冀中坳陷廊固凹陷东北部，为北东向断垒潜山，整体为北西向古鼻隆起，是被2组断裂北东向断层切割而成的断背斜或断鼻构造，由多个局部高点组成。潜山顶面地层为峰峰组，上覆石炭—二叠系地层［3］，勘探面积约200 km2。奥陶系主要含气层位地层厚度一般为850～1 000 m，地层厚度差异不大；油气层主要集中发育于峰峰组—亮甲山组，其厚度占奥陶系地层总厚度的95%。

杨税务潜山奥陶系主要发育3种储集空间类型，即孔隙型、溶蚀微裂缝型和微裂缝孔隙型储层，其中孔隙型储层主要发育于亮甲山、峰峰组下—上马家沟上地层泻湖相含灰(灰质)云岩中；裂缝型储层主要发育于上马中部地层灰坪微相的灰岩中。井间对比发现，纵向上发育3套层状储层段，峰峰组+上马家沟上部、上马家沟底部+下马家沟顶部、下马家沟底部+亮甲山组，3套储层分布较稳定。奥陶系储层孔隙度以小于2%为主，占68%，孔隙度最小仅为0.4%，最大7.2%，其中80%样品渗透率小于 1×10−3μm2，储层的非均质性强，储集类型在纵向和横向变化大，压裂裂缝短，压裂后控制的储层体积小，动用的储量少，造成地层供液不足。

1.2 射孔厚度大，储层改造裂缝延伸长度小

在压裂液总量一定的情况下，射孔段厚度决定每米进液指数的变化，射孔层段跨距的选择会影响到裂缝在纵向和横向上的展布［4-6］，前期杨税务潜山区块射孔段厚度普遍偏大(平均36.8 m，最厚达83.5 m)，射孔层段跨距一般在110 m以上，最大688 m，平均压裂液总量3 278 m3，每米进液指数为89.1 m3，造成裂缝横向上缝长较短，在纵向上由于井段较长，各射孔段内形成的单缝不能相连，这会造成2个方面的问题：一是单射孔段进液指数小，会造成缝长较短，控制的储量少，影响压裂后的改造效果；二是对于部分加砂压裂井，由于井段较长，累计缝高过高容易造成支撑剂在裂缝内沉降，铺置不均匀，影响导流能力，进而影响到改造井的长期稳产。

1.3 压裂液配置不适合长缝的形成

杨税务潜山区块深层碳酸盐岩储层地温梯度高 (3.3～3.5 ℃/100 m)，储层温度大多超过 170 ℃，个别井的温度甚至超过200 ℃。储层的埋深大多4 500～6 500 m，储层应力 90～120 MPa，造成储层改造施工压力高，施工排量受限，同时高闭合压力造成压后产量递减快。储层高温高压对压裂液体系和酸液体系的耐温性能及配置比例要求高，现有压裂液体系配置存在明显的不足：一是进液指数总体规模偏小，造成缝长较短，改造体积较小，不利于压裂后的高产和稳产；二是现有液体体系中酸液比例偏高，在储层高温的条件下，酸液有效作用距离短，后续酸液的注入无法增加有效缝长，同时高温条件下，酸液的大量使用对管柱的腐蚀性大幅度增加，造成施工安全风险高；三是在裂缝导流能力保持方面，仅仅依靠酸液刻蚀形成的裂缝导流能力在高闭合应力条件下降低明显［7］，影响压后的长期稳产，需要通过液体和工艺的优化实现压后的高产和长期稳产。

1.4 套管压裂工艺风险大

近年来，体积压裂技术广泛应用于致密油气、页岩油气储层改造，使得非常规油气储层得到有效开发。实现杨税务潜山奥陶系碳酸盐岩储层增产稳产的有效手段是采取大规模体积压裂模式。借鉴页岩气等致密性储层改造经验［8-9］，选择套管压裂。然而，采用光套管注入实施体积压裂过程中，存在套管变形失效风险，给井筒的完整性带来极大隐患。

杨税务潜山储层埋藏深，物性差，温度高，地应力高，施工压力高，且现有技术条件下超高温、长封固段、小间隙的固井质量难以保证。高强度压裂使得套管承受较高的压力载荷，管外水泥环极易变形，同时因不是气密封套管，发生套管刺穿的可能性极大，给后期排采带来隐患［10-13］。

2 适用性工程技术的设计

2.1 减少储层改造厚度提高压裂进液指数

总结前期射孔经验，通过统计分析，结合测井、录井等资料，采用Fracpro软件模拟的方式，优化射孔厚度和射孔方式。在射孔方式方面，变多段连续射孔实现纵向多层动用为单段集中射孔深度改造优质甜点。在射孔厚度优化方面，将原来射孔厚度29.6～47.4 m，改变为一次连续井段射孔，射孔井段长度小于10 m，利于碳酸盐岩储层的酸压改造，也利于部分井加砂压裂的顺利实施，减小缝高，增加缝长，增大改造体积，使得支撑剂在缝高方向的铺置更加均匀，有利于在高闭合应力下裂缝导流能力的保持。

2.2 优化压裂液配置提高缝网支撑力度

2.2.1 滑溜水体系评价及优选

配置好的滑溜水压裂液(0.1%聚合物类降阻剂+0.1%破乳助排剂)黏度仅3.87 mPa · s，溶解时间为30 s。室内在5～14 m/s线流速下(其中14 m/s对应Ø139.7 mm套管9 m3/min排量)滑溜水降阻率都在73%～75%，现场计算的滑溜水降阻率约75%，能满足大排量施工要求。

2.2.2 压裂液体系评价及优选

经大规模滑溜水前置降温后裂缝温度处于140～150 ℃，测试了压裂液体系在 150 ℃、170 s−1条件下的耐温耐剪切性能，120 min连续剪切后，压裂液黏度能保持在50 mPa · s以上，可满足改造施工排量5 m3/min条件下加砂压裂要求。同时测试了破胶后压裂液体系的残渣含量，残渣含量仅27 mg/L，对储层渗透性伤害很小。

2.2.3 酸液体系评价及优选

对于深井碳酸盐岩储层，国内外逐步形成以通过控制酸液滤失和降低酸岩反应速率实现深穿透的深度酸压为主体的各种酸压改造技术。针对杨税务潜山区块低摩阻、耐高温、控制酸岩反应速度等需求，优选了清洁酸体系(15%HCl+5%表面活性剂)，该体系在180 ℃、170 s−1条件下持续剪切60 min，黏度30 mPa·s左右，能满足高温压裂施工的需要。综合对比稠化酸(+1%稠化剂)、交联酸(+0.8%交联剂)、清洁酸(+5%表面活性剂)3种酸液酸岩反应速率，稠化酸的反应速率约是交联酸的1.8倍，是清洁酸的3.1倍；交联酸的反应速率约是清洁酸的1.74倍。从酸液的反应动力学方程和反应速度等参数评价对比看，清洁酸的反应速度和反应活化能等均有利于降低酸在高温下与岩石的反应速度。

2.3 优化施工工艺提高储层改造效率

2.3.1 压裂工艺

杨税务潜山区块天然裂缝发育，改造的目标是实现不同尺度天然裂缝的溶蚀和沟通。对于小尺度天然裂缝，通过室内全三维水力压裂大物模实验证实：采用低黏滑溜水、提高缝内净压力可实现天然裂缝的激活；采用低黏酸液溶蚀有利于蚓孔的产生和延伸，能大幅度提高储层的连通性。因此，小尺度天然裂缝的改造主要采用低黏滑溜水和低黏酸液组合泵注工艺，在大排量注入滑溜水激活天然裂缝的基础上，再大排量注入低黏清洁酸，构建“水力缝网+酸蚀蚓孔”相结合的裂缝网络［14-15］，大幅度增加储层的渗透性。大尺度天然裂缝的改造主要通过高黏压裂液和高黏酸液交替注入来实现。

2.3.2 裂缝导流能力保持工艺

天然裂缝性储层，作用于天然裂缝的闭合应力比主裂缝更高，导流能力保持难度更大。

碳酸盐岩储层天然裂缝导流能力主要依靠酸液对天然裂缝溶蚀形成的酸蚀蚓孔提供流动通道，而导流能力的保持主要依靠溶蚀通道形成后产生桥墩状支撑来实现。酸蚀蚓孔形成后渗透率达10 μm2，且渗透率在围压5～50 MPa范围内仅降低30%，说明桥墩状支撑点的形成有利于长时间保持天然裂缝流动能力，有利于改造后的长期稳产。

人工主裂缝导流能力主要依靠酸液对裂缝面的非均匀刻蚀来实现。本区块储层矿物以灰岩为主，白云岩含量变化较大，矿物分布非均质性较强，物模实验结果表明，酸液对裂缝面刻蚀后裂缝面以点状支撑为主，导流能力保持难度较大，特别是近井筒区域大量酸液对裂缝面强度弱化使得导流能力保持难度更大。因此，近井筒区域采用酸刻蚀与支撑剂复合支撑模式(先酸压，后期进行冻胶加砂保持缝口裂缝导流能力)。导流能力测试结果表明，在闭合应力低于30 MPa时酸蚀裂缝导流能力高于支撑裂缝，闭合应力大于30 MPa时支撑裂缝导流能力及其保持能力都远高于酸蚀裂缝，有利于实现压后的高产与稳产。

2.4 优化管柱工艺降低后期生产事故

为有效保护套管完整性，降低压裂过程事故风险，优化了油管压裂管柱设计，对油管进行了抗拉强度、抗压强度、应力强度等校核，得出系统综合安全系数。进行酸压完井管柱组合合理性分析，得到合理的油管组合。同时，根据管柱力学理论和酸压完井管柱结构，得到不同改造排量和泵压压裂时管柱应力及安全系数数值。最终得到相应排量下，压裂管柱的强度安全系数(表1)。

表1 X井在不同改造排量和泵压压裂时管柱应力及安全系数Table 1 String stress and safety coefficient of Well X in the process of fracturing at different stimulation displacements and pumping pressures

根据完井井身结构及酸压施工需求，管柱优化3种施工管柱组合方式(图1)：(1) Ø114.3 mm P110油管+Ø88.9 mm油管+封隔器，封隔器坐封在Ø177.8 mm尾管内，采用105型压裂井口，施工限定压力95 MPa；(2) Ø114.3 mm P110油管+Ø88.9 mm 油管+封隔器，封隔器坐封在Ø127 mm尾管内，采用105型压裂井口，施工限定压力 95 MPa；(3) Ø88.9 mm P110 油管+封隔器，封隔器坐封在储层附近。采用140 MPa井口，施工限定压力110 MPa。

图1 杨税务酸压改造3种施工管柱组合Fig. 1 Three construction string combinations for acid fracturing in Yangshuiwu

3 应用实例

上述技术在冀中坳陷杨税务潜山应用2口井，均取得好的改造效果。以AT401x井为例，通过储层精细刻画，改变了以往射孔厚度过大的习惯作法，将施工井段集中在5 462～5 470 m。储层抗压强度高，裂缝开度窄，施工难度大，优选耐高温压裂液体系、低摩阻滑溜水体系和清洁酸液体系，采取酸压与加砂压裂复合改造工艺，将滑溜水使用比例由之前23%提到60%。施工共注入地层总液量2 919.33 m3，其中滑溜水 1 748.12 m3，压裂液 593.27 m3，酸液577.94 m3，施工排量最高 7.66 m3/min，施工压力最高106.18 MPa，创冀中地区最高施工压力纪录。压后Ø14 mm油嘴放喷，油压 23.72 MPa，日产气52.54万 m3，日产油12.96 m3，无阻流量日产气169.89万 m3，截至2020年5月，累计产气2 022万 m3，累计产油3 317 t，实现了冀中坳陷廊固凹陷奥陶系超高温储层高产和稳产的目标。

4 结论

（1）杨税务潜山储层具有埋藏深、物性差、温度高、储层天然裂缝较发育、地应力高、施工压力高，非均质性较强的特点，储层改造效果没有达到预期的主要因素包括工程设计、射孔参数选择、压裂液体系、压裂工艺方式等。

（2）改善杨税务潜山油藏储层改造效果的措施主要是结合储层特点进行针对性的工程设计，包括减少储层改造厚度提高压裂进液指数、优化压裂液配置提高缝网支撑力度、优化施工工艺提高储层改造效率、优化管柱工艺降低后期生产事故等。现场2口井的应用结果表明，上述技术具有较好的实用性，保障了冀中坳陷廊固凹陷奥陶系超高温储层高产和稳产目标的实现。