库车山前大斜度井储层改造试验与认识

2021-07-16彭永洪李彦召刘汗卿

钻采工艺 2021年3期

彭永洪，陈飞，李彦召，陈兵，魏波，刘汗卿

中国石油塔里木油田分公司安全环保与工程监督中心

0 引言

KS10气藏是库车前陆盆地的重要勘探开发阵地，主要目的层是白垩系巴什基奇克组，地质构造复杂，受逆掩叠置推覆体影响，储层上部发育两套断层，直井钻井极易发生井漏、卡钻等工程复杂，区块勘探开发极具挑战。为应对KS10气藏勘探开发难点，创新性地采用大斜度井井身结构（井斜超过60°），有效避开了上覆逆掩体，降低工程复杂风险，为类似区块开发探索新思路。特殊的井身结构及苛刻的地层条件，对储层改造工艺提出了极大的挑战，为此积极探索大斜度井巨厚储层改造工艺，为油田后期同类型井改造工艺选择及优化提供宝贵经验。

1 储层改造难点

（1）库车前陆盆地具有埋藏深（6 000～8 098 m）、地层压力高（105～136 MPa）、温度高（150～188℃）、地应力高（最小水平主应力90～130 MPa）、施工泵压高（一般超过100 MPa）等特点，对改造管柱、井下工具以及改造液都提出了极为严格的要求。

（2）主力储层为白垩系巴什基奇克组，储层纵向跨度达120～300 m，纵向应力差较大（个别储层超过20 MPa），层间非均质性较强，储层改造难以实现均匀改造。

（3）调研表明斜井储层改造时近井易产生裂缝，发生裂缝扭曲，摩阻大，破裂压力普遍比直井高，易出现早期脱砂，增加施工难度，加砂风险大［2-3］。

（4）储层天然裂缝发育程度不一，对改造效果影响大。

2 储层改造工艺

2.1 主体工艺优选

目前，通过科研攻关，建立了库车山前致密裂缝性砂岩储层评价及改造工艺优选模板（见表1）。

控制系统通过测量烟丝密度，计算得到烟支重量，根据烟支重量情况调节平准盘高度实现对烟丝量的控制，并调节平准盘相位实现对紧头位置的调整，同时对超轻、超重、空松、结块等不合格烟支进行剔除，从而将烟支重量平均值和标准偏差控制在要求范围内。

表1 库车山前致密裂缝性砂岩储层改造工艺优选模板

2.2 实现均匀改造方法

（1）优化射孔段。引进远探测声波技术，探测范围30～40 m，加强井旁裂缝分布及主力产层的识别［4］，根据裂缝分布识别结果及测井解释结果，同时基于防砂和改造需求，将射孔段由100～200 m优化成30～60 m，测井解释气层和差气层打开程度50%左右，集中优势改造主力产层。

（2）机械分层。机械分层是实现储层均匀改造的最佳方式，但是工程风险最大，目前塔里木油田机械分层主要有两种方式，一是快钻桥塞工艺，二是封隔器+滑套，2018年以来相继完成4口井（阿瓦5、博孜301、柯东5、中秋1）的封隔器+滑套直井分层改造，现场施工顺利。

（3）软分层（暂堵技术）。目前，国内外软分层多采用复合暂堵剂优配，进行层间及层内暂堵，以达到转向目的［5］。针对库车山前储层厚、储层非均质性强等特点，研发了80～140℃可降解纤维暂堵材料，满足炮眼、缝口与缝内暂堵需求，综合实验研究及现场暂堵转向效果，形成了三套暂堵剂组合模式，6 mm球+3 mm球+纤维或1 mm颗粒适用于酸压层间转向，1 mm颗粒+纤维适用于缝内转向，纤维+陶粒适用于加砂压裂层间转向。2013年至2018年，累计直井暂堵改造60余井次，平均无阻流量提高5倍以上，暂堵技术趋于成熟［6］。

2.3 降低井口施工压力手段

（1）加重压裂液。对压裂液加重可明显降低井口施工压力，见图1。塔里木有两套成熟的加重压裂液体系，氯化钾加重压裂液体系和硝酸钠加重压裂液体系，受到地区对硝酸钠的限制，目前主要以氯化钾加重为主。氯化钾加重压裂液体系密度可达1.15 g/cm3，25%KCl加重压裂液流变性能良好，在140℃、170 s-1下，剪切120 min，黏度大于60 mPa·s；硝酸钠加重压裂液体系，密度可达1.32 g/cm3，40%NaNO3加重压裂液流变性能良好，150℃、170 s-1下，剪切150 min，黏度大于100 mPa·s。

图1 不同压裂液密度下井深与井口施工压力降低值关系曲线

（2）挤酸液降破。针对破裂压力高的难点，根据储层性质，在主压裂之前，选择注入土酸体系溶蚀近井砂岩储层，达到降低破裂压力和井口施工压力的目的［7］。

（3）段塞打磨。在前置液压开裂缝之后，近井存在压开的新裂缝、天然裂缝扭曲、多裂缝的情况，在大斜度井的条件下近井裂缝对施工的影响尤为明显，会大大地增加后续主压裂加砂的难度，增加井口施工压力，而在前置液阶段采用小粒径陶粒段塞进行近井打磨，可以有效地降低后续加砂的难度，同时可以起到降滤作用，降低砂堵风险［8］。

2.4 完井管柱及工具配置

库车前陆盆地储层深、压力高、温度高，井流介质中高含腐蚀性介质，天然气中CO2最高分压达4 MPa，Cl-含量最高达160 000 mg/L，改造施工井口压力普遍超过100 MPa，管柱通常采用超级13CR油管，扣型为气密封扣，封隔器采用永久封隔器，主要以THT和TNT封隔器为主，压力级别一般在70 MPa以上，同时考虑井口安全，根据气藏预测含蜡情况考虑下入深井安全阀或常规安全阀。根据前期改造经验，对于机械分层改造管柱（工具）主要有几点改进：①考虑大通径管柱配置，采用Ø114.3 mm+Ø88.9 mm管柱能够明显降低摩阻，为改造提供更加有利条件，目前油田常用不同规格油管的排量与压裂液摩阻关系见图2（摩阻系数取0.35）；②前期迪西X井上封隔器芯轴在改造过程中受温度效应影响被拉断，因此本井考虑在封隔器之间加入伸缩管补偿管柱受温度效应的影响；③前期KS2-X井压裂球（钢球）出现返出滞后的情况，影响后期生产，现用可溶合金球替代钢球能够有效解决这一问题。

图2 油田常用不同规格油管下排量与压裂液摩阻关系曲线

2.5 现场关键工序质量管控

（1）射孔安全及储层打开程度管控。针对单趟射孔跨度大易断爆、出现井下复杂处理困难等问题，采用两趟射孔、“避开”大夹层、提前下入模拟通井管柱等技术来保证射孔作业安全和储层打开程度。

（2）入井材料质量三级管控。①通过室内实验优选评价确定改造材料配方；②现场监督、压裂队现场确认材料数量、质量检查及保存；③油田采用压裂酸化流体检测流动车对现场改造液进行小样和大样调试评价，保证入井流体质量。

（3）施工参数。①根据现场测试压裂（升排量、降排量、压降）结果，获取地层破裂压力、近井摩阻、闭合压力等地层参数，从而调整主压裂施工相关参数；②根据施工曲线实时调整施工泵注参数（排量、液量、砂量、交联比等）。

（4）斜井降低砂堵措施。根据调研结果，斜井降低砂堵风险措施主要有3个：①提升液体效率（提升液体性能、提高排量）；②控制施工砂比［9］，初始砂比控制在10%以下，最高砂比控制在40%以下，平均砂比控制在30%左右；③尽可能提升排量。

（5）多手段控制出砂。①每一级改造后尾追30/50目覆膜陶粒；②根据裂缝闭合时间适当延长关井时间。

3 应用效果

KS10-X井隶属KS10气藏，本井采用了大斜度井井身结构，完钻井深7 060 m，最大井斜77.6°，改造井段6 805～7 020 m，垂厚96.6 m，地层温度153.65℃，改造段避水高度95.6 m，目的层共累计漏失相对密度1.71～1.73 g/cm3的油基钻井液42.5 m3，裂缝发育但是有效性差。

综合考虑储层性质及井型特殊性，本井采取的工艺措施：

（1）根据库车山前改造工艺模板，本井储层介于II、III类之间，拟采用加砂压裂进行储层改造。

（2）本井储层改造段长（215 m），拟采用“机械双封+软分层”手段，机械分层2段，暂堵分层2次，总计4段，实现储层均匀改造。

（3）通过测井数据分析，优化射孔7段，储层打开61 m，气层及差气层共计115.5 m，射孔占比约52.8%，采用两趟射孔、“避开”大夹层、提前下入模拟通井管柱等技术手段来保证射孔作业安全。

（4）通过模拟计算，在不同改造排量下双封隔器之间油管伸缩量为1.137～1.160 m，轴向载荷为39～43 t，因此，在双封之间增加伸缩管1根，伸缩距3.0 m，剪切值24.72 t。

（5）采用可溶球替代之前的钢球，保证井下安全及后期生产。

（6）本井按直井计算排量5.5 m3/min时，井口施工压力超过120 MPa，本井采取以下措施尽可能降低井口施工压力：①采用测试压裂实取储层参数，实时调整主压裂施工参数；②采用KCl加重压裂液，有效降低施工压力；③段塞打磨近井储层。

经过测试压裂，求取地层基础参数，计算得出本井裂缝延伸压力梯度为1.87 MPa/100 m，根据测试结果将前置液段塞由4个降为2个；主压裂机械分层两层，两层内各转向一次，共四段，共注入压裂液2 562.2 m3，注入总砂量159.2 m3，最高砂浓度420 kg/m3（砂比低于30%），最大排量6.55 m3/min，最高泵压118.5 MPa，裂缝延伸压力梯度最大为2.0 MPa/100 m（第四级），排砂少（40 L），管柱、工具未见异常，施工顺利，第一级加砂压裂施工曲线图见图3。暂堵转向效果明显，转向压力5～9 MPa。改造后效果明显，油嘴9 mm，油压75.7 MPa，折算日产气74.2×104m3，测试结论为气层，本井成为目前KS10气藏测试产量最高井。