超深碳酸盐岩裸眼分段完井可溶球研究与应用

黄亮 张永峰 张杰 鲁刚 吴春洪 蔡小东

针对顺北油田5号条带超深碳酸盐岩储层裸眼分段完井工艺特点，研究设计了一种可控溶解的压裂球，主要用以解决“高耐酸腐蚀性、高速溶解特性、耐高压性能”等3个问题。可溶球采用“基体+涂层”结构，基体材料采用镁铝合金，涂层优选改性聚四氟乙烯+酚醛树脂纳米材料，并使用有机涂层对镁铝合金进行表面处理。对新研制的可溶球分别进行了承压数值仿真分析、耐酸承压测试和高温溶解测试，最后在顺北4-13H井进行了现场应用。研究结果表明：新研制的可溶球能够承受高温160 ℃、高压70 MPa、耐酸且能高速溶解，平均溶解速率为7.19 g/h，完全溶解只需12 h左右，实现了压裂时承压、生产时快速溶解不堵塞通道的双重要求，能有效提高可溶球在顺北区块裸眼分段完井工艺中的适用性和有效性，满足现场使用需求。研究结果可为油田现场水平井分段完井工艺提供参考。

超深碳酸岩；裸眼井；压裂球；分段完井；滑套；可溶解

Research and Application of Soluble Balls for Segregated Open Hole

Completion in Ultra-Deep Carbonate Reservoirs

According to the technological characteristics of segregated open hole completion in ultra-deep carbonate reservoir of No.5 belt in Shunbei oilfield，a controllable soluble fracturing ball was studied and designed to solve 3 problems such as high acid corrosion resistance，high-speed solubility and high-pressure resistance.A “base + coating” structure was adopted for the soluble ball： magnalium was used as base material，a modified teflon + phenolic resin nanophase material was selected for coating，and an organic coating was used to conduct surface treatment on magnalium.A pressure bearing numerical simulation analysis，an acid resistance pressure bearing test and a high-temperature dissolution test were conducted on the newly developed soluble balls respectively，and finally，they were applied in Well Shunbei 4-13H.The research results show that the newly developed soluble ball can withstand high temperature of 160 ℃，high pressure of 70 MPa，is resistant to acid，and can dissolve at high speed；the average dissolution rate is 7.19 g/h，and complete dissolution only takes about 12 h；it meets the dual requirements of pressure bearing during fracturing and fast dissolution during production without blocking the channel；it can effectively improve the applicability and effectiveness of soluble balls in segregated open hole completion process in the Shunbei block，and meet the needs of field application.The research results provide reference for the segregated completion technology of horizontal wells in the oilfield.

ultra-deep carbonate reservoirs;open holes；fracturing ball；segregated completion；sliding sleeve；soluble

0 引 言

顺北油田位于塔河油田西南部，勘探面积19 979 km2，资源量17 亿t。构造位于塔里木盆地北部坳陷中西部，处于阿瓦提坳陷与顺托果勒低隆及沙雅隆起之间，属于超深（＞7 500 m）、高温（160～180 ℃）、高压（90～140 MPa）、非均质性极强的断溶体油气藏［1］。其中顺北5号带前期完井工艺单一，常规的漏失井诱喷投产或笼统酸压完井工艺对储层动用不充分，导致单井产量低、开发效益差；这其中主要表现为断裂带分布关联性弱、酸液向薄弱点流失，滑套成功率只有70%。针对油藏非均质特点，西北油田分公司正在推进超深水平井裸眼分段完井技术，释放超深大断裂带产能，满足油藏开发需求，实现长期稳产的目的。因此，相应的完井工具和配套工艺也需要不断完善，相关配套技术优化的挑战也越来越大［2］，其中用于分段压裂的可溶解压裂球首当其冲。

国内相关人员对裸眼分段压裂投球滑套技术开展了各项研究［3-5］，其中多数研究是针对可钻式投球滑套进行的［6-7］，少数学者对可溶球座或可溶球进行了相关研究［8］。其中，陈振宇［9］基于石油压裂开采开展了可溶球座技术的研究；杨同玉等［10］对全自溶分段压裂滑套进行了研制与应用；刘运楼等［11］研制了分段压裂用可溶球，耐温150 ℃，承压70 MPa；裴晓含等［12］也研制了分段压裂用可分解压裂球，80 ℃下能承压70 MPa，但是其一般溶解时间为10 d甚至更久，溶解效率偏低。综上所述，现有的水平井裸眼分段压裂可溶球并不能完全满足顺北油田5号带超深碳酸盐岩储层裸眼分段完井工艺。为此，笔者针对顺北油田高温高压超深井裸眼分段完井的特点及施工需求，设计了一种新的可溶压裂球，并对其进行了相关研究及工程应用，用以提升国内超深水平井裸眼分段完井技术。

1 可溶球结构设计

根据顺北5号带分段酸压对可溶球的要求，需要重点解决“高耐酸腐蚀性、高速溶解特性、耐高压性能”等3个问题，从结构设计和材料优选等角度出发进行可溶球的设计，研制一种耐高温高压、耐酸、可控溶解的压裂球，简称可溶球，以提高可溶球在顺北区块的适用性和有效性。

为达到高耐酸腐蚀性要求，使用镁铝合金防腐涂/镀层技术，优选防腐涂层或镀层，进行镁铝合金表面处理，确保其具有良好的耐高温、耐酸、耐碱、耐盐等性能，保证在压裂过程中正常承压。为达到高速溶解目的，从材质优选、结构设计2方面入手，优选在井筒介质中可快速溶解的可溶材质；从结构设计出发，确保球座被击落后，可溶材质与井筒介质接触后迅速溶解。耐高压性能从与可溶球配套压裂滑套结构设计出发，提高可溶球与压裂滑套密封过程中的应力状态，在保证通径的情况下，提高可溶球的承压性能。

首先，可溶球采用“基体+涂层”结构，如图1所示。可溶解材料的基体可以是木材或木质材料、高分子材料、纤维材料、多孔陶瓷材料、铝及其合金、镁及其合金材料。从耐温性能、材料强度、加工性能及降解能力等综合考虑，研究设计的基体材料为镁铝合金，其金相显微结构如图2所示。

其次，为提高耐蚀性，镁铝合金在使用前要进行相关的表面处理。最常用的处理方法有化学转化（铬化酸盐转化膜、磷酸盐转化膜、磷酸盐-高锰酸盐转化、稀土转化）、阳极氧化（包括微弧阳极氧化）、金属涂层、扩散涂层等［8］。由于上述几种表面处理工艺分别存在表面不均匀、耐温性能差、成本高等缺点，故考虑使用有机涂层对镁铝合金进行表面处理。有机涂层技术能够提高镁铝合金的耐蚀性、耐磨性，而且与合金基体结合力低，在强腐蚀介质、冲刷、冲击、高温下容易脱落，能短时间保护金属。

最后，涂层优选改性聚四氟乙烯+酚醛树脂纳米材料，具有耐高温及耐酸性能，同时加入合适比例的橡胶粉末增强涂层韧性，在入井及承压过程中能有效保护可溶基体。可溶球涂层厚度0.4～0.6 mm，耐温200 ℃，耐强酸腐蚀，并与可溶合金球基体具有优良的结合性能。当球体与球座形成密封并承压后，表面有机层发生破裂，基层合金材料开始溶解，涂层在高温环境下6～10 h（可根据现场需求调整）后会发生老化、鼓包、自行剥落。

2 可溶球承压数值仿真

利用有限元仿真软件对新设计的可溶球进行承压模拟仿真［13-14］，从理论角度研究可溶球的承压能力与强度。首先建立可溶球与球座的有限元仿真分析模型，并划分网格，如图3所示；对可溶球体采用六面体实体单元网格C3D8R，球座下部及上表面采用六面体网格，球座与球体接触区域不规则，无法使用六面体网格，所以对球座接触区域采用四面体网格进行划分；对球座底部施加完全约束，可溶球体与球座之间设置为硬接触，在可溶球上表面施加压力p，得到可溶球承压应力分布云图，如图4所示。由图4可知，在额定承压70 MPa工况下，可溶球的最大等效应力为162.3 MPa，小于可溶球基体材料的屈服强度200 MPa，说明在70 MPa的工况下，可溶球强度可靠，满足工程需求。

为进一步了解可溶球的承压性能，开展50～90 MPa工况下可溶球的承压性能仿真分析［15-16］，得到可溶球的最大应力和最大应变与承压载荷之间的关系曲线，如图5所示。由仿真结果可知，随着载荷的不断增大，可溶球的最大应力也增大，基本上呈线性关系；可溶球的最大应变先增大后趋于稳定。当载荷为70 MPa时，可溶球最大应力距离其屈服强度有37.7 MPa的落差，安全系数18.85%，由此可知可溶球相对比较安全；当载荷为80 MPa时，可溶球最大应力虽然小于200 MPa，但是距离其屈服强度只有7.6 MPa的落差，安全系数3.8%，由此可知可溶球濒临失效，在该载荷下可溶球并不是非常可靠；当载荷达到90 MPa时，可溶球最大应力已超过其屈服强度，发生失效。

3 可溶球性能评价测试

为验证可溶球的各项性能指标是否满足现场使用需求，对新研制的可溶球分别进行耐酸承压测试和高温溶解测试。

3.1 耐酸承压测试

44.45 mm的压裂球经涂层处理后如图6a所示。

在120 ℃、20%地面交联酸（配方：20.0% HCl+0.8% SRAP-1稠化剂+1.0% SRAC-2交联剂+3.0% SRAI-1缓蚀剂+1.0% SRAF-1铁离子稳定剂+1.0% SRAD-1破乳剂+0.05% SRAB-1破胶剂）环境下逐渐加压至70 MPa，并稳压6 h，120 ℃的承压曲线如图7所示。由图7可知，可溶球在该工况下压力基本稳定，没有明显压降，说明耐酸承压测试成功。将温度降至90 ℃，再次在20%的地面交联酸环境下加压至70 MPa，并稳压4 h，90 ℃的承压曲线如图8所示。由图8可知，可溶球在该工况下压力比较稳定，没有明显压降，说明耐酸承压测试成功。耐酸承压测试后的可溶球如图6b所示，相比于使用前，承压测试后的可溶球的上表面由于在高温下浸泡于酸液中，发生了明显的老化，球座接触区域以下的表面未和酸液接触，但是在高温环境下发生了明显的变色。总体来讲，耐酸承压测试表明新研制的可溶球承压指标符合现场使用需求，能够在高温强酸环境下承受70 MPa的压力。

3.2 高温溶解测试

为验证可溶球的溶解性能，利用完成承压测试后的可溶球在顺北油田的地层水（顺北5区1号联合站未经处理的产出水）和清水中继续进行高温溶解测试试验，溶解试验后的可溶球如图6c所示。可溶球在油田地层水和清水中的溶解性能测试曲线分别如图9和图10所示。由图9可知，可溶球在160 ℃下的油田地层水中溶解前的质量为81.7 g，溶解5 h后的质量为45.75 g，5 h累计溶解44%，平均溶解速率为7.19 g/h；由图10可知，可溶球在160 ℃下的清水中溶解前的质量为45.75 g，溶解66 h后的质量为37.97 g，平均溶解速率为0.118 g/h，66 h累计溶解17%。由此可见，可溶球在油田地层水中的平均溶解速率是清水中的60.93倍，地层水中的溶解速率明显高于清水。根据油田地层水中的平均溶解速率计算，可溶球完全溶解约需12 h左右，能够满足顺北油田超深碳酸盐岩储层分段完井的工程需求。

4 现场应用

针对顺北5号带超深碳酸盐岩裂缝、溶蚀孔洞型储层本质易漏、长水平段固井质量无法保证、井眼条件差等问题，通过研制关键工具，为保障超深井滑套打开一次成功率，利用研制的可溶球开启投球滑套。以顺北4-13H井为例，2022年8月8日，江汉压裂107队对该井采用“悬挂式封隔器+高性能扩张式裸眼封隔器+投球滑套+压裂滑套+可溶压裂球”的裸眼分段完井工艺进行完井施工，施工井段7 564.00～8 659.11 m，施工工艺管柱如图11所示。该管柱实现了分三段的目标，可溶球的级差为6.35 mm。为保障裸眼封隔器的性能稳定，3个裸眼封隔器坐封位置依次如下。

1#裸眼封隔器，8 445～8 455 m（井径170.2～172.7 mm，平均171.2 mm；井径扩大率3.070%～4.585%，平均3.678%）。

2#裸眼封隔器，8 250～8 260 m（井径169.4～176.6 mm，平均171.0 mm；井径扩大率2.600%～6.938%，平均3.570%）。

3#裸眼封隔器，7 905～7 915 m（井径169.4～173.8 mm，平均170.5 mm；井径扩大率2.585%～5.277%，平均3.292%）。

4-13H井压裂施工工具依次按照设计要求完成了规定动作，成功率100%，为储层改造提供了通道。封隔器与投球滑套工作数据见表1。

该井酸压施工总液量为2 535 m3，最高排量10.3 m3/min，最高泵压134.8 MPa，停泵压力11.5 MPa，可溶球在顺北5号带超深碳酸盐岩储层裸眼分段完井工艺中应用成功。测试求产情况：该井采用13 mm油嘴求产，油压52.83 MPa，天然气测试产量99.87×104 m3/d，日产油288 m3，折算油气当量1 017 t/d。

5 结 论

（1）针对顺北5号带超深碳酸盐岩储层分段完井工艺研制了一种耐高温、高压、耐酸、可控溶解的压裂球。可溶球采用“基体+涂层”结构，基体材料为镁铝合金，并使用有机涂层对基体进行表面处理，实现了压裂时承压、生产时快速溶解不堵塞通道的双重要求，能够有效提高可溶球在顺北区块裸眼分段完井工艺中的适用性和有效性。

（2）室内评价测试结果进一步验证了可溶球的耐酸承压性能和高温溶解效率，平均溶解速率为7.19 g/h，可溶球完全溶解大概只需12 h，并成功应用于顺北4-13H井。应用结果表明可溶球满足超深碳酸盐岩储层分段完井的现场使用需求。

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