馮昕媛，李春雨，劉永，張煜，謝貴琪

中國石油青海油田鉆采工藝研究院（甘肅 敦煌 736202）

0 引言

柴達木盆地2012 年開始關注高溫深井（深度4 500 m左右，溫度為150 ℃）的研究，處于起步和探索階段，隨著壓裂工藝的發(fā)展，目前的工藝雖然有了很大的進步，但隨著勘探開發(fā)向深井進軍，依然不能滿足高溫深井的改造要求，如位于柴達木盆地英中地區(qū)英中一號構造北高點的獅62井，改造目的層段為5 588～5 614.5 m，溫度高達182 ℃，是目前柴達木盆地壓裂目的層最深、溫度最高的井。目前，盆地內已發(fā)現(xiàn)英西、尖北和昆特依構造等深層油氣田，盆地深層（＞4 500 m）已落實三級油氣地質儲量當量3.44×108t，發(fā)現(xiàn)率16%。深層石油資源主要分布在柴西地區(qū)的古近系和基巖，天然氣主要分布在柴北緣基巖、侏羅系和古近系，資源潛力大。油藏普遍具有溫度高、埋藏深、壓實作用強、物性差等特點，屬于低孔特低滲儲層，為儲層改造帶來了高溫深井新的挑戰(zhàn)。面對著巖性復雜、天然裂縫發(fā)育、儲層致密、溫度高、施工壓力高等壓裂改造難點，以往的壓裂工藝技術適應性較差，存在難壓開、壓不進等問題。青海油田超深和超高溫井的壓裂改造需求對壓裂工藝技術提出了更高要求。

1 關鍵技術

通過開展高溫深井巖屑酸溶蝕實驗、高溫壓裂液體系評價及優(yōu)選實驗，確定酸處理體系及壓裂液體系配方；運用FracproPT 壓裂軟件、Wellwhiz 數(shù)值模擬軟件及管柱力學受力分析軟件模擬優(yōu)化前置液比例、不同粒徑支撐劑的組合和管柱設計；結合現(xiàn)場經驗形成了以“酸處理降破裂壓力技術、大管徑油管淺下降摩阻技術、高前置復合壓裂液技術、多段塞多尺度組合支撐劑技術、180 ℃成熟的壓裂液體系以及壓裂井筒安全評估技術”為核心的高溫深井壓裂改造技術思路，有效降低施工壓力、加砂難度和施工風險，為深井油氣改造提供技術支撐。

1.1 酸處理降低施工壓力技術

酸處理是通過與巖石發(fā)生溶蝕作用或者凈化射孔孔眼降低破裂壓力[8-15]。根據(jù)盆地內油氣井巖心分析結果，開展高溫深井巖屑酸溶蝕實驗，優(yōu)化前置酸化液體系配方，通常注入酸量20～60 m3左右，通過酸與儲層巖石可溶蝕成分發(fā)生化學反應而破壞孔隙的膠結強度，降低巖石的內聚力和摩擦角，并且在近井筒形成酸蝕裂縫，降低近井筒裂縫內摩阻，有效降低地層破裂壓力[16-22]?，F(xiàn)場施工數(shù)據(jù)中統(tǒng)計分析得到酸處理工藝能夠降低施工壓力16 MPa 左右，具體數(shù)據(jù)見表1，大幅提高井下工具、地面設備的適應能力，工具座封、壓裂均一次完成。

表1 高溫深井酸處理降低壓力統(tǒng)計表

1.2 大管徑油管淺下降摩阻技術

深探井為考慮提高機械鉆速及降低成本，通常情況下井身結構復雜，往往是177.8 mm（7"）套管掛127 mm（5"）套管，之前壓裂管柱通常采用88.9 mm（3?"）+73.025 mm（2?"）管柱進行措施改造，該類壓裂管柱管內徑較小，沿程施工摩阻較大，提排量空間受限，平均排量3 m3/min，導致改造體積小，措施效果差。因此，高溫深井儲層改造在降低施工壓力方面首要的任務是降低壓裂管柱的沿程摩阻[23-24]。

眾所周知，施工排量越高及壓裂管柱內徑越小的情況，管柱沿程摩阻越大，施工壓力越高。因此可以考慮采用大直徑的壓裂施工管柱，以有效降低施工管柱摩阻。

按照降低壓裂管柱沿程摩阻從而降低施工壓力的思路，形成大管徑油管淺下壓裂管柱設計，能有效降低地面施工壓力，減小施工難度。例如在177.8 mm（7"）套管中采用114.3 mm（4?"）+壓裂油管代替88.9 mm（3?"）壓裂油管，以壓裂管柱下深5 000 m 計算，在施工排量3～6 m3/min 時，根據(jù)柴達木盆地現(xiàn)場施工經驗數(shù)據(jù)推算可以降低施工壓力3.67～23.52 MPa，如圖1所示。

圖1 不同管徑下的壓力及壓降關系圖

淺下壓裂管柱是減小小管徑油管下入深度，利用壓裂管柱至儲層段大尺寸套管摩阻更小的優(yōu)點來降低井筒沿程壓力損耗，原理也是采用大直徑壓裂施工管柱有效降低摩阻。以4 500 m 井深、139.7 mm（4?"）P110 套管，壁厚10.54 mm 內采用73.025 mm（2?"）P110 壓裂油管、0.45%有機硼胍膠體系（表2）、地層破裂壓力梯度0.024 MPa/m 為例，根據(jù)柴達木盆地現(xiàn)場施工經驗數(shù)據(jù)推算73.025 mm（2?"）P110 壓裂油管下入不同深度時的地面施工壓力情況，如圖2所示。

圖2 不同管柱結構在不同排量下的施工壓力預測

表2 采用的壓裂液體系參數(shù)

1.3 高黏前置復合壓裂液技術

在前置液設計上，采用凍膠或凍膠與滑溜水的混合液等高黏液體，能降低濾失從而提高液體造縫效率[25-27]，復合壓裂液技術具有形成復雜縫網(wǎng)、連續(xù)攜砂充填主縫起到有效支撐的雙重優(yōu)點。針對深井的壓裂，首先要保證在前置液階段能夠形成一定規(guī)模的裂縫，從而為支撐劑提供足夠的空間[27]，通過增大前置液量到400～1 000 m3，以保證初期裂縫能夠充分擴展，優(yōu)化前置液比例，可以降低濾失，提高液體效率，同時降低加砂難度，保證施工的順利。

同時壓裂液對井筒降溫的效果顯著，裂縫內壓裂液溫度梯度分布較大；裂縫前端50 m范圍內的壓裂液溫降明顯，可滿足耐高溫壓裂液的溫度要求[28]。對于高溫深井，高黏前置液既滿足了造縫的要求，又滿足了降溫的需求，形成了高黏前置復合壓裂液技術。

我開始精心照顧小狗。每天早晨帶小狗去公園散步，中午把骨頭煲得如肉一般軟，才喂給它吃，下午帶它去樓下曬曬太陽、溜圈。天天如此。終于，經過我一個月的照顧，它又成了一只活潑可愛的小狗?？粗谋奶乃腋吲d得像是見到了百元大鈔從天而降般開心，不由雙手抱起它，舉得高高的。這時，小狗總是“汪汪”地叫幾聲，好像在說：“小主人，謝謝你對我的照顧?！?/p>

根據(jù)現(xiàn)場施工情況，以獅62井代表參數(shù)進行模擬（圖3），其中地層溫度182 ℃為地層原始溫度、裂縫長度為150 m，高溫深井前置液量為200～1 000 m3，施工排量平均為5 m3/min，通過FracproPT 軟件進行溫度場的模擬，模擬裂縫最前緣溫度為地層溫度。

圖3 高溫深井溫度與泵入液量變化趨勢

1.4 多段塞、多尺度組合支撐技術

水力壓裂現(xiàn)場壓裂實踐經驗表明，支撐劑段塞技術配合其他技術可以大幅提高水力壓裂成功率[23]。前置液階段加入小粒徑支撐劑低砂比段塞，可以打磨近井筒裂縫和封堵小裂縫，促使近井復雜裂縫在地層中形成較寬的主裂縫[29]，降低壓裂液在裂縫中的摩阻，進而降低地面施工壓力。

多尺度組合支撐技術是指分別采用不同粒徑的支撐劑對微裂縫、次裂縫和主裂縫進行有效填充，達到最優(yōu)導流能力。根據(jù)非常規(guī)油氣藏壓裂理念，地層滲透率為微達西-納達西級，形成從微縫-支縫-主縫的縫網(wǎng)體（體積壓裂），主要考慮不同級次裂縫與地層流度的匹配關系，而不是填砂裂縫的絕對導流能力。主縫需要較高的導流能力-填充較大粒徑的支撐劑；支縫需要一定的導流能力-填充中等粒徑的支撐劑；微縫只要有支撐就行-填充更小粒徑的支撐劑，大大降低了壓裂難度和砂堵風險。

采用等效導流能力和多重網(wǎng)格加密方法，建立柴達木高溫深井主要油藏裂縫網(wǎng)絡模型及分支裂縫模型，數(shù)值模擬優(yōu)化結果為：主裂縫導流能力最優(yōu)20 μm2·cm、分支縫最優(yōu)2～5 μm2·cm，如圖4 所示。根據(jù)支撐劑導流能力評價結果優(yōu)選70/140 目支撐劑作為前置液階段段塞支撐劑，可以打磨近井地帶微裂縫，轉角支撐遠端微裂縫，提高遠端支撐；優(yōu)選40/70 目支撐劑作為連續(xù)加砂階段支撐劑，對近井和炮眼打磨，降低施工壓力，支撐主裂縫；優(yōu)選30/50目支撐劑為連續(xù)加砂階段支撐劑，支撐劑支撐近井地帶，增大近井裂縫導流能力。

圖4 主裂縫及分支縫導流能力最終累產變化曲線圖

1.5 180 ℃壓裂液體系

隨著深層超深層儲層改造技術的發(fā)展，對超高溫壓裂液提出了迫切的需求[30]。在原有的體系基礎上積極探索，通過提高稠化劑加量、引入交聯(lián)增效劑、交聯(lián)促進劑，改進羧甲基羥丙基胍膠交聯(lián)方式，提高了體系耐溫性能，形成了適用于180 ℃的羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系配方：0.65%羧甲基羥丙基胍膠+1%氯化鉀+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.3%破乳助排劑+0.1%殺菌劑+0.2%交聯(lián)增效劑+0.6%交聯(lián)促進劑，耐溫耐剪切性能如圖5所示。

圖5 耐溫耐剪切性能曲線圖

羧甲基羥丙基胍膠壓裂液在獅62井成功應用，該體系具有水不溶物低、用量少、殘渣低（86.3 mg/L）、易破膠、耐高溫、高剪切、黏彈性好等特點。

1.6 壓裂井筒安全評估技術

針對高溫、高壓、高應力井措施改造難度大、安全風險高、工具可靠性不明確的難點，采用管柱力學受力分析軟件，開展套管強度安全評價及管柱力學校核，對提升管柱安全、提高壓裂施工成功率具有重要意義。

對獅62 井進行管柱力學校核，井口壓力100 MPa，安全系數(shù)1.69，滿足安全作業(yè)條件，結果見表3。最高施工壓力102 MPa，破裂壓力100.4 MPa，排量4.2 m3/min，加砂41.1 m3,總液量909.60 m3，施工順利。壓后日產油10.27 m3，獲工業(yè)油氣流。

表3 獅62井井口位置壓裂管柱載荷、安全系數(shù)數(shù)值

2 現(xiàn)場應用

高溫超深井壓裂技術在柴達木盆地勘探井成功進行了應用，具體施工效果見表4。在英西和尖北兩個主要區(qū)塊共實施12 層組，施工成功率達到100%，平均中深為4 869 m，壓后平均日產油24.8 m3，日產氣46 177 m3，10層組達到工業(yè)油氣流，該技術取得較好的現(xiàn)場應用效果。

表4 高溫深井現(xiàn)場應用效果統(tǒng)計表

以獅56-1 井為例，該井位于英西區(qū)塊，儲層深度為5 230～5 248 m，溫度高達160 ℃。射孔后無初產，使用原管柱酸化施工，最大排量0.71 m3/min，最高壓力為55.70 MPa，總液量18.70 m3，井口244.5 mm、177.8 mm 套管發(fā)生憋漏，套管損壞，停止施工。井口更換好后177.8 mm 套管試壓52 MPa，但177.8 mm套管下部仍然有磨損。

針對該井已經存在的工程風險，采用高溫超深井關鍵技術，以目前的井筒以及壓裂管柱的安全性為前提，采用壓裂井筒安全評估技術確定井口施工壓力不能超過100 MPa；結合以往該區(qū)壓裂情況，采用大管徑油管淺下降摩阻技術和酸處理降低施工壓力技術，確定在100 MPa 施工壓力下的施工排量為6.00 m3/min；根據(jù)6.00 m3/min排量結合多段塞、多尺度組合支撐技術、高黏前置復合壓裂液技術和成熟的高溫壓裂液體系，最終確定采用適用于160 ℃的羧甲基羥丙基胍膠壓裂液體系，備液900 m3（壓裂液400 m3、滑溜水500 m3），備砂52 m3（70～140 目粉陶12 m3、40～70目支撐劑高密高強陶粒30 m3、30～50目支撐劑高密高強陶粒10 m3），預處理酸30 m3，前置液量530 m3，占總量的68%，前置液階段打4個段塞，有效降低施工風險。此次壓裂施工最高施工壓力95.50 MPa，破裂壓力為94.40 MPa,最大排量6.00 m3/min，該井施工總液量824.30 m3,共加砂51.00 m3，壓后日產油12.4 m3，達到施工順利和成功改造目的。

3 結論

1）針對柴達木高溫超深井面臨的儲層致密、溫度高、施工壓力高等難點，研究形成了酸處理降破裂壓力、大管徑油管淺下降摩阻、高黏前置復合壓裂液、多段塞多尺度組合支撐劑、耐180 ℃壓裂液體系和壓裂井筒安全評估為主的，適應于柴達木盆地高溫超深井儲層壓裂改造關鍵技術，該技術為柴達木盆地高溫深井勘探開發(fā)提供了技術支撐。

2）高溫超深井壓裂技術在尖北、英西區(qū)塊等勘探井成功應用12 層組，壓裂成功率100%，其中10層組獲得工業(yè)油氣流，取得了顯著的應用效果。