孫林 徐斌 楊軍偉 方培林 李曉亮

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 2.卡爾加里大學(xué)土木工程系 3.OGI地質(zhì)力學(xué)公司)

0 引 言

水平篩管井是油田常采用的一種水平井懸掛篩管防砂的完井方式，它具有投產(chǎn)效率高、產(chǎn)能大及防砂簡便等優(yōu)點(diǎn)。據(jù)統(tǒng)計，海上油田這種完井方式達(dá)到2 000井次以上，數(shù)量占比大于69%。這種完井方式存在2方面問題：一是對水平井的軌跡要求較高，在薄層中面臨井眼軌跡易偏離優(yōu)質(zhì)儲層的風(fēng)險；二是完井方式極大限制了增產(chǎn)措施工藝的實(shí)施。海上油田一直探索該類完井方式的高效增產(chǎn)技術(shù)。2010—2014年，海上油田提出了水平井鉆桿多點(diǎn)拖動酸化工藝，通過綜合優(yōu)選酸化點(diǎn)并設(shè)計工藝參數(shù)，以實(shí)現(xiàn)大排量酸洗效果，同時在南海東部油田應(yīng)用10井次，累計增油11.87×104m3[1]；2016—2021年，探索形成了過篩管爆燃壓裂技術(shù)，并在海上油田的試驗(yàn)井取得成功，將長期關(guān)停井H-20sb井成功復(fù)產(chǎn)，累計增油2.89×104m3[2-5]。上述配套技術(shù)解決了此類完井方式增產(chǎn)措施缺乏的難題。但對于海上油田來說，技術(shù)依然存在動管柱作業(yè)周期長、費(fèi)用高等不足，同時對水平井眼軌跡的增產(chǎn)改造處理半徑有限，且無法對水平段整體改造釋放產(chǎn)能，而側(cè)鉆又造成作業(yè)成本的急劇增加。

自2020年開始，海上油田將壓裂技術(shù)應(yīng)用于此類完井方式中，采用射穿原篩管、壓裂充填、化學(xué)防砂幾種工藝組合，形成過篩管壓裂技術(shù)[6]，應(yīng)用14井次，累計增油7.76×104m3。但施工井的60%以上面臨嚴(yán)重出砂的問題，有待進(jìn)一步攻關(guān)。同時將加拿大阿爾伯塔地區(qū)及國內(nèi)新疆油田SAGD油砂井中增加注氣連通性的巖石擴(kuò)容儲層改造技術(shù)用于油井增產(chǎn)，并在P-B7H1井進(jìn)行礦場試驗(yàn)，日產(chǎn)液量由213.7 m3增加至405.2 m3，效果顯著[7]。技術(shù)有不動管柱、改造范圍大的優(yōu)點(diǎn)，在此類完井方式中具有較大應(yīng)用前景。

為此，海上油田進(jìn)一步發(fā)展巖石擴(kuò)容儲層改造技術(shù)，結(jié)合暫堵、酸化、表活劑反向驅(qū)油等工藝，形成了水平篩管井不動管柱原位改造技術(shù)，并在E-A9H井進(jìn)行礦場試驗(yàn)并獲得成功，真正實(shí)現(xiàn)了不動管柱條件下，對水平井眼軌跡的大范圍、遠(yuǎn)半徑儲層改造，并取得顯著作業(yè)效果。該項(xiàng)研究及實(shí)施案例為國內(nèi)外此類井況的儲層改造提供了借鑒。

1 技術(shù)簡介

水平篩管井不動管柱原位改造技術(shù)示意圖如圖1所示。在水平篩管井不動管柱條件下，先通過暫堵劑暫堵高滲透帶儲層；然后對中低滲帶儲層進(jìn)行酸化，起到一個降壓增注效果，為后續(xù)作業(yè)創(chuàng)造良好的井筒壓力范圍；其次泵注超低界面張力的表活劑作為擴(kuò)容液，通過預(yù)處理、擴(kuò)容區(qū)擴(kuò)展及反演等步驟，在地層最小主應(yīng)力和破裂壓力之間注入大量的擴(kuò)容液，從而改善中低滲帶儲層物性，并進(jìn)行深部處理；隨后再次酸化，溶蝕擴(kuò)縫，增強(qiáng)改造效果；最后恢復(fù)生產(chǎn)，殘酸和擴(kuò)容液返排，暫堵劑在遇油和反向壓差下自動破膠。

上述步驟相輔相成，水平篩管井由于受井眼軌跡和儲層分布的影響，通常面臨非均質(zhì)性強(qiáng)的問題，隨著長時間生產(chǎn)，高滲透帶儲層含水逐漸增高，而中低滲透帶儲層還有增產(chǎn)潛力。轉(zhuǎn)向酸化是目前國內(nèi)外通常采用的方式，但水平井酸化的平均處理半徑僅為0.5 m，難以對儲層實(shí)現(xiàn)有效改造。通過轉(zhuǎn)向酸化降壓，為巖石擴(kuò)容長時間高壓力措施作業(yè)，創(chuàng)造一個高排量、適度壓力環(huán)境，從而在不動管柱作業(yè)中保護(hù)電泵等井下工具。此外將表活劑用于擴(kuò)容液，表活劑具有驅(qū)油、促進(jìn)殘液返排等優(yōu)點(diǎn)。巖石擴(kuò)容使儲層在長時間高壓條件下，在脆性和塑性變形范圍內(nèi)形成了復(fù)雜的微裂縫網(wǎng)，但因?yàn)榧夹g(shù)不加入支撐劑，為了進(jìn)一步改善造縫效果，技術(shù)最后通過酸化溶蝕擴(kuò)縫，進(jìn)一步保持改造后的孔隙度和滲透率。

該項(xiàng)技術(shù)具有以下幾方面優(yōu)勢。

(1)不動管柱作業(yè)。技術(shù)可不動管柱不起下電泵生產(chǎn)管柱，通過鋼絲作業(yè)，導(dǎo)通注入通道即可實(shí)現(xiàn)泵注暫堵劑、酸液和擴(kuò)容液，作業(yè)完成后關(guān)閉注入通道即可啟泵返排。同時采用注入泵、液罐、鉆井液池等常規(guī)設(shè)備可以實(shí)現(xiàn)幾種工藝互聯(lián)互通，不用單獨(dú)增加其他設(shè)備。此外，海上平臺空間的鉆井液池可為擴(kuò)容作業(yè)提供大量的生產(chǎn)注入水，對于改造工藝來說成本更低。特別適合空間小的海上平臺作業(yè)。

(2)改造處理半徑大和范圍大。水平井的改造半徑根據(jù)儲層情況和用液量可達(dá)到十幾米至幾十米，并且對水平段進(jìn)行均勻改造，在不側(cè)鉆新井眼的情況下達(dá)到儲層改造的目的。

2 技術(shù)配套工藝

2.1 配套工藝思路

對于水平篩管井而言，為了釋放潛力，需要解決物性方面問題，采用既能暫堵又能自動解堵的高效暫堵劑是國內(nèi)外研究的共識。此外，暫堵劑還需要適應(yīng)目標(biāo)儲層的溫度條件和耐酸性能，并使后續(xù)措施能夠針對中低滲帶有效改造。再采用溶泥、溶鈣的強(qiáng)溶蝕配套酸液降壓增注以及采用巖石擴(kuò)容儲層改造工藝技術(shù)增效。而與擴(kuò)容液配套使用的表活劑需要滿足耐溫耐鹽性能，此外有較強(qiáng)的改善潤濕能力，降低注入阻力，提高殘液返排效率。

2.2 高效暫堵劑

為了滿足暫堵劑的性能特點(diǎn)，通過系列先導(dǎo)性試驗(yàn)后決定不采用不易破膠的聚合物凝膠類體系、耐溫性能偏差的酸化自轉(zhuǎn)向體系和不耐酸的纖維類水溶性暫堵劑，而優(yōu)選油溶性暫堵劑。該體系是通過植物基樹脂與高級醇、酚類和醛類通過酯化與縮合反應(yīng)制得的改性樹脂，軟化點(diǎn)與油溶率進(jìn)一步提高。其性能參數(shù)為：暫堵劑粒徑小于1 mm，軟化點(diǎn)溫度高于120 ℃。暫堵劑遇油溶解，油溶率接近100%，實(shí)現(xiàn)自動解堵，適合于儲層溫度高達(dá)120 ℃的井況作業(yè)。

油溶性暫堵液與地層水配伍性(試驗(yàn)井E-A9H原油分離油水樣)、酸液配伍性良好，96 h暫堵液黏度接近清水，樹脂顆粒未降解，可維持較長的封堵時間，滿足后續(xù)長時間的措施作業(yè)要求。

2.3 溶泥、溶鈣的強(qiáng)溶蝕配套酸液

為了更好地發(fā)揮強(qiáng)溶蝕擴(kuò)縫性能，采用鹽酸、低濃度氫氟酸和緩速酸為主劑研發(fā)了配套酸液。酸液具有低成本和高效溶蝕的特點(diǎn)，其中鹽酸主要針對鈣質(zhì)礦物溶蝕，低濃度氫氟酸主要針對泥質(zhì)、長石等礦物溶蝕，而緩速酸是為了使酸液發(fā)揮深穿透擴(kuò)縫的作用。因此針對原位改造復(fù)配工藝，配套酸液可達(dá)到擴(kuò)容前降壓增注，擴(kuò)容后溶蝕擴(kuò)縫這一目的。

采用正交試驗(yàn)方法，通過3種組分的濃度均值和組分極差值的數(shù)據(jù)分析，2 h內(nèi)氫氟酸是影響溶蝕結(jié)果的最大因素，其次是鹽酸，最后是緩速酸，與體系的性能一致。試驗(yàn)井現(xiàn)場探井巖屑(對應(yīng)井深2 265～2 268 m)顯示靜態(tài)溶蝕率高達(dá)38.68%，比以往體系高8%～15%。采用鄰井同層49.7 mD的天然巖心進(jìn)行動態(tài)驅(qū)替試驗(yàn)，試驗(yàn)中降壓增注效果顯著，酸化后滲透率增大倍數(shù)為2.2倍。試驗(yàn)后，可觀察到巖心充填物明顯減少，骨架孔隙特征明顯，證明酸液強(qiáng)溶增滲效果優(yōu)良，如圖2所示。

圖2 配套酸液動態(tài)驅(qū)替試驗(yàn)前、后巖心外觀圖片

2.4 巖石擴(kuò)容儲層改造工藝技術(shù)

巖石擴(kuò)容儲層改造工藝技術(shù)是水平篩管井不動管柱原位改造技術(shù)的關(guān)鍵配套技術(shù)[7-18]。該技術(shù)利用巖土力學(xué)中巖石擴(kuò)容這一基礎(chǔ)理論，通過地面注入壓力變化，改變儲層井壁周圍孔隙壓力分布，從而改變應(yīng)力場，巖石在彈性-塑性變形范圍內(nèi)形成張性、剪切2種微裂縫帶，增加儲層孔隙度及滲透率。張性裂縫主要是在注壓過程中，砂巖孔隙壓力增大致使其體積膨脹，當(dāng)孔隙壓力超過其抗拉強(qiáng)度時，砂粒間發(fā)生拉張分離形成微裂縫；剪切裂縫主要是砂巖受剪切作用下砂粒發(fā)生翻滾和翻轉(zhuǎn)，導(dǎo)致其體積增大而形成的微裂縫。

與水力壓裂不同的是，水力壓裂為高流體壓力下的張性破裂，表現(xiàn)為強(qiáng)烈的張性裂縫，裂縫滲透率較大，同時拱形效應(yīng)很小，因此在流體壓力降低后需要支撐劑；而擴(kuò)容是剪切力或者孔隙壓力引起的顆粒錯動或分開，表現(xiàn)為復(fù)雜、大體積的微觀張剪裂縫區(qū)，裂縫滲透率相對較小，且具有較強(qiáng)的拱形效應(yīng)，在流體壓力降低后可以繼續(xù)存在。

巖石擴(kuò)容技術(shù)關(guān)鍵施工參數(shù)研究需要根據(jù)地質(zhì)、巖石力學(xué)、井身結(jié)構(gòu)等參數(shù)，采用巖石擴(kuò)容有限元數(shù)模方法，優(yōu)化設(shè)計擴(kuò)容工藝參數(shù)(壓力、排量及液量)，以達(dá)到井周圍產(chǎn)生大體積、均勻、高孔隙度、高滲透性的擴(kuò)容區(qū)的目的。

巖石擴(kuò)容模擬技術(shù)是實(shí)施改造技術(shù)成功的關(guān)鍵因素，需要耦合孔隙介質(zhì)彈性力學(xué)、巖石剪切破壞、孔隙介質(zhì)滲流等相關(guān)理論，結(jié)合儲層巖石力學(xué)參數(shù)，并采用巖石力學(xué)擴(kuò)容模型和滲透率模型，建立擴(kuò)容有限元模型。根據(jù)此原理，形成了巖石擴(kuò)容模擬軟件，例如OGI地質(zhì)力學(xué)公司的巖石力學(xué)擴(kuò)容耦合數(shù)模軟件。

在模擬軟件中錄入油井基本資料和不同的施工參數(shù)，模擬運(yùn)算擴(kuò)容區(qū)應(yīng)力分布情況(見圖3)，根據(jù)目標(biāo)井的軌跡和深度，巖石力學(xué)強(qiáng)度和地應(yīng)力計算，從而優(yōu)選合適的擴(kuò)容壓力和擴(kuò)容預(yù)處理時間。

圖3 不同時間壓力加載下巖石擴(kuò)容區(qū)應(yīng)力分布模擬結(jié)果

再模擬孔隙壓力波及范圍的擴(kuò)展過程。當(dāng)孔隙壓力波及范圍在擴(kuò)容時間延長后增長緩慢時，該情況下的擴(kuò)容液量和擴(kuò)容時間即為合適施工參數(shù)。試驗(yàn)井E-A9H的巖石擴(kuò)容模擬如圖4所示。

而在此參數(shù)下，通過模擬擴(kuò)容體積應(yīng)變大于0.5%的區(qū)域?yàn)閿U(kuò)容半徑，即擴(kuò)容面積除以擴(kuò)容井段長度。以往的研究表明，在此范圍內(nèi)孔隙度和滲透率有明顯改善。

2.5 活性納米滲析表活劑

因?yàn)閹r石擴(kuò)容技術(shù)會使用大量生產(chǎn)水對儲層進(jìn)行改造，為了增強(qiáng)注入效果和返排效率，采用活性納米滲析表活劑。該表活劑由兩性離子表活劑納米活性組分組成，耐溫120 ℃，耐鹽40 000 mg/L，室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果顯示具有較強(qiáng)的改善潤濕能力，降低注入阻力，提高返排效率。

使用E油田現(xiàn)場地層水，經(jīng)過濾后配制成質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%的表活劑溶液，使用CNG601型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測試其120 ℃老化后與E油田原油樣品之間的油水界面張力。試驗(yàn)結(jié)果顯示，老化前界面張力值為1.027×10-3mN/m，120 ℃老化72 h后界面張力值為1.493×10-3mN/m，均達(dá)到超低界面張力水平，表明體系性能優(yōu)良，耐溫性好。

3 礦場試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)井基本情況

試驗(yàn)井E-A9H是一口水平裸眼井，于2019年10月投產(chǎn)，采用直徑為215.9 mm水平裸眼懸掛直徑為168.3 mm的防砂篩管，篩管段井深為2 954.58～3 420.00 m，測井解釋結(jié)果如表1所示。該井水平鉆遇解釋凈厚461.7 m，水平段貼頂鉆進(jìn)，儲層頂部發(fā)育厚度不均頂鈣，2處井眼軌跡和尾端靠近頂鈣，水平段探邊顯示，井軌跡下部局部不連續(xù)發(fā)育泥質(zhì)夾層。該井的水平段非均質(zhì)性較強(qiáng)，可分為3段，第1段水平段根部，凈厚300.6 m，孔隙度21.8%，含油飽和度62.7%；第2段水平段中部，油層凈厚102.4 m，孔隙度19.8%，含油飽和度54.4%；第3段水平段趾部，油層凈厚58.7 m，孔隙度17.7%，含油飽和度50.5%。由此可知，水平段中后部位物性偏差。

表1 試驗(yàn)井E-A9H井測井解釋結(jié)果

該井投產(chǎn)初期日產(chǎn)液最高可達(dá)477 m3，隨著生產(chǎn)，日產(chǎn)液量穩(wěn)定在236.7～353.2 m3，含水體積分?jǐn)?shù)接近92%。由于該井水平段中部和趾部還具有一定潛能，急需進(jìn)行儲層改造釋放。

3.2 實(shí)施工藝現(xiàn)場作業(yè)情況

3.2.1 暫堵劑泵注程序

根據(jù)水平高滲透段302.6 m長度計算，結(jié)合平臺空間設(shè)計30 m3暫堵劑用量，封堵半徑在0.5 m范圍內(nèi)，采用鉆井液池進(jìn)行攪拌配制并泵注。為避免暫堵液與地層原油接觸，降低暫堵效果，暫堵之前使用51 m3配液水作為隔離液。泵注暫堵劑時，采用小于0.2 m3/min的低排量泵注方式。

現(xiàn)場作業(yè)顯示，暫堵劑開始進(jìn)入地層后，排量保持在0.19 m3/min，泵注壓力從0.69 MPa逐漸上升到10.3 MPa，隨后穩(wěn)定在9.7～10.3 MPa，表明暫堵劑對高滲層段起到較好的封堵作用，同時整個水平段還保持一定的滲流能力，低滲層段未被封堵。

3.2.2 酸化泵注程序

酸化主要分為2個段塞，分別是擴(kuò)容前酸化降壓增注和擴(kuò)容后酸化溶蝕擴(kuò)縫。第一段塞設(shè)計前/后置液和主體酸均為25 m3；第二段塞設(shè)計前、后置液和主體酸為20 m3，施工壓力控制在12.3 MPa，施工排量設(shè)計為0.1～1.5 m3/min，限壓不限制排量。

第一段塞酸液泵注顯示，隨著酸液逐步進(jìn)入地層，泵注排量保持在0.48 m3/min，壓力由9.7 MPa逐漸下降至1.5 MPa左右，表現(xiàn)出非常明顯的降壓增注效果。這說明酸液與中低滲地層反應(yīng)，顯著改善了地層的吸液能力，水平段非均質(zhì)性得到改善。

第二段塞在巖石擴(kuò)容作業(yè)后，施工排量和壓力均有不同幅度的提升，同時也觀察到施工泵注排量穩(wěn)定在1 m3/min，泵注壓力從7.0 MPa下降至6.2 MPa，在地層補(bǔ)充了大量注入水能量情況下，依然有顯著的壓降效果，說明裂縫有效溶蝕擴(kuò)縫。

3.2.3 巖石擴(kuò)容泵注程序

巖石擴(kuò)容主要分為地應(yīng)力測試、地應(yīng)力預(yù)處理、擴(kuò)容區(qū)擴(kuò)展及反演幾個階段。地應(yīng)力測試主要通過階梯排量測試，分析地層地應(yīng)力和滲透率；地應(yīng)力預(yù)處理則在最小主應(yīng)力和地層破裂壓力間進(jìn)行低速、壓力控制作業(yè)，使之有利于產(chǎn)生均勻擴(kuò)容區(qū)；擴(kuò)容區(qū)擴(kuò)展則采用震蕩交替注入方式，使擴(kuò)容區(qū)半徑擴(kuò)大至十幾米到幾十米，擴(kuò)容區(qū)反演則在每個擴(kuò)展之間停泵，使裂縫擴(kuò)展。

由于試驗(yàn)井液柱壓力為22 MPa，地層破裂壓力梯度為0.016 7 MPa/m，井口擴(kuò)容壓力必須控制在11.0～13.8 MPa(預(yù)計井下壓力控制在最小主應(yīng)力至地層破裂壓力之間)。擴(kuò)容模擬顯示，最大井口壓力限制為13.5 MPa，可滿足擴(kuò)容要求。此外，電泵生產(chǎn)管柱中耐壓薄弱處電纜穿越器和電泵封隔器承壓級別均為34.5 MPa(對應(yīng)深度1 452 m)，可滿足作業(yè)要求，對于電泵電纜保護(hù)需注意壓力上升、下降的速率小于0.345 MPa/min。

表2為各施工步工藝參數(shù)表。圖5為試驗(yàn)井?dāng)U容作業(yè)施工曲線。試驗(yàn)井共進(jìn)行了4個階段的擴(kuò)容區(qū)擴(kuò)展作業(yè)，最高施工壓力均維持在11～13 MPa之間，最高施工排量1.67 m3/min。整個擴(kuò)容泵注施工作業(yè)時間約68 h，注入表活劑擴(kuò)容液共計1 902 m3。施工結(jié)束后立即返排殘液，以減輕儲層傷害。

表2 各施工步工藝參數(shù)

圖5 E-A9H井?dāng)U容作業(yè)施工曲線

本井地層最小主應(yīng)力分析方法為平方根法，即首先通過壓力導(dǎo)數(shù)法確定裂縫的動態(tài)閉合和地層徑向流所對應(yīng)的時間；然后在平方根法曲線上定位時間段，動態(tài)閉合和地層徑向流所對應(yīng)的時間交點(diǎn)就是測試到的裂縫閉合壓力，其值等效于地層最小主應(yīng)力。

通過對地應(yīng)力預(yù)處理作業(yè)流程的壓降曲線分析，本井地層最小主應(yīng)力為27.59 MPa，最小主應(yīng)力梯度為12.3 kPa/m。

通過對各注入周期壓降曲線的分析，假定產(chǎn)生的擴(kuò)容區(qū)沿170 m擴(kuò)容處理井段分布均勻，計算得出擴(kuò)容半徑及物性改造情況如下：

(1)地應(yīng)力預(yù)處理階段。預(yù)處理階段后擴(kuò)容半徑13.3 m，擴(kuò)容區(qū)內(nèi)平均滲透率598 mD，擴(kuò)容體積94 910 m3。

(2)擴(kuò)容區(qū)擴(kuò)展第二階段。本階段完成后擴(kuò)容半徑16.1 m，擴(kuò)容區(qū)內(nèi)平均滲透率748 mD，擴(kuò)容體積114 890 m3。

(3)擴(kuò)容作業(yè)完成。擴(kuò)容作業(yè)完成后擴(kuò)容半徑19.3 m，擴(kuò)容區(qū)內(nèi)平均滲透率808 mD，擴(kuò)容體積199 858 m3。

3.3 試驗(yàn)效果

該井于2022年9月11—18日實(shí)施水平篩管井不動管柱原位改造技術(shù)，實(shí)施前、后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)如表3所示。

表3 E-A9H井措施前、后生產(chǎn)數(shù)據(jù)

措施作業(yè)后，地層能量充足，但由于泵注了大量生產(chǎn)水，初期含水體積分?jǐn)?shù)較高，屬于排液階段。為了進(jìn)一步提高中部和趾部的排液速度，逐漸提高頻率及放大油嘴直徑，含水體積分?jǐn)?shù)逐漸下降，到2022年12月13日，含水基本降至措施前水平，對比措施前后的液量和油量，增產(chǎn)措施較為顯著。

4 結(jié)論及認(rèn)識

(1)通過暫堵高滲透帶儲層，對中低滲帶儲層進(jìn)行酸化；其次泵注超低界面張力的表活劑作為擴(kuò)容液，在地層最小主應(yīng)力和破裂壓力之間注入大量的擴(kuò)容液，從而改善中低滲帶儲層物性，并進(jìn)行深部處理；隨后再次進(jìn)行酸化，溶蝕擴(kuò)縫，增強(qiáng)改造效果；最后恢復(fù)生產(chǎn)，殘酸和擴(kuò)容液返排等步驟，形成了水平篩管井不動管柱原位改造技術(shù)。

(2)技術(shù)首次在E-A9H井進(jìn)行礦場試驗(yàn)并獲得成功，試驗(yàn)井共泵注1 902 m3擴(kuò)容液，改造半徑達(dá)19.3 m，擴(kuò)容區(qū)滲透率從83.2 mD提高至808.0 mD，增產(chǎn)效果顯著。

(3)技術(shù)為解決不動管柱條件下水平篩管井儲層改造這一難題提供了創(chuàng)新思路，真正實(shí)現(xiàn)了不動管柱條件下，對水平井眼軌跡的大范圍、遠(yuǎn)半徑儲層改造，為同類井況的技術(shù)實(shí)施提供了借鑒，以后還需要繼續(xù)擴(kuò)大技術(shù)應(yīng)用，形成更加完善的技術(shù)系列。