深層碳酸鹽巖水平井改造技術現狀及進展

文 果 ，謝新秋 ，武月榮

（1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018）

碳酸鹽巖儲層油氣藏分布廣泛，占全球探明油氣儲量一半以上[1]。國外碳酸鹽巖儲層埋藏較淺，物性相對較好，國內碳酸鹽巖儲層埋藏較深，深層碳酸鹽巖儲層多數基質不具備儲滲能力，非均質程度高，自然投產率低，酸壓改造技術已成為油氣田主要的增產和穩產技術。隨著非常規油氣田的高效開發，水平井分段改造技術現場應用越來越多，也成為深層碳酸鹽巖儲層水平井的主導技術。

20世紀80年代，國內外開始水平井增產改造技術的研究，從最初的水平井籠統改造到分段改造、多級改造和大規模分段多簇改造等，各大油田進行了研究和現場試驗，效果顯著。近年來，深層水平井技術的突破，我國深層碳酸鹽巖儲層水平井分段改造工藝、工作液及配套技術取得巨大進步。

1 深層碳酸鹽巖儲層水平井分段改造技術

水平井籠統改造通常會出現改造不充分，未能挖掘出單井最大產能等問題，是一種不經濟的方法。對于水平井儲層物性好、水平段短、水平段井眼小，井下復雜等情況，考慮此種技術，一般采用分段改造技術。

1.1 無工具分段改造技術

國內外常用的暫堵劑主要包括有機凍膠暫堵劑[2，3]、化學顆粒暫堵劑[4，5]及纖維暫堵劑等[6，7]。化學顆粒暫堵劑能使酸液進入儲層物性差的井段，達到均勻布酸的目的，應用效果較好，但存在堵塞裂縫、不利于返排的問題，可降解纖維暫堵劑能很好的解決這些問題。

根據流體流動遵循最小阻力原理，第一段施工完后，加入的纖維暫堵液首先進入高滲透帶和天然裂縫，在壓差的作用下，縫口快速形成一層有效的纖維阻擋層，阻止后續液體進入，并不斷堆積和壓實，使得進行第二段儲層改造，當最后一段施工完后，纖維暫堵劑在高溫條件下降解，返排出地層，從而實現分段改造的目的。

張雄等[8]提出了用“可降解聚丙烯腈纖維＋聚合物顆粒”暫堵無工具分段改造的技術，解決了封隔器+滑套分段改造時，下入過程中管柱常遇阻和施工過程中封隔器無法坐封或滑套無法正常打開等問題，在塔河油田應用8井次，其中A井分3段酸壓施工，規模 1 735.0 m3，加入可降解纖維 1.4 t、顆粒 0.3 t，施工壓力增加 6.6 MPa～7.7 MPa，壓后日產油 108.3 t。

楊乾龍等[9]研制了新型可降解纖維暫堵劑，將暫堵酸化、前置液酸化、多級注入酸壓及閉合酸壓技術的融合，提出了纖維分流暫堵復合酸壓技術，解決了由于井深、井身結構等因素的影響，使得機械封隔酸壓技術受到限制而無法使用，在川東北長興組應用10井次，其中A1井分2段酸壓施工，規模1 296.0 m3，加入纖維暫堵劑1.5 t、纖維暫堵液90 m3，施工壓力增加5.0 MPa～8.0 MPa，壓后日產氣 82.5×104m3。

1.2 機械工具分段改造技術

1.2.1 裸眼封隔器分段改造技術 深層碳酸鹽巖儲層埋藏深、溫度高，且套管下入困難及固井難度大等，大多采用裸眼完井，因此裸眼封隔器分段改造技術是深層碳酸鹽巖儲層常用的水平井分段改造技術。該技術是一次下入管柱，裸眼封隔器坐封、投球進行分段改造。

國內開始裸眼封隔器分段壓裂是2007年塔河油田[10]用于側鉆水平井分段改造，采用的是打壓坐封和擴張式封隔器，僅分兩段改造。

2008年塔里木油田[11-13]開始采用遇油膨脹裸眼封隔器+滑套分段改造，由于國外工具成本高，國內在開關滑套和球座方面存在一定的差距，分段級數受限，目前形成了全通徑分段改造技術，裸眼封隔器通過球座憋壓坐封，第一段投球式篩管打開與地層連通，裸眼封隔器之間壓控式篩管實現油管與地層連通，改造后井筒全通徑，后期可進行修井作業，現場應用廣泛，封隔器承壓70 MPa，耐溫204℃，最大井深超8 000 m，最長水平段1 500 m以上，是主要的改造技術。

1.2.2 套管封隔器+滑套分段改造技術 對于深層碳酸鹽巖儲層物性較差，非均質程度高，為實現水平段均勻分段改造，采用套管封隔器+滑套分段改造技術，適用于套管完井。該技術是先射孔，再下入管柱，封隔器坐封，投球進行分段改造。

2014年塔里木油田[14]嘗試了套管封隔器+可鉆式滑套分段改造技術，5寸套管完井，分10段改造，優質儲層采用小規模前置液酸壓，儲集體距縫洞體較遠采用深度酸壓，儲集體走向與主應力走向不一致采用暫堵轉向酸壓，針對性選擇改造工藝，取得了良好的增產效果。

1.2.3 水力噴射分段改造技術 采用封隔器分段改造，受封隔器分段數的限制，可能會影響改造效果，因此試驗了水力噴射分段改造技術。

2010-2011年塔里木油田、四川氣田試驗了不動管柱水力噴射分段酸壓、油管拖動水力噴射分段酸壓等[15，16]，井溫達160℃，分段達12段。該技術在長慶油田“三低”油氣田應用廣泛，是主要的水平井分段改造技術。

2 酸液體系

2.1 高溫膠凝酸

高溫膠凝酸是在普通酸液中加入高分子化合物，增加黏度，降低氫離子擴散速度，降低酸巖反應速度，減少濾失，同時高溫下保持穩定的流變性能，反應后便于返排，具有較低的摩阻，實現較高的施工排量，達到深穿透的目的。該酸應用廣泛，是主要的酸液體系之一。

國內外公司已進行了大量的研究和現場應用，形成了適合不同條件下的配方體系和相應的工藝，體系中高分子化合物質量分數一般為0.8%～1.0%[10]，在150℃、170 s-1剪切速率下，黏度保持20 mPa·s以上，酸巖反應速度比普通酸降低50%以上。

2.2 溫控變黏酸

溫控變黏酸是酸液中加入特殊的稠化劑，隨溫度不斷升高，黏度迅速增大，酸液濾失降低，由于酸巖反應，酸液的消耗，溫度過高，體系結構破壞又恢復到原來的狀態，黏度降低，逐漸破膠，易返排。與高溫膠凝酸不同之處在于中間有一個黏度升高又降低的階段，從而進一步降低酸巖反應速度，控制濾失，減少殘渣等，應用也廣泛。該體系在100℃以上黏度迅速上升至200 mPa·s以上，在140℃、170 s-1條件下剪切1 h，黏度保持 60 mPa·s以上[17]，實現深穿透，增加酸蝕縫長。

2.3 清潔轉向酸

為使非均質儲層得到充分改造，出現了新的酸液體系－清潔轉向酸。該體系利用黏彈性表面活性劑的特性，初始在鮮酸中以單個分子存在，表現較低的黏度，當酸液與儲層巖石發生反應后，產生鈣鎂離子，pH值升高，導致表面活性劑在殘酸液中形成柱狀或棒狀膠束，黏度大幅提高，對較大滲透率儲層暫堵，由于壓力上升，迫使新注入鮮酸進入滲透率小的儲層，同時在高溫儲層，減小濾失，反應速率進一步減慢，酸液作用距離進一步增加，實現非均質儲層充分改造。

國外自20世紀90年代初開始研究，2003年Diedre Taylor等研制出一種耐高溫VES自轉向酸，在溫度149℃時具有良好的穩定性，巖心試驗表明酸液體系對高滲和低滲巖心具有較好的效果[18]。國內李小剛等[19]2014年報道了清潔自轉向酸體系變黏后的黏度在高溫儲層下無法達到增黏轉向的目的。目前該體系在120℃、170 s-1條件下，黏度可達1 500 mPa·s以上，剪切 2 h，黏度保持 300 mPa·s以上。

2.4 自生酸

自生酸又稱潛在酸，是指地面上的兩種酸母體，注入地層后通過化學反應在深處產生鹽酸或氫氟酸。在地面不顯酸性或顯弱酸性，高溫條件下較大幅度地降低酸巖反應速率和對設備、管柱的腐蝕，增加酸蝕裂縫有效長度，尤其適用高溫儲層。

20世紀70年代國外開始提出自生酸概念，國內20世紀80年代進入礦場應用，目前由單一自生鹽酸、自生有機酸向復合自生酸發展。該體系在120℃，A劑與B劑體積比1∶1時，平均生酸量最高12.7%[20]。

2.5 交聯酸

交聯酸是在酸性條件下稠化劑與交聯劑交聯，形成網絡狀分子鏈，增加酸液體系黏度，有效控制濾失和增加酸蝕縫長和導流能力。交聯酸是這幾種酸中反應速率最慢，增加酸蝕縫長最長，可攜砂，實現深部穿透。

國外最早研究可追溯到20世紀70年代末，國內2000年以后才進行了大量研究，主要集中在地面交聯酸體系，在四川、青海、新疆、長慶等廣泛應用。該體系耐溫抗剪切性能良好，在140℃、170 s-1條件下剪切1 h，黏度保持 100 mPa·s左右[21]。

2.6 加重酸

對于深層井，地層破裂壓力和施工壓力高，往往常規酸液體系無法滿足施工。增加酸液密度增加井筒液柱壓力降低井口施工壓力，同時酸液可解除近井筒污染，進一步降低井口施工壓力，達到改造的目的。

國外對加重酸酸液濃度、緩蝕劑等進行了研究，加重酸液密度為1.74 g/cm3，可在110℃儲層內進行短時間（約40 min）施工[22]，國內先后在四川和塔里木油田進行了現場應用，酸液密度達1.8 g/cm3以上，160℃下動態腐蝕速率小于30 mg/（m2·h）。

3 認識與建議

（1）國內已形成深層碳酸鹽巖儲層水平井分段改造技術，根據儲層特征選擇相應的改造工藝和液體體系，在現場成功應用，提高了單井產量。

（2）隨著儲層品質進一步下降，物性變差，深井水平井固井技術的提高，可能會向套管封隔器+滑套分段改造等技術發展，解決裸眼完井生產中后期水平井段垮塌的問題，便于修井作業。

（3）碳酸鹽巖油氣勘探逐步由深層向超深層發展，超高溫環保型酸液體系、管柱結構、改造工藝等需深入研究與探索，對油氣資源接替有重要的意義。

（4）深層碳酸鹽巖儲層水平井重復改造難度大，面臨油藏衰竭、酸液體系選擇，分段隔離等問題，是今后研究的方向。

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