水平篩管井不動管柱原位改造技術探索及實踐*

孫林 徐斌 楊軍偉 方培林 李曉亮

(1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 2.卡爾加里大學土木工程系 3.OGI地質力學公司)

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，它具有投產效率高、產能大及防砂簡便等優點。據統計，海上油田這種完井方式達到2 000井次以上，數量占比大于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質儲層的風險；二是完井方式極大限制了增產措施工藝的實施。海上油田一直探索該類完井方式的高效增產技術。2010—2014年，海上油田提出了水平井鉆桿多點拖動酸化工藝，通過綜合優選酸化點并設計工藝參數，以實現大排量酸洗效果，同時在南海東部油田應用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，并在海上油田的試驗井取得成功，將長期關停井H-20sb井成功復產，累計增油2.89×104m3[2-5]。上述配套技術解決了此類完井方式增產措施缺乏的難題。但對于海上油田來說，技術依然存在動管柱作業周期長、費用高等不足，同時對水平井眼軌跡的增產改造處理半徑有限，且無法對水平段整體改造釋放產能，而側鉆又造成作業成本的急劇增加。

自2020年開始，海上油田將壓裂技術應用于此類完井方式中，采用射穿原篩管、壓裂充填、化學防砂幾種工藝組合，形成過篩管壓裂技術[6]，應用14井次，累計增油7.76×104m3。但施工井的60%以上面臨嚴重出砂的問題，有待進一步攻關。同時將加拿大阿爾伯塔地區及國內新疆油田SAGD油砂井中增加注氣連通性的巖石擴容儲層改造技術用于油井增產，并在P-B7H1井進行礦場試驗，日產液量由213.7 m3增加至405.2 m3，效果顯著[7]。技術有不動管柱、改造范圍大的優點，在此類完井方式中具有較大應用前景。

為此，海上油田進一步發展巖石擴容儲層改造技術，結合暫堵、酸化、表活劑反向驅油等工藝，形成了水平篩管井不動管柱原位改造技術，并在E-A9H井進行礦場試驗并獲得成功，真正實現了不動管柱條件下，對水平井眼軌跡的大范圍、遠半徑儲層改造，并取得顯著作業效果。該項研究及實施案例為國內外此類井況的儲層改造提供了借鑒。

1 技術簡介

水平篩管井不動管柱原位改造技術示意圖如圖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行酸化，起到一個降壓增注效果，為后續作業創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容液，通過預處理、擴容區擴展及反演等步驟，在地層最小主應力和破裂壓力之間注入大量的擴容液，從而改善中低滲帶儲層物性，并進行深部處理；隨后再次酸化，溶蝕擴縫，增強改造效果；最后恢復生產，殘酸和擴容液返排，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，通常面臨非均質性強的問題，隨著長時間生產，高滲透帶儲層含水逐漸增高，而中低滲透帶儲層還有增產潛力。轉向酸化是目前國內外通常采用的方式，但水平井酸化的平均處理半徑僅為0.5 m，難以對儲層實現有效改造。通過轉向酸化降壓，為巖石擴容長時間高壓力措施作業，創造一個高排量、適度壓力環境，從而在不動管柱作業中保護電泵等井下工具。此外將表活劑用于擴容液，表活劑具有驅油、促進殘液返排等優點。巖石擴容使儲層在長時間高壓條件下，在脆性和塑性變形范圍內形成了復雜的微裂縫網，但因為技術不加入支撐劑，為了進一步改善造縫效果，技術最后通過酸化溶蝕擴縫，進一步保持改造后的孔隙度和滲透率。

該項技術具有以下幾方面優勢。

(1)不動管柱作業。技術可不動管柱不起下電泵生產管柱，通過鋼絲作業，導通注入通道即可實現泵注暫堵劑、酸液和擴容液，作業完成后關閉注入通道即可啟泵返排。同時采用注入泵、液罐、鉆井液池等常規設備可以實現幾種工藝互聯互通，不用單獨增加其他設備。此外，海上平臺空間的鉆井液池可為擴容作業提供大量的生產注入水，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。

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

2 技術配套工藝

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外研究的共識。此外，暫堵劑還需要適應目標儲層的溫度條件和耐酸性能，并使后續措施能夠針對中低滲帶有效改造。再采用溶泥、溶鈣的強溶蝕配套酸液降壓增注以及采用巖石擴容儲層改造工藝技術增效。而與擴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，通過系列先導性試驗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向體系和不耐酸的纖維類水溶性暫堵劑，而優選油溶性暫堵劑。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制得的改性樹脂，軟化點與油溶率進一步提高。其性能參數為：暫堵劑粒徑小于1 mm，軟化點溫度高于120 ℃。暫堵劑遇油溶解，油溶率接近100%，實現自動解堵，適合于儲層溫度高達120 ℃的井況作業。

油溶性暫堵液與地層水配伍性(試驗井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，滿足后續長時間的措施作業要求。

2.3 溶泥、溶鈣的強溶蝕配套酸液

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

采用正交試驗方法，通過3種組分的濃度均值和組分極差值的數據分析，2 h內氫氟酸是影響溶蝕結果的最大因素，其次是鹽酸，最后是緩速酸，與體系的性能一致。試驗井現場探井巖屑(對應井深2 265～2 268 m)顯示靜態溶蝕率高達38.68%，比以往體系高8%～15%。采用鄰井同層49.7 mD的天然巖心進行動態驅替試驗，試驗中降壓增注效果顯著，酸化后滲透率增大倍數為2.2倍。試驗后，可觀察到巖心充填物明顯減少，骨架孔隙特征明顯，證明酸液強溶增滲效果優良，如圖2所示。

圖2 配套酸液動態驅替試驗前、后巖心外觀圖片

2.4 巖石擴容儲層改造工藝技術

巖石擴容儲層改造工藝技術是水平篩管井不動管柱原位改造技術的關鍵配套技術[7-18]。該技術利用巖土力學中巖石擴容這一基礎理論，通過地面注入壓力變化，改變儲層井壁周圍孔隙壓力分布，從而改變應力場，巖石在彈性-塑性變形范圍內形成張性、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，當孔隙壓力超過其抗拉強度時，砂粒間發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生翻滾和翻轉，導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，表現為強烈的張性裂縫，裂縫滲透率較大，同時拱形效應很小，因此在流體壓力降低后需要支撐劑；而擴容是剪切力或者孔隙壓力引起的顆粒錯動或分開，表現為復雜、大體積的微觀張剪裂縫區，裂縫滲透率相對較小，且具有較強的拱形效應，在流體壓力降低后可以繼續存在。

巖石擴容技術關鍵施工參數研究需要根據地質、巖石力學、井身結構等參數，采用巖石擴容有限元數模方法，優化設計擴容工藝參數(壓力、排量及液量)，以達到井周圍產生大體積、均勻、高孔隙度、高滲透性的擴容區的目的。

巖石擴容模擬技術是實施改造技術成功的關鍵因素，需要耦合孔隙介質彈性力學、巖石剪切破壞、孔隙介質滲流等相關理論，結合儲層巖石力學參數，并采用巖石力學擴容模型和滲透率模型，建立擴容有限元模型。根據此原理，形成了巖石擴容模擬軟件，例如OGI地質力學公司的巖石力學擴容耦合數模軟件。

在模擬軟件中錄入油井基本資料和不同的施工參數，模擬運算擴容區應力分布情況(見圖3)，根據目標井的軌跡和深度，巖石力學強度和地應力計算，從而優選合適的擴容壓力和擴容預處理時間。

圖3 不同時間壓力加載下巖石擴容區應力分布模擬結果

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

而在此參數下，通過模擬擴容體積應變大于0.5%的區域為擴容半徑，即擴容面積除以擴容井段長度。以往的研究表明，在此范圍內孔隙度和滲透率有明顯改善。

2.5 活性納米滲析表活劑

因為巖石擴容技術會使用大量生產水對儲層進行改造，為了增強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，室內試驗結果顯示具有較強的改善潤濕能力，降低注入阻力，提高返排效率。

使用E油田現場地層水，經過濾后配制成質量分數0.3%的表活劑溶液，使用CNG601型旋轉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。試驗結果顯示，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，均達到超低界面張力水平，表明體系性能優良，耐溫性好。

3 礦場試驗

3.1 試驗井基本情況

試驗井E-A9H是一口水平裸眼井，于2019年10月投產，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，儲層頂部發育厚度不均頂鈣，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發育泥質夾層。該井的水平段非均質性較強，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 試驗井E-A9H井測井解釋結果

該井投產初期日產液最高可達477 m3，隨著生產，日產液量穩定在236.7～353.2 m3，含水體積分數接近92%。由于該井水平段中部和趾部還具有一定潛能，急需進行儲層改造釋放。

3.2 實施工藝現場作業情況

3.2.1 暫堵劑泵注程序

根據水平高滲透段302.6 m長度計算，結合平臺空間設計30 m3暫堵劑用量，封堵半徑在0.5 m范圍內，采用鉆井液池進行攪拌配制并泵注。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。

現場作業顯示，暫堵劑開始進入地層后，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，分別是擴容前酸化降壓增注和擴容后酸化溶蝕擴縫。第一段塞設計前/后置液和主體酸均為25 m3；第二段塞設計前、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，顯著改善了地層的吸液能力，水平段非均質性得到改善。

第二段塞在巖石擴容作業后，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定在1 m3/min，泵注壓力從7.0 MPa下降至6.2 MPa，在地層補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縫。

3.2.3 巖石擴容泵注程序

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

由于試驗井液柱壓力為22 MPa，地層破裂壓力梯度為0.016 7 MPa/m，井口擴容壓力必須控制在11.0～13.8 MPa(預計井下壓力控制在最小主應力至地層破裂壓力之間)。擴容模擬顯示，最大井口壓力限制為13.5 MPa，可滿足擴容要求。此外，電泵生產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(對應深度1 452 m)，可滿足作業要求，對于電泵電纜保護需注意壓力上升、下降的速率小于0.345 MPa/min。

表2為各施工步工藝參數表。圖5為試驗井擴容作業施工曲線。試驗井共進行了4個階段的擴容區擴展作業，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。整個擴容泵注施工作業時間約68 h，注入表活劑擴容液共計1 902 m3。施工結束后立即返排殘液，以減輕儲層傷害。

表2 各施工步工藝參數

圖5 E-A9H井擴容作業施工曲線

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

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

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

(1)地應力預處理階段。預處理階段后擴容半徑13.3 m，擴容區內平均滲透率598 mD，擴容體積94 910 m3。

(2)擴容區擴展第二階段。本階段完成后擴容半徑16.1 m，擴容區內平均滲透率748 mD，擴容體積114 890 m3。

(3)擴容作業完成。擴容作業完成后擴容半徑19.3 m，擴容區內平均滲透率808 mD，擴容體積199 858 m3。

3.3 試驗效果

該井于2022年9月11—18日實施水平篩管井不動管柱原位改造技術，實施前、后的生產數據如表3所示。

表3 E-A9H井措施前、后生產數據

措施作業后，地層能量充足，但由于泵注了大量生產水，初期含水體積分數較高，屬于排液階段。為了進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，含水體積分數逐漸下降，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，增產措施較為顯著。

4 結論及認識

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

(2)技術首次在E-A9H井進行礦場試驗并獲得成功，試驗井共泵注1 902 m3擴容液，改造半徑達19.3 m，擴容區滲透率從83.2 mD提高至808.0 mD，增產效果顯著。

(3)技術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新思路，真正實現了不動管柱條件下，對水平井眼軌跡的大范圍、遠半徑儲層改造，為同類井況的技術實施提供了借鑒，以后還需要繼續擴大技術應用，形成更加完善的技術系列。