川西超深海相碳酸盐岩超高压分段酸压技术实践

马 健， 杨永华， 何颂根， 李永明， 刘啸峰， 潘宝风

(1中石化西南油气分公司博士后工作站 2中石化西南油气分公司工程技术研究院 3西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室)

0 引言

随着油气勘探开发的深入和发展，深层(≥4 500 m)、超深层(≥6 000 m)是目前油气领域的重要资源接替区[1- 2]。海相碳酸盐岩又是深层油气发现的主要阵地，目前已发现塔河、普光、元坝、磨溪、顺北、川西等超深层碳酸盐岩气藏。储层改造是有效动用低渗碳酸盐岩储层的关键技术之一，但深层海相碳酸盐岩的储层改造面临“高温、高压、高应力、高含硫”的挑战[3]。以川西气田雷口坡气藏为例，储层埋藏深、物性差、应力高，普遍存在破裂压力高、高温酸液腐蚀速率风险大、高含硫条件下深层测试工具可靠性难保证等难题[4- 5]。本文在前期川西海相酸压改造实践的基础上，以典型井PZ103井为例，探索形成了超深海相碳酸盐岩储层超高压分段酸压工艺技术。

1 PZ103井基本情况及改造难点

1.1 储层特征

PZ103井位于龙门山前缘鸭子河构造，目的层为雷口坡四段，完钻井深6 148 m，地层温度155℃，地层压力系数1.05，H2S含量3%～5%，属超深高含硫海相碳酸盐岩气藏的一口典型井[6- 7]。目的层段5 988～6 071 m，跨度83 m，岩性为云质灰岩及白云岩。录井解释：微含气层3层，共计34 m。测井解释：气层12层，共计73.8 m，含气层1层，厚度2.2 m;储层厚度68 m，其中II类储层25.2 m、III类储层42.8 m，平均孔隙度4.1%，平均渗透率0.067 mD，为低渗碳酸盐岩。成像测井解释天然裂缝143条，其中高导缝135条，但以低角度缝为主(0°～30°)。结合储层参数进行可压性评价，采用自研的“海相碳酸盐岩可压性评价”软件综合打分为3.07分，根据该区域的可压性分类(A类≤1.5、B类1.5～2.5、C类2.5～3.5、D类≥3.5)，PZ103井储层可压性评价为C类。对照邻井施工难度情况,如表1所示，预测PZ103井施工难度较大，存在压不开风险。

1.2 井筒概况

套管结构为：Ø193.7 mm×5 924.50 m+Ø139.7 mm×(5 695.52～6 102.71) m，Ø193.7 mm、Ø139.7 mm套管抗内压强度分别为87.0 MPa、110.2 MPa，目的层段上下固井质量良好，满足测试需求。

表1 川西海相前期施工井可压性情况

1.3 改造难点

(1)储层埋藏深、物性差，不发育高角度缝，可压性综合评价为C类，压开地层难度大。

(2)储层温度高达155℃，如果地层压不开，需要长时间震荡试挤，高温下酸液腐蚀时间长，确保井下管柱安全难度大。

(3)储层跨度大(83 m)，笼统酸压改造难以实现均匀布酸，实现纵向上充分改造难度大。

(4)储层温度高，酸岩反应快，排量受限，提高酸液有效作用距离难度大。

2 PZ103井技术对策及改造方案

2.1 技术对策

(1)针对储层存在压不开的风险问题，优化测试管柱，尽可能替酸到产层附近，同时提升井口压力级别，采用140 MPa井口及配套设备超高压施工。

(2)针对高温长时间酸液腐蚀速率高的问题，优选耐温大于160℃、性能优良的高温酸液缓蚀剂。

(3)针对储层跨度大、均匀布酸难度大的问题，优选工具组合，采用工具机械分段改造。

(4)针对酸液作用距离有限的问题，采用深度酸压思路，设计“胶凝酸+交联酸+压裂液”交替注入的大规模酸压改造。

2.2 改造方案

2.2.1 测试工艺优选

对比三种不同测试管柱优缺点(表2)，采用方案三“机械式封隔器RTTS+液压式封隔器Y241”进行分层测试实现长井段纵向上充分改造。在常规成熟的“机械式封隔器RTTS”测试管柱基础上，再增加一个国产液压式Y241封隔器，主要原因如下：

(1)选择成熟的RTTS封隔器确保本高含硫气井的测试安全。由于安全问题含硫气井一般需要下封隔器，而RTTS封隔器是APR测试工艺中非常成熟的工具，测试完后也利于取出。

(2)虽然优选的国产液压式Y241封隔器密封胶皮、本体材质经室内大量实验评价，证实能够满足本井高温、高含硫测试要求，同时对其解封机构也进行了改进更利于起出，但一直未能有类似超深高含硫井入井实践机会。为了区域上后续勘探开发降低成本的需要，也为了直接替酸液到位浸泡产层降低破裂压力的需要，有必要进行国产Y241封隔器现场应用。

表2 不同分段管柱优缺点对比

2.2.2 完井管柱设计

根据勘探井录取地层资料的需要，需采用APR测试工具井下关井，同时采取140 MPa井口施工，需要管柱及配套工具满足承压需求，完井分层酸压测试管柱设计如图1所示。

图1 分层酸压测试管柱

(1)油管选择。考虑含硫气井短期测试，油管选择为P110SS材质。根据管柱力学分析，设计采用Ø88.9 mm×9.52 mm+Ø88.9 mm×6.45 mm+Ø73 mm×5.51 mm油管组合，要求油管扣型为抗压缩性能好的气密封特殊扣。

(2)工具选择。要求工具内径满足下部分段滑套投球需要，选择Ø127 mm APR工具；按井口限压120 MPa，在试挤期间井底压力达到180 MPa左右，同时考虑改造施工时环空平衡压力高，打开RD阀时环空需要承压124 MPa左右，RD、RDS选用加强型工具。改造上部层段时，下部封隔器受到向下的拉力为±130 t，底部封隔器需带卡瓦。

(3)压力参数控制。按照回接后的井口油层套管抗内压强度87 MPa、封隔器压差60 MPa、考虑破裂盘的设计，在试挤期间应控制井口泵压不超过105 MPa，环空平衡压力不低于31 MPa。

2.2.3 高温酸液缓蚀剂优选

川西海相前期施工表明，储层压开前震荡试挤时间超过4 h(酸液缓蚀剂行业标准评价要求为4 h)，其中酸液最长滞留井筒时间为28 h。常用的160℃缓蚀剂，尽管满足行标4 h的要求，但在14 h下腐蚀速率达232.23 g/(m2·h)，前期管柱也因此窜漏问题频发。据此室内经过多次实验优选出的180℃缓蚀剂，P110SS钢片温度180℃下，14 h及24 h后腐蚀速率分别为6.95 g/(m2·h)、21.4 g/(m2·h)，性能远远优于原160℃缓蚀剂。

2.2.4 交替注入酸压设计

采用“胶凝酸+交联酸+压裂液”交替注入的大规模酸压改造，利用酸液在压裂液内的黏性指进效应，实现长距离的非均匀刻蚀，达到深度酸压的目的[8- 9]。优选的胶凝酸在160 s-1剪切2 h后黏度15～18 mPa·s，优选的交联酸在170 s-1剪切2 h后黏度40～45 mPa·s。配套140 MPa超高压施工，设计施工排量5～8 m3/min。单段酸压规模分别为1 104 m3(用酸量850 m3)、1 028 m3(用酸量680 m3)，交替级数为2级。

3 PZ103井现场实施效果

3.1 试挤情况

油管替酸22 m3至OMNI阀以上，关闭OMNI阀，在油管限压100 MPa下，进行了38次试挤。在第38次试挤开始建立稳定排量0.4～0.6 m3/min，然后挤入酸液16 m3。整个过程，在限压100 MPa下试挤时长达8.5 h(图2)，验证了高温酸液缓蚀性能良好，国产液压工具长时间耐压差性能可靠。

图2 PZ103井试挤施工曲线

3.2 分段酸压施工

投球开滑套前第一段施工排量4.0 m3/min下泵压95 MPa，开滑套后第二段施工在同样排量下泵压仅75 MPa，成功压开了新层段。第一层施工排量2～5.9 m3/min，施工压力59～112 MPa，累计注入液量1 108 m3(其中胶凝酸550 m3、交联酸300 m3、压裂液230 m3)。第二层施工排量2～5.4 m3/min，施工压力81～103 MPa，累计注入液量1 102 m3(其中胶凝酸458 m3、交联酸200 m3、压裂液124 m3)。现场施工表明，PZ103井成功实现了超深层海相、超高压、大规模、分层酸压改造(图3)。

图3 PZ103井分段酸压施工曲线

3.3 压后测试效果

压后累计排液2 353 m3，返排率110.2%。在油压14.2 MPa条件下，测试获得天然气12.65×104m3/d，水276 m3/d，达到了充分评价储层的目的。

3.4 管柱起出情况

本井测试完成后压井顺利起出了上部的RTTS封隔器，下部Y241封隔器由于变扣短节质量问题在上提过程中滑扣导致落井。后续类似井施工中加强了变扣短节质量控制，推广应用的同款液压Y241封隔器均满足了酸压改造及测试需要，同时工具也顺利起出。

4 结论

(1)川西海相碳酸盐岩储层埋藏深、物性差、破裂压力高，在准确可压性评价基础上，采用高温缓蚀酸液、替酸尽量接近储层、超高压施工是实现安全有效压开储层的重要措施。

(2)对大厚度、强非均质性、低品位储层，采用“机械式封隔器RTTS+液压式封隔器Y241”分段工艺、超高压井口、优化配套管柱工具的技术措施，可实现大规模分段酸压，且满足测试的需求。

(3)川西海相成功实现了超深高含硫气井超高压大规模(2 132 m3)分层酸压，为类似储层的分层酸压改造提供了借鉴与参考。