裸眼分段精细酸化技术在双鱼石区块的应用

曾宪举

中国石油西南油气田分公司 工程技术研究院（四川 成都 610617）

1 双鱼石区块构造及地层介绍

双鱼石构造带位于栖霞组顶界⑩号断裂以南。该构造带栖霞组顶界形成多个褶皱断高构造，多为长轴状背斜，长轴展布方向与龙门山走向基本一致，呈北东南西向延展[1]。双鱼石潜伏构造高点位于西庙场与北庙场之间，由两条相向逆断层切割抬升形成，由东西两个高点构成，发育于下三叠统飞仙关组飞四段底界～下二叠统底界各构造层，轴向为近北东向。

栖霞组为双鱼石潜伏构造主产层。该组储层主要见于栖霞组中上部，发育于早二叠世一次重要的成滩期，大多经白云岩化作用改造，具有良好的储渗条件。通过野外露头及实钻证实，双鱼石地区栖霞组主要的储集岩类为晶粒白云岩和残余砂屑白云岩，主要的储集空间为晶间孔、晶间溶孔，发育溶孔和裂缝，栖霞组储层总体上为低孔低渗特征，局部存在高孔渗储层。根据栖霞组储层分类评价标准和单井测井解释成果，以及对区内探井的各类别储层的分类评价研究，双鱼石地区栖霞组储层发育，主要发育Ⅲ类储层[2-3]。

综合微观、宏观、静态、动态等资料分析，双鱼石栖霞组气藏以孔隙型为主，发育有微裂缝、宏观裂缝，在改善储层渗流能力方面起到重要作用，溶洞是储集能力的重要补充。

2 技术介绍

套管下至生产层顶部进行固井而生产层段裸露的完井方式称为“裸眼完井”，由于没有套管和水泥环的防护，这种完井方式对地层有一定的要求，要求地层岩性必须完整、井眼不易发生坍塌和岩块剥落，多用于地层条件较好的碳酸盐岩、硬砂岩等胶结比较好的层段。根据钻开产层和上部套管下入的先后顺序可将裸眼完井分为先期裸眼完井和后期裸眼完井。先期裸眼完井是钻至油层顶界附近后下技术套管进行固井再钻至目的层，后期裸眼完井则相反，目前川渝地区主要采用先期裸眼完井技术[4]。

钻井过程中发生的钻井液漏失和滤失造成近井地带的污染，钻井液与地层岩石的不配伍性会使得地层中黏土成分发生膨胀，这些因素会降低井眼附近的渗透率并影响油气井产量。为了解决钻井期间造成的地层污染，改变井筒周边的渗流条件，沟通天然裂缝带，需要采取储层改造技术对油气层进行改造，裸眼分段精细酸化技术是高磨地区应用较多的一种储层改造工艺技术。

钻至设计井深后进行模拟通井并调整压井液性能，以保证带井下工具的完井管柱能顺利下到位并坐封验封合格。裸眼分段精细酸化技术主要井下工具有裸眼封隔器、压差滑套、投球滑套、悬挂封隔器、回接筒、完井封隔器[5]。裸眼封隔器将整个裸眼段分割成若干小段，便于分段施策，滑套用来建立油管和地层的联通通道，悬挂封隔器坐封在上部套管内部用来保护上部油层套管。常见的裸眼分段精细酸化管柱主体结构为：球座+油管+压差滑套+油管+裸眼封隔器+油管+投球滑套+油管+多段裸眼封隔器和投球滑套组合+油管+悬挂封隔器+回接筒+回插管+磨铣延伸筒+完井封隔器+锚定密封+油管，投球滑套所用球从下到上逐级增大[6]。根据钻井显示及测井解释结果，选择裸眼酸化段并确定裸眼封隔器的数量及坐封位置，从而将整个裸眼段分割成若干个区间。根据各个小区间的地质特征，通过力学计算和计算机软件模拟，优化各小段施工参数，达到最佳储层改造效果。图1 为裸眼分段精细酸化管柱结构图。

图1 裸眼分段精细酸化管柱结构图

为了保证裸眼管柱能顺利下至设计位置，钻井结束后首先进行模拟通井，做压井液高温静止实验以满足下酸化管柱对压井液稳定性要求。前期井筒准备合格后，用钻杆送带回接筒的悬挂封隔器和裸眼封隔器管串至设计井深，用清水替出悬挂封隔器以下的压井液，投球加压坐封悬挂封隔器，环空验封合格后丢手，全井筒替成清水，起管柱，下带回插接头的回插管柱，装采油树，坐封完井封隔器并进行环空验封，油管加压打开压差滑套。裸眼酸化管柱下完后进入酸化施工阶段。由于压差滑套已打开，可以直接高挤酸液，第一段挤入酸液达到设计要求后投球，开启上面一段的投球滑套并密封下部层段，对第二段进行酸化施工。重复上述过程，通过直径不同的球实现不同层段投球滑套的开启，直至完成整个井段的酸化施工，开始进入排液、测试阶段[7]。

3 双鱼石区块应用裸眼分段精细酸化技术难点分析

1）储层埋藏深，井深结构复杂，井筒完整性问题多，井控风险高。双鱼石区块主产层栖霞组埋深超过7 000.0 m，部分井井深超8 000.0 m，采用五开井身结构，油层套管采用悬挂加回接组合方式，且会采用不同规格型号的组合套管。由于油层悬挂段较深、段长较长，固井难度较大，易造成喇叭口、回接筒、套管接箍等地方窜气，破坏井筒完整性，增加施工井控风险。

2）储层埋藏深，地层温度高，压井液易沉淀，造成管柱阻卡。双鱼石栖霞组地层压力系数1.32 左右，地层压力接近100 MPa，产层温度高于150.0 ℃，对压井液性能提出更为苛刻的沉降稳定性要求，而127.0 mm 小井眼容积为12.7 L/m，压井液稍微的沉淀都可能掩埋很长一段管柱，造成井下复杂，而超过7 000.0 m的井深又增加了处理的难度。

3）储层埋藏深，地层温度高，对工具性能要求较高。150.0 ℃以上的高温会对工具性能造成很大影响，比如工具的形变量会超标、封隔器胶皮的硬化速度会更快、销钉的抗剪切性能也发生变化，高温因素对于工具的配套选型构成一大挑战[8-9]。

4）储层埋藏深，管柱沿程磨阻大，地层破裂压裂高，施工泵压高，压开难度大。

5）改造段较长，跨度大，均匀改造难度大，且储层温度高，酸岩反应速率快，有效作用距离短。

针对裸眼分段精细酸化技术在双鱼石区块应用的难度，西南油气田分公司组织相关技术力量进行项目攻关，形成了若干技术措施。针对深井固井问题，优化水泥浆配方，采用精细控压固井技术显著提高了双鱼石区块的油层套管固井质量。针对温度对压井液和工具的影响，要求在下管柱前必须完成压井液室内高温稳定性实验，实验合格方能进行下步施工，在工具选型方面，一方面采购国外设备，另一方已组织相关力量开展配套技术攻关研究。针对水平段较长、储层埋藏较深、储层非均质性强问题，酸化设计单位通过实验模拟提出了相应的解决方案，采用裸眼封隔器分段工艺提高酸化改造的针对性，采用高温胶凝酸体系达到降阻及缓蚀效果以有效提升酸液作用距离，并通过非放射性化学示踪剂评价各层段的产气贡献，为后续优化施工参数提高依据。

4 技术应用成果

双鱼X13*井是双鱼石区块的一口滚动评价井，试油层位栖霞组，采用裸眼封隔器+滑套分4段进行酸化的裸眼分段精细酸化技术。要求压井液在170 ℃下性能稳定、均匀、地层温度条件下静止15 d内无沉淀、流动性和传压性好。该井2019年8月份完钻，完钻层位栖霞组，试油段长383.0 m，产层中部垂深7 484.70 m，井底温度154.5 ℃，压力系数1.32，预计地层压力96.89 MPa，预计最大井口关井压力73.44 MPa，10月下旬转入试油。

经过引流测试、钻水泥塞、刮管通井和模拟通井，双鱼X13*井开始下裸眼分段精细酸化管柱。首先用钻杆送裸眼封隔器管串至设计井深，投坐封球，坐封悬挂封隔器并进行环空验封合格，加压打掉球座成功进行丢手，全井筒替成清水，经观察无异常后起钻，下回插管柱。回插成功后换装井口，装采油树，并对回接筒进行验封合格，投球坐封裸眼封隔器、锚定封隔器，打开压差滑套，完成裸眼分段精细酸化管柱的下入。该酸化管柱包括4个裸眼封隔器、1 套悬挂封隔器和回插总成、3 个投球滑套和1个压差滑套，将383.0 m 水平段分割成段长分别为92.0、107、93.0、91.0 m 4 个小段。2019年11月底双鱼X13*井进行1 400.0 m3胶凝酸酸化施工，并采用非放射性化学示踪剂评价各层段的产气贡献，施工参数见表1。经两条装有35 mm 孔板的临界速度流量计测试管线进行测试，获得日产142.5×104m3的高产工业气流，创下双鱼石构造单井产量最高纪录。

表1 双鱼X13*井酸化施工参数表

5 结束语

裸眼分段精细酸化工艺技术是一项集成度比较高、技术复杂度较大的储层改造技术，能够实现在较长产层内造缝，特别对非均质性的储层改造效果较好，能根据各段孔隙、溶洞、裂隙的具体发育程度采用不同的施工参数，并可以通过添加暂堵剂造复杂裂缝，提高酸化施工效果，是油气田增储上产的关键技术。