【多级注入闭合酸压工艺在牛东1超深井的应用】 牛东

　　摘 要:牛东1井是华北油田2011年在冀中地区部署的一口重点风险探井,井深6027m是目前中国石油集团在环渤海湾地区已钻探最深井。该井情况复杂,温度高,井段大,施工压力高,实施储层改造风险大。针对这些技术难题,采用多级注入闭合酸压工艺,优化压裂液,酸液体系,成功完成对该井储层改造,取得日产气56.25万立方米、油642.91m3的佳绩。多级注入闭合酸压工艺在牛东1井的成功应用,为此类超深井的碳酸盐岩储层措施改造提供了一定借鉴。
　　关键词:超深井 多级注入闭合酸压 碳酸盐储层 清洁酸
　　中图分类号:TE357 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)05(a)-0072-02
　　多级注入闭合酸化工艺是深度酸压工艺中的一种,该工艺通过减少酸液滤失,减缓酸液反应速度,提高酸液的作用距离,通过闭合酸化提高酸蚀缝的导流能力。牛东1超深井地层温度高、压力大,常规酸化在高温条件下作用距离短无法达到改造目的。为解决上述局限,现场应用多级注入闭合酸化工艺,效果显著。
　　1 多级注入闭合酸化工艺原理
　　多级注入:注入非反应前置液,起裂并延伸裂缝,在裂缝壁面形成滤饼,减小后续液的滤失。然后交替注入主体酸和前置液,由于前置液和酸液之间存在粘度差,酸液在缝内产生指进现象,提高酸液的有效作用距离。
　　闭合酸化:在低于闭合压力的情况下注入酸液,使大部分酸液呈紊流穿过闭合的裂缝,迅速溶蚀岩石表面。形成不均匀酸蚀沟槽,提高了酸蚀裂缝的导流能力。
　　2 牛东1井储层评价
　　牛东1井是部署在冀中坳陷霸州凹陷牛东潜山构造岔71断鼻潜山构造上上的一口预探井,酸压井段5641.5m～6027m,雾迷山组,全岩分析表明储层岩性主要以白云岩为主,岩性纯,粘土矿物成分低,酸蚀实验结果表明储层有利于酸液体系反应。应力剖面显示,目的层应力值最低只有50MPa,最高到90MPa左右,平均地应力梯度为0.019MPa/m,地层的应力变化范围较大。纵向改造程度难度大。总体地质特点:储层为大套白云岩岩性纯,厚度较大,主要以二类、三类裂缝为主,应力差较大、高温深井储层、具有一定能量,改造难度大。MFE中途测试时,6mm油嘴一开放喷,折合日产油19.20m3,日产气11726m3。测试结果为工业油流,表明近井地带裂缝较发育。本井为白云岩储层,适宜采用酸化增产措施,通过大规模的深度酸压技术,可以获得高导流酸蚀长缝,从而沟通井筒远端,提高改造体积,扩大裂缝的储集空间,达到提高产量的目的。
　　3 储层改造难点及工艺对策
　　3.1 储层深度超6000m,温度在180℃,酸液反应速度快,酸蚀距离短
　　如何提高酸液的作用距离是深度酸化成功的关键所在。多级注入酸压工艺采用压裂液为前置液,可以冷却地层降低裂缝温度,延长酸液作用时间。同时优化压裂液配方,采用可在高温环境下保持粘度的速溶瓜胶压裂液(添加温度稳定剂)为前置液,在裂缝形成滤饼,减少酸液滤失,延长酸液作用距离。优化缓蚀剂、铁稳剂等添加剂,优化酸液用量,加大泵注的排量,提高天然裂缝深度改造距离,达到最大体积化改造的目的。
　　3.2 该井为高温天然裂缝储层,远井裂缝发育情况未知
　　为了充分利用天然裂缝,沟通更多的储存空间,结合本井情况采用“前置探缝、主缝沟通、支缝支撑,多级注入,闭合酸化”的体积改造技术。(1)对储层天然裂缝先堵后疏。前置液探缝阶段首先集中一部分压裂液探缝造缝。当裂缝打开时降低排量,通过用高粘度压裂液输送小粒径陶粒封堵近井天然裂缝。然后提高施工压力,使裂缝沿主裂缝延伸,形成高速通道,同时段塞加砂,支撑起分支裂缝,提高导流能力。(2)多级注入,延伸裂缝。交替注入压裂液和酸液,使酸液在压裂液中不断指进到裂缝前段,溶蚀裂缝壁面,提高酸液作用距离,延伸裂缝长度。(3)闭合酸化,进一步沟通裂缝。施工最后在低于破裂压力下继续注入酸液,溶蚀裂缝,提高裂缝的导流能力和连通性。
　　3.3 储层中低渗地层难以有效利用,本井施工井段深,如残留污染难以清理
　　施工主体酸为清洁酸,是一种无聚合物类新型酸液体系。它是在酸液中加入VES粘弹性表面活性剂制成,最初形成球状胶束,常温环境下粘度低,当酸液遇或温度升高时,球状胶束转变成蠕虫状胶束,互相缠绕粘度升高,实现暂堵。施工中随着酸液与白云岩反应进行,pH值升高,CaCl2含量逐渐增多,酸液逐渐交联,完成对近井裂缝暂堵,同时提高施工排量,迫使裂缝延伸。提高裂缝距离,充分沟通储层,当反应结束,在pH值升值4以上,钙离子浓度继续增高共同作用下,蠕虫胶束向球状胶束自动转化,自动破胶,如和烃类物质接触或被地层水冲洗,破胶加速。清洁转型酸不存在聚合物,无残渣易破胶,易返排,对地层污染小。在多级注入的最后阶段加入互溶剂,增强了油的相对渗透率,利于残酸返排,提高酸化效果。同时阻碍乳化液的形成,减少对地层的伤害。
　　3.4 目的层裸眼完井,易坍塌不确定因素多
　　精细模拟施工压力:施工限压80MPa,KQ105/78型井口,采用油管注入方式。优化管柱结构:88.9mmP110加厚油管+封隔器(卡点4200m±5m避开接箍),优化排量:多级注入阶段最大排量5.5m3/min,闭合酸排量3m3/min,在施工限压范围内,尽最大努力提高排量达到高排量施工目的。
　　4 酸压液体的配制
　　根据该井的储层特性,室内进行了模拟高温酸性环境下压裂液粘性评价,破胶性能,缓蚀剂性能评价等试验,优选出压裂液,酸液配方如表1、表2。
　　5 现场应用及效果分析
　　5.1 酸压施工过程(图1)
　　酸压井段:5641.5m～6027m
　　施工管柱:D89mm油管一根下带D76mm管鞋×4229.62m(封隔器卡点4198.21m)。
　　循环试压:87.73MPa
　　前置交联冻胶:258.94m3(段塞加砂2.61m3)
　　多剂注入阶段:
　　第一级 酸液 100.97m3 交联冻胶 98.37m3
　　第二级 酸液 150.00m3 交联冻胶 179.64m3
　　第三极 酸液 113.81m3 交联冻胶 28.01m3
　　第四级 酸液 100.12m3 交联冻胶 197.60m3
　　第五级 酸液 113.43m3 互溶剂 14.39m3
　　闭合酸化阶段:
　　闭合酸:40m3
　　顶替液:80m3
　　5.2 压前压后效果对比
　　通过大规模的深度酸压技术,获得高导流酸蚀长缝,从而沟通井筒远端储层,提高改造体积,扩大裂缝的储集空间,得到高产工业油气流,增产效果显著。压前日产油19.2m3,压后产油642.91m3,增产33.5倍。压前日产气1.1726万m3,压后日产气56.25万m3,增产47.97倍。
　　6 结语
　　(1)牛东1井施工共用液量1460m3,酸压深度达6027m,发现了环渤海地区目前最深的油气藏,对此类超深井碳酸盐储层措施改造具有一定参考价值。
　　(2)从施工曲线可以看出:压力达到地层破裂压力(81.49MPa)后,压力曲线整体呈下降趋势,在多级注入阶段,出现三次排量提升压力下降的现象。说明随施工逐级进行,裂缝逐步向井筒远端延伸。
　　(3)速溶瓜胶体系压裂液加入耐温剂后,耐温效果增加,可在高温环境下保持粘度。清洁酸具有稳定性强,作用面积大,破胶彻底,摩阻低,伤害小的特点。两者适用于超深井高温碳酸盐储层改造。
　　(4)在多级注入施工阶段,采用酸液、交联冻胶液交替注入的泵注程序,延伸主要裂缝,利用清洁转向酸对主缝沟通到的微细天然裂缝边堵边疏,提高整个裂缝网络系统的沟通体积。互溶剂的加入减少对地层的伤害,有助返排,提高压裂效果。