The Influence of Countercurrent Spontaneous Imbibition on the Collapse Pressure of Shale Oil Reservoirs
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摘要:
页岩油储层在采用水基钻井液欠平衡钻进时，由于毛细管力作用，钻井液滤液仍会进入地层，降低地层稳定性。为此，进行了逆流自吸效应对页岩油储层坍塌压力的影响规律研究。基于两相渗流理论，建立了逆流自吸作用下的水侵模型，分析发现页岩油储层井眼附近的含水饱和度随欠压差值增大而降低；在考虑水化作用对地层岩石强度的影响的基础上，建立了井周应力模型，对页岩油储层的坍塌压力当量密度变化规律进行了分析。研究发现：逆流自吸作用下，钻井时间越长，欠压差值越小，页岩油储层坍塌压力越大，越不利于井眼稳定；当只改变欠压差值时，页岩油储层最大井径扩大率存在最小值。研究认为，建立的井周应力模型可为页岩油储层欠平衡钻井设置合理欠压差值以及调整钻井液密度提供理论依据。
Abstract:During under-balanced drilling in a shale reservoir, water based drilling fluid can enter the formation due to capillary force when the under-pressure difference is small.Thus, it causes pore pressure change around the wellbore and reduces the stability of the borehole.Becuase of the potential for blowouts, there is a significant need to to carry out the research on the influence law of countercurrent spontaneous imbibition on wellbore collapse pressure in under-balanced drilling.In this paper we discuss how we established a water invasion model of shale reservoir considering the countercurrent spontaneous imbibition in under-balanced drilling which we based on two-phase seepage theory.Our work demonstrates that water saturation near the wellbore will decrease as the under-pressure difference increases.Considering rock strength changes with hydration we set up a stress analysis model near wellbore and studied the equivalent mud density of wellbore collapse pressure of shale.It can be determined from the model that longer drilling times will generate smaller under-pressure differences, and a alarger variation range of water saturation near the borehole will cause lower collapse pressure considering the influence of countercurrent spontaneous imbibition, which is more unfavorable for borehole stability.When other parameters remain constant except for under-pressure difference, a minimum borehole diameter enlargement rate is achieved in the shale.This borehole stability model can provide a theoretical basis for setting a reasonable under-pressure difference and adjusting the drilling fluid density in under-balanced drilling of horizontal shale gas well.
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胜利油田有注水井10 600余口，分注井5 000余口，广泛分布于整装、断块、低渗透等类型油藏，截至目前，注水开发依然是该油田稳定发展的基础[1-2]。为了实现并保持“注够水，注好水，有效注水”的目标，胜利油田在分注井欠注后，考虑到层间矛盾相对突出，将分层酸化作为解堵增注的主要措施，也将其作为提高“三率”（水井分注率、注水层段合格率、注采对应率）的有效手段之一。
目前，国内外关于油水井分段压裂技术的研究较多，但对分层酸化技术研究较少。分段压裂技术与分层酸化技术有相通之处，且取得了巨大进步，但从成本、规模、长效、后期检换的安全性能等方面综合考虑，该技术用于注水井的分层酸化是不合适的[3-10]。目前，常用的注水井分层酸化技术有化学暂堵酸化和机械分层酸化2类，机械分层酸化应用更为普遍。分层酸化管柱是机械分层酸化的载体，按所用封隔器类型划分，可将其分为扩张型和压缩型2类，其中扩张型分层酸化管柱主要配套K344型扩张式封隔器[11-12]，压缩型分层酸化管柱主要配套Y341型、Y211型、Y221型、Y241型和Y511型等压缩型封隔器[13-16]；按管柱功能划分，可将其分为分层酸化管柱和分层酸化分层注水一体化管柱[17-18]；按换层方式划分，又可以将其分为投捞式和免投捞式2种，其中投捞式管柱主要有投捞芯子式、投球（棒、堵塞器）式、下测调仪器式等[19]，而免投捞式管柱主要有有缆式和无缆式，有缆式是通过电缆传递信号控制换层，无缆式主要是通过压力波传递信号实现换层[20-21]。
现有分层酸化管柱基本满足了胜利油田常规井况（ϕ139.7～ϕ177.8 mm套管）分层酸化需求，但近年来随着该油田常规套损分层注水井、油井转注水井和新投入大井眼注水井数量的日益增加，以及油田降本增效要求的逐步升高，对分注井分层酸化技术及所用管柱的性能提出了更高要求。为此，笔者在分析胜利油田注水井分层酸化管柱矿场需求和近几年发展的基础上，探讨了存在的问题，指出了攻关方向和发展建议。
1. 技术需求
胜利油田的整装、断块油藏埋深一般小于2 500 m，地层温度低于120 ℃，地层压力低于25 MPa；低渗透油藏埋深小于4 000 m，地层温度低于150 ℃，地层压力低于35 MPa。整装、断块油藏分注井以2～3层为主，最大分层数为7层；低渗透油藏分注井以2层为主，最大分层数为4层。随着“三率”和精细注水水平的日益提高，胜利油田在进行注水井分层酸化时，特殊井况和常规分注井降本增效要求酸化管柱要具有特殊功能。
1.1 特殊井况下的需求
近年来，胜利油田套损分注井比例日益增加，治理后形成了一批套管内径为102.0/90.0 mm的分注井，为确保能够“注够水，注好水，有效注水”，需要配套相应的分层酸化管柱。另外，胜利油田调整油藏方案时，将一些用ϕ244.5 mm套管的油井转为了注水井，同时胜利油田海上新投入的分注井以使用ϕ244.5 mm套管为主，在此情况下，也需要完善分层酸化管柱，以适应矿场需求。
1.2 降本增效的需求
对于低油价的常态化，降本增效成为国内油田普遍采用的应对措施之一。就分层酸化管柱而言，应主要做到2方面：1）提高管柱的施工成功率及管柱的矿场适应性；2）增加管柱的功能，通过增加分层酸化管柱的功能而减少其他投入，进而达到降本增效的目的。
2. 研究现状
针对技术需求，近年来胜利油田研究形成了基本管柱、可替酸的分层酸化管柱、酸化返排一体化管柱、分层酸化分层注水一体化管柱和重复酸化完井管柱等，进行了大量应用，并取得了一定应用效果。
2.1 基本管柱
针对胜利油田整装、断块及低渗透油藏常规井分层酸化需求，研究形成了3种基本分层酸化管柱（如图1所示），目前每年在现场应用近千井次。
K344型管柱主要由K344型封隔器、水力锚、投球滑套、节流器和洗井阀等组成，如图1（a）所示。主要用于整装、断块等类型油藏注水井的分层酸化，分1～6层酸化的约占90%，其中分2～3层酸化的约占85%。
Y211/Y221型管柱主要由Y211/221型封隔器、投球滑套、节流器和洗井阀等组成，如图1（b）所示。主要用于整装、断块和低渗透油藏注水井的分层酸化，分1～2层酸化的约占4%。
Y341型管柱主要由Y341型封隔器、补偿器、投球滑套、水力锚、定压滑套和洗井阀等组成，如图1（c）所示。主要用于低渗油藏注水井的分层酸化，分1～6层酸化的约占6%。
3种基本分层酸化管柱的技术指标：K344型管柱的工作压力≤25 MPa，工作温度≤120 ℃，适用于内径为99.6～220.5 mm的套管；Y211/Y221和Y341型管柱的工作压力≤35 MPa，工作温度≤150 ℃，适用于内径为99.6～220.5 mm的套管。
其中，投球滑套是分层酸化的主要配套工具之一，用以控制酸化换层。投球滑套主要由上接头、中心管、内部滑套、活塞、弹簧、挡套和滑套座组成，如图2所示。
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图 2 投球滑套结构1.上接头；2.中心管；3.内部滑套；4.活塞；5.弹簧；6.挡套；7.滑套座Figure 2. Structure of a ball-throwing sliding sleeve使用时，投球滑套（不带球）随管柱下井。酸化换层时，投球至内部滑套，在注入液作用下控制剪钉被剪断，钢球随内部滑套下落至滑套座，关闭投球滑套下部管柱进液通道；同时，注入液推动活塞克服弹簧力下移，打开出液孔，实现对应层位的酸化。
2.2 可替酸分层酸化管柱
分层酸化时，炮眼处污染易引起酸化启动力高的情况，由于常规分层酸化管柱无法替酸，一般需更换压力等级高的井口重新施工，会耗费更多的人力物力，增加成本，同时增大施工安全风险。针对该问题，胜利油田研究形成了可替酸分层酸化管柱，其核心是研制出多功能洗井阀，替换了基本分层酸化管柱中的洗井阀。多功能洗井阀主要由阀球机构和锁爪机构组成，如图3所示。
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图 3 多功能洗井阀结构1.本体；2.锁爪；3.阀球；4.阀座；5.剪钉；6.锁环；7.接头Figure 3. Structure of a multi-functional flushing valve可替酸分层酸化管柱下井时，不带钢球，保证正向畅通，实现正向替酸及对酸化层段的酸液浸泡，降低施工泵压。投球后，正向加压至剪钉被剪断，阀座带动锁爪下移至限位处。然后，锁爪内收，将阀球锁住，避免反洗井时将球洗出；同时，通过锁环实现锁紧。此时，可实现普通洗井阀功能。可替酸分层酸化管柱的技术指标：工作压力≤35 MPa，工作温度≤150 ℃。目前，该分层酸化管柱已广泛应用于胜利油田分注井的酸化施工中。
2.3 酸化–返排一体化管柱
现场对注水井进行分层酸化时，需要及时将解堵后形成的酸渣返排，以降低对地层的污染。目前，一般利用混气返排、抽汲返排等措施提高返排效果，但成本相对较高。为此，研制了酸化–返排一体化管柱，该管柱主要由转换器、封隔器和射流解堵器等组成，如图4所示。
酸化时，酸液依次经过油管、转换器内中心管、封隔器中心管、ϕ48.0 mm油管、射流解堵器吸入口，然后进入目的层酸化。返排时，返排液依次经过套管环空、转换器内外中心管环空、封隔器中心管、ϕ48.0 mm油管环空、ϕ88.9 mm油管与ϕ48.0 mm油管环空、丝堵、射流解堵器喷嘴、ϕ48.0 mm油管、封隔器中心管、转换器内中心管、油管，然后流出井筒，主要靠动力液流经射流解堵器喷嘴时产生的负压实现酸渣的高效返排，进而降低返排成本。目前，酸化–返排一体化管柱在胜利油田累计实施50余井次，最大压差达到 11 MPa。
2.4 分层酸化分层注水一体化管柱
常规分注井分层酸化、完井需分步进行，即先下入分层酸化管柱进行分层酸化，然后起出，再下入分层注水管柱完井，因此会造成占井周期长、工序多等问题。为此，研制了分层酸化分层注水一体化管柱，用一趟管柱完成分层酸化和分层注水。分层酸化分层注水一体化管柱主要由封隔器、一体化配水器和配水器等组成，如图5所示。
使用分层酸化分层注水一体化管柱时，按管柱入井—酸洗—投球坐封并开启下层配水器—酸化下层—投球换层—酸化上层—返排洗球—正常注水的流程进行。投球换层时，一体化芯子剪断剪钉，实现2级分离，上部402部分出水孔打开，酸化对应层位；下部404部分随低密度球下落至底部配水器，关闭下部出水孔。完成酸化后，返排出低密度球，转入正常分注，测调与常规空心测调类似。分层酸化分层注水一体化管柱实现了一趟管柱分层酸化后转分层注水完井，节约了工具费用、缩短了占井周期，达到了降本增效的目的。截至目前，已发展形成了化分层酸化、分层注水测调一体化技术[20]。
分层酸化分层注水一体化管柱的技术指标：工作压力≤35 MPa，工作温度≤150 ℃，适用层数≤3层。年均实施约30井次，施工成功率100%。
2.5 重复酸化完井管柱
由于分层酸化分层注水一体化管柱仍采用投球滑套式换层，故不能对单层进行重复酸化。针对该问题，结合分层注水测调一体化技术[21-23]，形成了重复酸化完井管柱。重复酸化完井管柱的核心是，用测调一体化配水器替换基本分层注水管柱中的投球滑套，通过电缆向井下输入测调仪器，地面控制水嘴开关，实现换层，如图6所示。重复酸化完井管柱目前主要用于胜利油田单层的重复酸化，年均实施约20井次。
3. 存在问题及发展建议
尽管近年来胜利油田在注水井分层酸化管柱研究方面取得了较多成果和较好的应用效果，但相对于技术需求，依然存在一些问题：1）随着套损井比例增大及分层注水工艺的不断完善，套管内径小于90.0和80.0 mm的分注井都存在一定的分层酸化需求，对于分层酸化管柱的耐压能力提出了更高要求；2）酸化–返排一体化管柱虽然能实现酸渣的高效返排，但其提放管柱式换层制约了技术的规模化推广应用；3）分层酸化分层注水一体化管柱可实现酸化、注水管柱的有效融合，但滑套结构的换层方式使酸化层数受限且无法实现重复酸化；4）重复酸化完井管柱虽然可实现重复酸化，但需要下入测调仪进行酸化换层，耗时较长且增加了作业风险，考虑安全性、时效性和成本等因素，目前主要用于单层酸化。
针对上述问题，结合相关研究现状和目前的技术发展趋势，提出以下发展建议：
1）不断优化完善分层酸化管柱。针对胜利油田整装、断块、低渗透油藏及难动用储量的水驱开发，结合分注、酸化工艺和材料研究的不断进步，通过关键配套工具技术攻关及管柱结构的优化配套，逐步形成低成本、低风险酸化管柱，以满足矿场需求。
2）进一步研究多功能集成管柱。近年来，基于降本提质增效目的，胜利油田提出了“分注管柱（陆上）在井5年以上”的目标，并初步建设了相应的示范区。但长远考虑，有必要研究形成适用范围更广的集分层注水、分层酸化等功能于一体的集成管柱。
3）加强智能注水技术和智能管柱研究。相比常规投捞式换层方式，智能注水技术换层方式的安全性、可操作性更高，为多功能集成管柱的研究创造了条件。例如，胜利油田已经研究形成的有线传输智能注水技术和无线智能测控分注技术（相关注水系统见图7）[24-26]，均累计应用达80井次以上，取得了很好的应用效果。为了实时掌握井下注水情况，为油藏方案调整提供精准依据，应进一步开展智能注水技术和智能管柱的研究及矿场实践。
4. 结 论
1）胜利油田现有分层酸化管柱满足了很多现场需求，取得了一定效果：K344型、Y221/Y211型和Y341型等3种基本分层酸化管柱，满足了胜利油田整装、断块、低渗透等油藏常规注水井的分层酸化需求；可替酸分层酸化管柱实现了酸洗功能，提高了酸化成功率；酸化–返排一体化管柱一趟管柱实现了酸化、高效返排功能，节约了成本；分酸分注一体化管柱一趟管柱实现了分层酸化、分层注水，缩短了占井周期，实现了降本增效；重复酸化完井管柱实现了单层的重复酸化。
2）随着胜利油田在套损井治理、难动用储量水驱开发及长寿命注水方面的不断发展，对注水井分注技术及相应的分层酸化技术提出了更高要求。
3）基于矿场需求、研究现状和目前的技术发展趋势，建议在不断完善现有技术的同时，加强多功能集成管柱的研究。同时，应进一步研究具有智能分注、智能酸化等功能的智能注水技术和智能管柱，并开展相应的矿场实践。
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图 1 毛管力作用下井眼附近含水饱和度随时间和无因次径向距离的变化规律
Figure 1. Variation law of water saturation near borehole with time and dimensionless radial distance under capillary force
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图 2 不同欠压差值下钻井10 d后井眼附近含水饱和度随无因次径向距离的变化规律
Figure 2. Variation law of water saturation near borehole with dimensionless radial distance after 10 days of drilling under different under-pressure
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图 3 欠压差为0.5 MPa时页岩吸水后井眼附近岩石力学特性随无因次径向距离的变化规律
Figure 3. Variation law of rock mechanical properties near borehole with dimensionless radial distance after shale water absorption under-pressure difference 0.5 MPa
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图 5 井眼周围地层坍塌压力随无因次径向距离和井周角的变化规律
Figure 5. Variation law of formation collapse pressure equivalent drilling fluid density around borehole with dimensionless well radius and well round angle
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图 6 钻井10 d后不同欠压差下井眼附近地层坍塌压力随无因次径向距离的变化规律
Figure 6. Variation law of formation collapse density with radial distance near borehole under different under-pressure difference after 10 days of drilling
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图 7 不同欠压差下的最大井径扩大率
Figure 7. The maximum hole diameter enlargement rate under different under-pressure difference
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图 8 欠压差2 MPa条件下钻井10 d后渗透率对井眼附近地层坍塌压力的影响
Figure 8. Influence of permeability on formation collapse density near borehole after 10 days of drilling at under-pressure difference of 2 MPa
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图 9 欠压差2 MPa条件下钻井10 d后渗透率对最大井径扩大率的影响
Figure 9. Influence of permeability on maximum hole diameter enlargement rate after 10 days of drilling at under-pressure difference of 2 MPa
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图 10 欠压差为2 MPa下钻井10 d后孔隙度对坍塌压力的影响
Figure 10. Influence of porosity on collapse pressure after 10 days of drilling at under-pressure difference of 2 MPa
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图 11 不同孔隙度下的最大井径扩大率
Figure 11. The maximum hole diameter enlargement rate at different porosity
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图 12 欠压差2 MPa条件下钻井10 d后界面张力对坍塌压力的影响
Figure 12. Influence of surface tension on collapse pressure after 10 days of drilling at under-pressure difference of 2 MPa
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