Key Technologies for Large-Scale Acid Fracturing of Ultra-Deep Fault-Karst Carbonate Reservoirs with Ultra-High Temperature for Well S in Shunbei Oilfield
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摘要: 顺北油田S井目的层属于典型的超深超高温断溶体储层，工程地质条件和井筒条件复杂，酸压改造面临巨大挑战。针对上述酸压改造难点，提出了“回填井段集中改造+酸损伤降破+管柱浅下+加重压裂液组合提排量+前置液造缝+交替注入造高导流裂缝+自生酸疏通远端断溶体”的复合酸压技术，通过试验优选了超高温工作液体系，包括180 ℃聚合物压裂液、160 ℃加重瓜胶压裂液、160 ℃交联酸和自生酸；基于数值模拟结果优化了大型酸压方案，推荐压裂液规模为1 800～2 200 m3，酸液规模为800～1 000 m3。现场试验表明，相同注液排量下，注加重压裂液的井口压力比注聚合物压裂液降低了7%，应用效果明显。S井大型酸压后，测试天然气产量10.45×104 m3/d，取得了顺北4号断裂带开发的突破，也为类似油气藏大型酸压方案优化设计提供了技术借鉴。Abstract: The target formation of Well S in Shunbei Oilfield is a typical ultra-deep fault-karst carbonate reservoir. Due to the complex engineering and geological conditions and wellbore conditions, acid fracturing is confronted with great challenges. In light of above difficulties in reservoir stimulation, a set of compound acid fracturing technologies was proposed by "centralized treatment by backfilling + acid damage to reduce fracture pressure + shallow pipe string + flow rate increase by weighted fracturing fluid + pad fluid fracturing + alternative injection for high conductivity fracture + autogenous acid to connect the far fault-karst". A set of acid fracturing fluid systems was optimized for resistance to ultra-high temperature by tests, included polymer fracturing fluid at 180 ℃, weighted guar gum fracturing fluid at 160 ℃, crosslinking acid at 160 ℃, and autogenous acid. Then, an optimized large-scale acid fracturing treatment plan was made based on recommendations for working fluid scales by numerical simulation. The recommended scale of fracturing fluid was 1 000–1 200 m3 and the scale of acid fluid was 800–1 000 m3. The field test showed a significant decrease in the wellhead pressure with weighted fracturing fluid, which was 7% lower than that with polymer fracturing fluid under the same injection rate. After the large-scale acid fracturing of Well S, the test production of natural gas was 10.45 × 104 m3/d, which made a breakthrough in the exploration of the Shunbei No. 4 fault zone and provided valuable guidance for the large-scale acid fracturing design of similar reservoirs.
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国内煤层气储层（即煤层）分为低煤阶和高煤阶2类。高煤阶煤层具有“三低”（低压、低渗透、低饱和度）特点，煤层不稳定。高阶煤层气主要采用多分支水平井开发[1-5]，但由于煤层机械强度低，排采过程中主井眼及分支井眼周围的煤层随着储层压力降低，易发生破碎、坍塌，导致部分多分支水平井产气效果差，有的产气量一直很低，有的前期产气量高，但后期递减严重且无法恢复。目前，采用将多分支水平井主井眼设置在顶板泥岩中或在主井眼下入钢制筛管（套管）的措施，实现了主井眼采气通道长期有效；但由于分支井眼间存在夹壁墙，重入困难，分支井眼还不能下入筛管，实现筛管完井，目前聚乙烯（PE）筛管完井方式只应用于煤层气U形井[6-8]。为使多分支水平井分支井眼长期有效，延长单井生产寿命，笔者研制了筛管完井重入引导工具，并在沁水盆地沁试12平1井进行了现场试验，实现了主井眼和分支井眼的重入。
1. 多分支水平井分支井眼重入筛管完井技术难点
1）主井眼、分支井眼重入困难。煤层气多分支水平井钻井过程中分支井眼在主井眼上侧钻，完钻后存在多个夹壁墙（见图1），夹壁墙容易垮塌，造成主井眼、分支井眼重入困难。
2）主井眼、分支井眼采用相同尺寸钻头钻进完成后，后续主井眼、分支井眼重入困难；相邻分支井眼侧钻点较近，易形成大肚子井眼，造成主井眼、分支井眼重入困难；近端分支井眼完成后，钻进主井眼和分支井眼产生的岩屑和固壁剂会堵塞已完成的分支井眼，造成分支井眼重入困难。
3）主井眼和分支井眼的完井管柱下入困难。目前，煤层气U形井的PE筛管完井工艺为：首先将光钻杆下至井底，将PE筛管从钻杆水眼下到煤层水平段；然后起出钻杆，将PE筛管留于井内，支撑煤层井壁。多分支水平井必须利用专用工具引导PE筛管重入主井眼和分支井眼，而钻具水眼通道被定向仪器占用，PE筛管无法从钻具水眼内下入。
2. 多分支水平井分支井眼重入技术
2.1 筛管完井重入引导工具
在传统下筛管作业的基础上，研制了钻具重入引导工具。用空心导引鞋替代钻具组合中的钻头，用弯接头替代螺杆钻具，用空心引导工具替代MWD，形成了筛管完井重入引导工具，如图2所示。
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图 2 筛管重入完井引导工具结构示意Figure 2. Structural diagram of screen re-entry completion guide tools筛管重入完井引导工具的工作原理为：空心导引鞋、弯接头和空心引导工具的尺寸分别与钻进钻具组合中的钻头、螺杆、MWD相同，利用空心引导工具测量井斜角、方位角和井深，并与实钻时的井深、井斜角和方位角进行比对，判断空心导引鞋位置，引导钻具重入分支井眼，通过对比空心引导工具测量的井眼轨迹数据和实钻井眼轨迹数据确定重入成功后，下入筛管。该工具的特点是:
1）能准确引导钻具重入。该工具能准确测得钻具顶部的方位角、井斜角，将其与钻进时的方位角和井斜角进行对比，可判断钻具是否重入成功。
2）由于筛管要从钻具水眼中进入煤层，而传统的MWD占据了水眼，筛管无法通过。因此，引导工具采用空心结构，MWD的传感器安装在引导工具内壁上，使其水眼直径大于55 mm，便于ϕ50.8 mm筛管通过。
3）该工具没有钻井液和电缆通道，采用电磁波传输测量信号。
4）为能与钻进时的井斜角和方位角进行对比，空心引导工具下方接弯接头和导引鞋的长度与螺杆钻具和钻头的长度相同，下部钻具组合与钻进时相同；为便于筛管通过弯接头和导引鞋，弯接头和导引鞋均采用了空心结构（分别如图3、图4所示）。
2.2 分支重入及筛管完井技术
空心导引鞋、弯接头和空心引导工具与实钻时的钻头、螺杆、MWD尺寸相同，将引导工具测得的井深、井斜角和方位角与实钻时的井深、井斜角、方位角进行比对，判断空心导引鞋的位置，引导钻具重入分支井眼，对比引导工具测量的井眼轨迹数据和钻进井眼轨迹数据，确定重入成功后，下入PE筛管。
2.3 分支重入及筛管完井方式优选
1）渐进式PE筛管完井。钻完一个分支井眼，下入PE筛管完井，钻井与完井交替进行。该方式存在以下问题：因先完成最近端的分支井眼，钻进后面主井眼及分支井眼时岩屑会堵塞近端的分支井眼，无法解决分支井眼的堵塞问题；需多次起下钻，交替完成钻进与下筛管作业；多次起下钻进行钻具重入及摸索钻具的下入位置，影响整体时效。
2）整体筛管完井。先钻完主井眼，从主井眼远端钻分支井眼，每钻完一个分支井眼及其上的脉支井眼起钻并更换钻具组合，重入分支井眼进行筛管完井。其优点是分支井眼重入容易；缺点是需多次起下钻，影响整体时效。
3）集体重入完井。钻完所有分支井眼、脉支井眼后，起钻更换钻具组合，分别重入各个分支井眼，进行筛管完井。其优点是钻井完成后，只需一次起下钻，节约时效。其缺点是分支井眼间存在夹壁墙，重入困难。
根据现场实际地质情况和生产需求，为了提高生产时效，避免主井眼因受钻井液长期浸泡造成垮塌，选择集体重入完井方式。集体重入完井步骤（见图5）为：
1）将引导钻具组合下入到主井眼，重入引导工具测量井深、井斜角和方位角，并与井眼轨迹数据进行比对，判断趾端L1分支井眼与主井眼的交点（A点），准备进行重入（见图5（a））。
2）将引导钻具组合往前推送，实时测量井斜角和方位角，并与井眼轨迹数据进行比对，确定重入成功后下至B点（见图5（b））。
3）从引导钻具组合的水眼中下入ϕ50.8 mm PE筛管（见图5（c））。
4）锚定ϕ50.8 mm PE筛管，上提引导钻具组合，按上述步骤进行L2分支井眼筛管下入工作（见图5（d）），依次完成所有分支井眼下入筛管施工。
3. 现场试验
沁试12平1井是山西沁水盆地部署的一口仿树形多分支水平井，钻探目的层为山西组3#煤层，主要钻探目的是探索多分支水平井在该区煤层气开发中的适应性，同时利用多分支水平井提高该区的单井产气能力。该井设计完成主井眼、15个分支井眼和40个脉支井眼，设计总进尺13 304.38 m（见图6）。该井在M主井眼和L3分支井眼应用分支井重入引导工具进行了井眼重入现场试验，并在L3分支井眼进行了重入筛管完井试验（见图6）。
该井钻至井深1 273.00 m时与沁试12平1-V1井连通，钻至井深1 902.50 m时与沁试12平1-V2井连通，钻至井深2 182.00 m完钻，主井眼水平段总进尺991.00 m，煤层进尺216.00 m。
3.1 M主井眼重入
重入引导工具出套管后，将重入引导工具测得的井眼轨迹数据与钻进时MWD测得的井眼轨迹数据进行比对，结果见图7。重入引导钻具组合为：空心导引鞋+ϕ121.0 mm弯接头+转换短节+ϕ135.0 mm空心引导工具+转换短节+ϕ88.9 mm无磁钻杆+ ϕ88.9 mm钻杆。
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图 7 M主井眼重入引导工具测量井眼轨迹与MWD测量井眼轨迹的对比Figure 7. Comparison on the re-entry tool measurement borehole trajectory and MWD borehole trajectory of M main hole从图7可以看出，重入引导工具测得的井眼轨迹数据与钻进时MWD测得的井眼轨迹数据基本相同，证明钻具重入主井眼成功。
3.2 L3分支井眼重入及筛管完井
L3分支井眼总进尺262.00 m，1 935.00～2 182.00 m井段处于煤层中。
重入引导钻具组合下至井深1 920.00 m处，重入L3分支井眼，每隔5.00～10.00 m测量一组井斜角和方位角，与钻进时MWD测得的井眼轨迹数据进行对比，以判断重入工具的位置。表1为该分支井眼处于煤层井段重入引导工具测得的井眼轨迹数据与MWD测得井眼轨迹数据的对比结果。
表 1 L3分支井眼重入井眼轨迹数据与钻进井眼轨迹数据的对比Table 1. Comparison on the re-entry borehole trajectory data and drilled borehole trajectory data of L3 branch borehole井深/m 井斜角/（°） 方位角/（°） MWD 重入引导工具 MWD 重入引导工具 1 920.00 94.42 94.4 337.97 337.9 1 937.00 90.57 90.2 11.30 11.0 2 092.00 93.91 93.4 35.30 35.8 2 171.00 90.93 90.4 356.30 356.2 从表1可以看出，重入引导工具测得的井眼轨迹数据与MWD测得的井眼轨迹数据重合，表明重入成功。
下钻至井深2 179.00 m循环完毕后，助推器连接到井口的钻杆上。将带矛头的PE筛管送入助推器内，用助推器将PE筛管送入钻杆内之后，接上顶驱，先上下活动钻具组合，正常之后，再将钻具组合放回原处，以5.0 L/s排量顶通钻具水眼，2 min后将排量调至正常钻进状态时的排量（15.0 L/s），此时泵压为6.0 MPa，泵送筛管15 min后，泵压升至8.5 MPa，说明此时PE筛管矛头刚出钻杆，进入地层；起钻至井深1 919.00 m（预计PE筛管下入到1 931.00～2 180.00 m井段）时，相当于钻具组合下部距离PE筛管顶部约12.00 m，开泵后循环泵压为5.8 MPa。说明PE筛管已经完全出钻杆，进入L3分支井眼。
4. 结论与建议
1）研制了多分支水平井筛管完井重入引导工具，优选了多分支水平井筛管完井方式，给出了重入筛管完井施工步骤。
2）现场试验表明，重入引导工具能引导钻具重入主井眼和分支井眼，保证分支井眼顺利实施筛管完井，为煤层气后期排采提供稳定的通道。
3）多分支水平井重入筛管完井技术目前仅在1口多分支水平井进行了现场试验，需进一步增加现场试验，以不断优化完善该技术，提高煤层气分支水平井的完井效果。
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图 1 裂缝延伸方向与有利储集体展布方向相对位置
Figure 1. Relative orientation of the fracture extension direction and favorable reservoir distribution direction
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图 4 不同反应时间下自生酸浓度和反应温度的关系
Figure 4. Relation of concentration of autogenous acid and reaction temperature at different reaction times
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图 5 酸岩反应过程中酸浓度和反应时间的关系
Figure 5. Relation of acid concentration and reaction time during acid rock reaction
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图 6 不同注酸排量下动态缝长与注液量的关系
Figure 6. Relation of dynamic fracture length and injection volume under different injection rates
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图 7 前置液规模对裂缝温度场的影响
Figure 7. Influence of pad fluid scale on temperature field of fracture
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图 8 交联酸规模对酸液有效作用距离的影响
Figure 8. Influence of crosslinking acid scale on effective distance of acid
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图 9 自生酸规模对酸液有效作用距离的影响
Figure 9. Influence of autogenous acid scale on effective distance of acid
表 1 不同注压裂液排量下浅下管柱摩阻减小值
Table 1 Friction reduction of shallow pipe string under different fracturing fluid injection rates
排量/
（m3·min－1）ϕ88.9 mm油管摩阻系数/
（MPa·m－1）浅下管柱减小摩阻/
MPa3 0.003 2.4 4 0.005 3.8 5 0.007 5.3 6 0.008 6.2 7 0.013 9.9 8 0.015 11.5 
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