祝紹功 王靜 李博睿 蔡萌 劉向斌 張書進

1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點實驗室

南蘇丹ANANAS區(qū)塊多采用大尺寸套管完井(?159.4 mm或?224.4 mm)。部分低產(chǎn)井通過橋塞封堵和土酸酸化工藝解除近井地帶傷害實現(xiàn)增產(chǎn)，但橋塞管柱操作復(fù)雜，存在酸液泄漏風(fēng)險。采用不動管柱多級酸化技術(shù)，無需頻繁操作管柱，實現(xiàn)環(huán)保施工，但目前不動管柱酸化技術(shù)主要針對?124 mm套管，因此需研制大尺寸套管井多級酸化技術(shù)，技術(shù)難點包括以下幾個方面：(1)坐封問題。用于封隔?159.4 mm套管的?147 mm封隔器的膠筒外徑為140 mm，其密封腔體空間較大，坐封力2 MPa以上。而常規(guī)?124 mm套管酸化采用?114 mm彈簧注酸器注酸，其開啟力最高為0.9 MPa，如將其應(yīng)用于?159.4 mm套管井酸化，?147 mm封隔器未完全坐封時注酸器已經(jīng)出液，無法精準(zhǔn)封隔儲層以實現(xiàn)針對性酸化改造。該注酸器在一次施工后，單向閥處的“O”型密封圈損壞，密封失效，開啟力降得更低，不能可靠重復(fù)酸化施工。(2)驗漏問題。針對現(xiàn)場酸化施工前，如遇套管存在漏點需要定位，現(xiàn)有?124 mm套管機械式驗漏工藝不再適用，需重新設(shè)計，且配套工具昂貴，操作復(fù)雜；采用常規(guī)?114 mm彈簧注酸器因其開啟力低，無法準(zhǔn)確找到漏點。(3)酸液問題。常規(guī)土酸主酸成分為一元中強酸，與儲層礦物反應(yīng)過快且有效作用距離短；F?易與儲層金屬離子產(chǎn)生二次沉淀，造成儲層傷害。酸液與儲層條件匹配不佳，在黏土含量較高的儲層，隨著酸液的注入，孔洞黏土膨脹，顆粒運移堵塞和傷害儲層導(dǎo)致產(chǎn)量下降。

為解決上述技術(shù)問題，開展了兩方面調(diào)研。在管柱及工具方面，勝利油田酸化作業(yè)采用一體配水器，其開啟壓力0.8~1.2 MPa［1］，不能滿足坐封要求；張群雙等［2］、曹言光等［3］提出逐級打滑套酸化，但未對酸化工具做詳細闡述；蔡承政等［4］提出應(yīng)用連續(xù)油管，李根生等［5］提出11種酸化技術(shù)，但均未提及?159.4 mm或?224.4 mm套管酸化和驗漏工藝的適用性；袁燦明等［6］提出的不動管柱噴射分段酸壓技術(shù)可在?127 mm套管和?152.4 mm裸眼井使用，聶晹?shù)龋?］提及了Y151封隔器結(jié)合橋塞進行分層酸化，但均需反復(fù)操作管柱，存在酸液泄漏風(fēng)險。酸液體系方面，緩速酸體系能夠有效克服土酸與儲層黏土礦物反應(yīng)過快的問題。曲占慶等［8］提出常用的緩速酸體系——轉(zhuǎn)向酸液體系，房好青等［9］提出交聯(lián)酸液體系及稠化酸液體系。轉(zhuǎn)向酸液體系因需要加入高效表面活性劑導(dǎo)致施工成本過高，無經(jīng)濟適用性；在酸液注入過程中，交聯(lián)酸液體系形成的凝膠狀酸液泵入難度大，施工困難；稠化酸液體系需要合理調(diào)整酸液黏度以控制H+的釋放速度，這在現(xiàn)場施工中，不易掌控。為此研制了新型高開啟力彈簧注酸器，通過酸液緩蝕性能評價、絡(luò)合性能測定及配伍性實驗優(yōu)選出一種適應(yīng)于南蘇丹砂巖儲層的HV緩速酸液體系，并在現(xiàn)場驗證了大尺寸套管多級酸化技術(shù)的可行性。

1 高開啟力彈簧注酸器

1.1 設(shè)計原理

原注酸器結(jié)構(gòu)中的進液孔與注酸孔在同一壓力系統(tǒng)，單向閥活塞截面積相對大，即使將彈簧壓縮至最大限度，也僅能提供0.9 MPa開啟力，不能滿足坐封條件。新型注酸器結(jié)構(gòu)如圖1所示，其進液口與注酸口設(shè)計在不同壓力系統(tǒng)下，實現(xiàn)開啟和注酸功能的分離。

圖1 高開啟力彈簧注酸器結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of the spring acid injector with high opening force

(1)實現(xiàn)高開啟力，可調(diào)范圍為8~15 MPa。液體從進液口進入缸套，其與中心管形成的小截面定活塞產(chǎn)生的液壓反作用力推動缸套上行，壓縮彈簧。由于設(shè)計截面小，壓縮同等行程需更大壓力，從而提高開啟力，且無需重新設(shè)計和定制彈簧。新型注酸器的開啟力調(diào)節(jié)器設(shè)置刻度值，可根據(jù)不同坐封壓力需要設(shè)定開啟壓力。其最低值為8 MPa，可使?147 mm封隔器穩(wěn)定坐封，實現(xiàn)多級分段注酸。

(2)可重復(fù)開啟和關(guān)閉，能實現(xiàn)單級多次酸化施工。起初中心管末端O型密封圈在缸套上行時射出，其原理如圖2所示，缸套開啟前形成臨界高壓區(qū)，推出并剪切密封圈導(dǎo)致密封失效。另試驗X型、V型、L型和T型4種密封圈，均告失效。設(shè)計固定環(huán)壓緊密封圈，此時L型密封圈雖未射出，但由于其單側(cè)壓緊，另一側(cè)翹起導(dǎo)致缸套運行不順暢，無法完全復(fù)位。因此采用雙側(cè)壓緊T型密封圈結(jié)構(gòu)并涂潤滑脂，可反復(fù)開關(guān)，多次注酸。

圖2 注酸器高壓區(qū)密封圈剪切及原理圖Fig.2 Shear of the seal ring in the high pressure zone of acid injector and its principle diagram

(3)配合多級封隔器，可在多種尺寸套管井實現(xiàn)不動管柱多級安全酸化施工。為適用外徑124 mm以上尺寸套管井施工，目前新型注酸器設(shè)計外徑仍采用114 mm，中心管內(nèi)徑和多級滑套可設(shè)計外徑均為60 mm。經(jīng)承壓能力計算，常規(guī)材料(如40Cr)理論承壓值約為93 MPa，相比現(xiàn)場最高施工壓力40 MPa，安全系數(shù)為2.325，可適用于注酸器。由于酸化施工對注酸器的滑套磨蝕量微乎其微，因此只需設(shè)計多級滑套，配備與滑套尺寸適應(yīng)的非標(biāo)鋼球，理論上單趟管柱可實現(xiàn)15級不動管柱酸化施工，作業(yè)結(jié)束前無需動管柱，以避免酸液泄漏風(fēng)險。

(4)如采用高強度耐磨材料，可配合封隔器和敞口噴砂器用于不動管柱多級壓裂施工。目前導(dǎo)壓噴砂封隔器管柱［10-11］或全通徑封隔器管柱［12］打開每級滑套壓裂后，全部為敞口，由于存在“短路”無法全井筒洗井，一旦管柱上提遇卡只能洗井至最上部封隔器敞口處，下部多級封隔器仍存在砂埋風(fēng)險。新型注酸器為閉口，管柱僅第一級為敞口，壓后可全井筒洗井，管柱安全性高，可為壓裂設(shè)計提供額外選擇。

(5)射孔前，酸化目標(biāo)井套管如存在漏點，可采用新型注酸器和封隔器進行現(xiàn)場驗漏，針對其驗漏原理分為如下3種情況：①注酸器開啟注液，當(dāng)封隔器以下有漏點時，儲層將吸液且吸入量夠大時，控制封隔器下方壓力，使其不能與油管壓力平衡，封隔器持續(xù)坐封，套管不出液，可定位漏點段；②當(dāng)封隔器以下無漏點時，儲層無吸液量，封隔器下方壓力迅速上升與油管壓力平衡，封隔器解封，套管出液，證明其下方無漏點；③封隔器下方有漏點但吸入量不大，能夠建立一定的壓力。此時如采用常規(guī)注酸器，由于其開啟力低(0.9 MPa)，封隔器剛坐封，噴砂器即開啟建立壓力區(qū)，瞬間與套管壓力平衡使封隔器解封，套管出液，無法準(zhǔn)確判斷是否存在漏點。采用新型注酸器，地面能看到明顯的壓力上升，直至注酸器設(shè)定壓力，此時控制排量，使儲層保持吸液，封隔器保持坐封，套管不出液；緩慢提升排量，當(dāng)壓力升至與油管壓力平衡時，封隔器解封，套管出液，則判定存在低吸液量漏點。調(diào)整封隔器位置，可確定漏點段。

1.2 動作試驗

(1)常溫動作試驗，驗證新型注酸器密封、封隔器坐封效果。將工具串按絲堵、新型注酸器、?147 mm封隔器依次連接放入?159.4 mm套管。首先采用小排量泵(5 m3/h)進行坐封試驗，將開啟力調(diào)節(jié)器調(diào)至壓縮量最小處，壓力監(jiān)測顯示新型注酸器開啟時壓力維持在8 MPa且開啟前?147 mm封隔器完全坐封，證明密封效果良好。然后采用高排量泵(20 m3/h)模擬施工現(xiàn)場坐封試驗，新型注酸器開啟動作明顯，?147 mm封隔器穩(wěn)定坐封。同樣地，對適合?224.4 mm套管酸化的?205 mm封隔器進行試驗，仍能夠穩(wěn)定坐封。

(2)高溫動作試驗，驗證承壓能力和重復(fù)開啟效果。將新型注酸器放入180℃柴油中浸泡16 h，取出后封堵中心管進液孔，加壓70 MPa，穩(wěn)壓30 min后卸壓，重復(fù)試驗5次，本體無變形，連接處無滲漏；打開進液孔再次加壓，試驗工具開啟和關(guān)閉動作，反復(fù)試驗15次后仍能保證高開啟力，表明該工具具備現(xiàn)場試驗條件。

2 新型緩速酸液體系優(yōu)選

2.1 溶蝕性

南蘇丹ANANAS W-A井和ANANAS W-B井酸化目標(biāo)層為普通砂巖，黏土礦物含量均值為25%。此外，早期的不合理生產(chǎn)制度導(dǎo)致脫氣和析蠟，黏度增加阻塞儲層，原油產(chǎn)量下降，應(yīng)解除有機阻塞［13-15］。因此酸液體系應(yīng)含有HF以溶解儲層硅質(zhì)礦物堵塞，HCl以溶解鈣質(zhì)及鐵質(zhì)礦物堵塞。為延長酸化半徑，有效避免二次沉淀，優(yōu)選一種含有多級H+電離特性的HV酸，可隨地層pH值變化逐級釋放H+，達到緩速酸化目的。HV酸中的P—O鍵具有較大極性，可以與儲層金屬形成較穩(wěn)定的絡(luò)合物，二次沉淀較少發(fā)生。

評價不同HF配比下的HV緩速酸體系與常規(guī)土酸體系的溶蝕性能，其關(guān)系曲線如圖3所示。土酸與儲層巖屑反應(yīng)迅速，24 h溶蝕率最高達28%，過快的反應(yīng)速率極易引起儲層黏土坍塌，48 h后土酸體系溶蝕率不再明顯上升，而HV緩速酸體系72 h內(nèi)始終保持平穩(wěn)的反應(yīng)速率，在土酸體系溶蝕率平穩(wěn)之后，HV緩速酸的溶蝕率仍有上升趨勢，表明HV緩速酸可持續(xù)作用于地層，能夠有效延長酸巖作用距離。HV緩速酸體系的HF濃度超過4%以后，溶蝕率不增反降，這可能是由于不合理的HF濃度與南蘇丹ANANAS區(qū)塊巖性不匹配所導(dǎo)致。因此HV緩速酸體系合理優(yōu)選結(jié)果為：3%HCl+12%HV酸+4%HF。

圖3 南蘇丹ANANAS區(qū)塊巖心溶蝕率曲線Fig.3 Dissolution rate of the cores of the ANANAS Block

2.2 抑制性

砂巖酸化的二次沉淀主要表現(xiàn)為金屬氟化物沉淀、金屬氫氧化物沉淀及氟硅酸鹽沉淀，考察土酸體系及HV緩速酸體系對常見沉淀物的抑制能力，土酸對儲層易產(chǎn)生的各種沉淀物均無抑制能力，HV緩速酸液對金屬氫氧化物的沉淀抑制率高達79.15%，對氟硅酸鹽的沉淀抑制率最高達75.21%，對金屬氟化物沉淀的抑制率最高達70%，HV緩速酸液可以有效抑制儲層二次沉淀的產(chǎn)生。

2.3 配伍性

HV緩速酸體系與添加劑的配伍情況如表1所示。最終確定HV緩速酸體系為：3%HCl+12%HV酸+4%HF+0.5%IST+2%WT-100+1%FPJ+1%TR-2031+0.5%CF-5A。

表1 HV酸液體系與添加劑的配伍情況實驗Table 1 Experimental data of the compatibility between HV acid system and additives

3 現(xiàn)場試驗

3.1 酸化試驗

3.1.1 堵塞原因分析

大尺寸套管多級酸化技術(shù)在南蘇丹現(xiàn)場試驗2口井。其中ANANAS W-A井儲層壓力為15 MPa(1 690 m)，溫度為93℃(1 690 m)。初期產(chǎn)油量為43.4 t/d，然后降至29.4 t/d。分析該井生產(chǎn)歷史曲線，其早期壓降較快，儲層能量快速消耗導(dǎo)致蠟沉積并阻塞近井筒區(qū)域，造成近井傷害。在采油過程中，地層、井底、井筒的溫度、壓力等物理化學(xué)條件的變化促使原油中的重組分析出、固結(jié)，并伴隨Ca2+和Mg2+沉淀形成無機垢；此外黏土等硅酸鹽礦物微粒隨地層流體運移，極易在井底孔喉細小地段形成橋塞：有機質(zhì)和無機污染物造成的堵塞導(dǎo)致近井地帶儲層孔滲性變差，使油井產(chǎn)量下降。

同時在修井施工中，外來液體入侵導(dǎo)致孔洞黏土膨脹，顆粒運移堵塞和傷害目的層，產(chǎn)量急劇下降。因此判斷為近井傷害，傷害類型為有機質(zhì)堵塞與顆粒物堵塞。

3.1.2 工藝措施及效果

為保證較長的酸化距離，使酸液通過傷害區(qū)，且達到理想增產(chǎn)結(jié)果，采取以下措施。

(1)管柱設(shè)計。由于最上兩射孔段1 593.5~1 596.0 m和1 601.9~1 604.0 m及最下射孔段1 709.0~1 711.8 m不僅接近水系，且均為非主力產(chǎn)層，因此僅對1 633.5~1 656.5 m、1 662.3~1 670.9 m和1 679.4~1 692.8 m井段進行酸化，避免其與水層連通。管柱采用4級?147 mm封隔器和3級新型注酸器，準(zhǔn)確封隔3個目標(biāo)層段。

(2)酸液體系與工藝。前置段塞：6%洗油劑+0.3%破乳劑+2%防膨劑，解除有機質(zhì)堵塞，防止地層膨脹；前置酸采用9%HCl+5%FPJ+2%HV酸，隔離地層水及溶解碳酸鹽，避免產(chǎn)生二次沉淀。

主體酸采用3%HCl+12%HV酸+4%HF+0.5%IST+2%WT-100+1%FPJ+1%TR-2031+0.5%CF-5A，可深入并持續(xù)作用于地層，同時具有絡(luò)合、阻垢性能。

后置酸采用8%HCl+4%SAJ-3，頂替主體酸液進入地層深部，保持酸液pH值，進一步防止二次沉淀生成。

頂替液采用清水，將管柱內(nèi)的后置酸頂替入地層，避免管柱腐蝕，同時主體酸可以進一步深達地層，增加酸化作用效果。

(3)酸化參數(shù)。根據(jù)施工壓力小于破裂壓力的原則，設(shè)計排量為0.3~0.6 m3/min。ANANAS WA井酸化3段，設(shè)計工作液液量227 m3，工作液半徑為3.8 m，各個段塞液量分配如下：前置段塞注入量為15 m3、前置酸54 m3、主體酸128 m3和后置酸15 m3、頂替液15 m3。ANANAS W-B井酸化2段，設(shè)計工作液液量115 m3，工作液半徑為2.7 m，前置段塞注入量為15 m3、前置酸注入量24 m3，主體酸注入量49 m3、后置酸注入量12 m3，后置處理液注入量15 m3。

(4)酸化效果。ANANAS W-A井酸化后產(chǎn)油量由29.4 t/d增至70.2 t/d；ANANAS W-B井酸化后產(chǎn)油量由25.7 t/d增至46.9 t/d，效果顯著。施工結(jié)束起管柱過程中，兩口井均無酸液泄漏。

3.2 壓裂試驗

考慮今后南蘇丹部分區(qū)塊由酸化向酸壓轉(zhuǎn)變，采用鹽爐淬火工藝對新型注酸器的過砂部件進行熱處理，提高中心管和缸體硬度，并在大慶油田初步探索了其用于壓裂的可行性。將新型注酸器和封隔器設(shè)置在管柱第一級，并與多級導(dǎo)噴封隔器連接，對永B井進行壓裂施工。該層設(shè)計石英砂量為45 m3，實際加砂量為42 m3，管柱起出后，部件磨損輕微，但T型密封圈已經(jīng)損壞。因此，將設(shè)計密封圈保護機構(gòu)，確保其在多次使用后仍能保證高開啟力。

3.3 驗漏試驗

南蘇丹已酸化的2口井套管不存在漏點，因此在大慶油田開展現(xiàn)場驗漏試驗。以永A井(新井)為例，原設(shè)計采用水力噴射工藝壓裂，因此套管未經(jīng)射孔。封隔器卡點為1 923 m，施工前油管試壓30 MPa，1 min后壓力降至15 MPa，判定套管存在漏點。該井人工井底深度為2 300 m。為定位漏點段，采用單壓驗漏工藝管柱，主要配套工具為擴張式封隔器和新型注酸器(開啟力設(shè)定為15 MPa)，下至1 500 m，起車排量為0.5 m3/min，控制壓力緩慢上升至15 MPa，封隔器坐封，注酸器開始出液后，壓力稍有下降，14 min后壓力直線上升，套管出液，表明1 500 m以下無漏點；上提管柱至1 200 m，采用相同試驗方法，30 min后套管未出液，表明漏點段在1 200~1 500 m之間。如需進一步定位漏點，可反復(fù)上述過程，但本井在此區(qū)間已無產(chǎn)層，因此將原設(shè)計變更為射孔雙封單卡壓裂工藝，不再繼續(xù)驗漏。該驗漏工藝單趟管柱費用為4 000元，相比機械式驗漏工藝(在肇A井應(yīng)用，配套工具為Y211封隔器、高導(dǎo)流扶正器、柱塞式單流閥、平衡閥、彈性扶正器、接箍定位器、扶正導(dǎo)向頭、噴槍)，僅為其價格的8%，單井可節(jié)約費用46 140元。

4 結(jié)論

(1)采用大尺寸套管井多級酸化技術(shù)可對南蘇丹ANANAS區(qū)塊?159.4 mm或?224.4 mm套管井進行3段以上不動管柱酸化施工，操作簡單且能避免酸液泄漏風(fēng)險。

(2)研制的新型注酸器解決了大尺寸套管井多級酸化施工的關(guān)鍵技術(shù)問題，其開啟壓力高，可調(diào)范圍為8~15 MPa，可根據(jù)坐封需要設(shè)定，確保大尺寸封隔器穩(wěn)定坐封；采用T型密封圈密封，反復(fù)多次開啟和關(guān)閉后仍能保持設(shè)計開啟力；設(shè)計了多級滑套，理論上可實現(xiàn)單趟不動管柱15級以上酸化施工；利用驗漏原理的3種情況能夠準(zhǔn)確定位漏點段，操作簡單，成本低廉；如采用高強度耐磨材料，可由酸化向酸壓過渡，進一步提高儲層改造效果。

(3)優(yōu)選的HV緩速酸液體系緩速性能優(yōu)越，能有效擴大酸巖作用距離，且具有絡(luò)合金屬離子的能力，避免二次沉淀產(chǎn)生，與南蘇丹儲層配伍性較好，酸化增產(chǎn)效果顯著。