石油压裂材料是什么

就是压裂用的各种材料，主要分为工作液和支撑剂，而工作液分为前置液、携砂液、顶替液，而工作液是由增稠剂、助排剂、防膨剂、温度稳定剂、络合剂、交联剂等助剂在一定条件下混配而成的，支撑剂又分为粉砂、石英砂、陶粒等。

杨兰田

（西北石油局规划设计研究院　乌鲁木齐市　830011）

摘要　根据塔河油田奥陶系储层特征，确立了酸压施工的目标，分析了酸压的技术难点，介绍了塔河油田所采用的酸液体系、酸压工艺类型、工艺技术措施、酸后工艺、酸化管柱及具体施工参数。通过不同阶段增产效果对比与原油产量增加数据说明了酸压对于塔河油田开发具有的积极意义，并对塔河油田酸压中的问题进行了讨论。

关键词　塔河油田　酸压工艺类型　酸液类型　酸压管柱　残酸返排

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层存在严重的不均一性，由于受碳酸盐岩储集空间类型、发育程度和分布规律制约，各井间的物性及产能差异很大。酸化压裂作为碳酸盐岩类储层有效的改造手段，以沙23井成功为标志，已在该油田广泛、深入开展起来。开展初期由于对储层认识不足，未重视选层、控水问题，采取长裸眼“笼统酸压”的方式施工，参数较小，施工有效率低，而且产生出水问题。在总结经验、教训的基础上，西北石油局加深了对储层的认识，加强避水控缝、选层封隔、深度酸压等工艺技术的探索。裸眼回填、5＂尾管射孔完井、封隔器裸眼分层技术、前置液酸压、多级交替注入酸压等工艺技术先后在该油田得到应用，取得了丰硕成果。现阶段又进一步提出“大酸量、大排量、降滤、缓速、深穿透”的技术方针，使得酸液类型及处理液体系、工艺技术体系的研究与应用逐步深化并日趋完善。酸压不仅作为一种储层改造工艺，更作为一项完井作业的内容，为塔河油田的开发发挥着积极作用。

1　储层特征

11　储层地质特征

塔河油田奥陶系储层埋藏深（5300 m以下），地层温度高（124℃），岩性为微晶灰岩、（含）颗粒微晶灰岩、亮晶颗粒灰岩、微晶颗粒灰岩、含云质灰岩、砾屑灰岩和岩溶岩。岩石的矿物成分主要为方解石，大多数样品的方解石含量高达99％以上；其次分布相对较广的矿物有黄铁矿、硅质和白云质等，但含量多＜1％，个别样品的白云质含量达25％。岩石的化学成分主要是碳酸钙，含量在80％以上，碳酸盐总含量平均在90％以上。

该储层属于潜山碳酸盐岩储层类型，储集空间属于成岩后生与表生作用形成的次生孔、洞、缝类型，其基本特征是：

（1）基质孔隙度很低，渗透性能较差。

（2）次生裂缝和溶蚀孔洞发育程度决定了储集性能的好坏。

（3）储集空间纵横非均质性强，其分布情况在2个油田间、井间、层间差异很大。

塔河油田奥陶系可分为裂缝型、裂缝－孔洞型、裂缝－溶洞型3种储集类型。岩心物性分析（小样品）发现孔隙度分布区间为01％～48％,＜1％的占8175％，平均孔隙度为08％；渗透率分布在＜01×10-3～252×10-3μm2,＜1×10-3μm2的占9169％，平均渗透率＜01×10-3μm2，溶洞发育段不能在岩心中反映，要用测井解释孔隙度。裂缝是塔河油田下奥陶系储层最发育、岩心中最常见的孔隙空间，其中又以垂直或中—高角度、张开度＜01mm的裂缝为主。

12　储层的伤害

塔河油田地层压力当量密度为108～110g/cm3，钻进过程中使用钾基聚合物或聚磺泥浆体系，密度一般在113～116 g/cm3，在压差作用下，钻井液（完井液）滤液和固相颗粒进入地层，形成颗粒堵塞、乳状液封堵、水锁效应、储层润湿性反转等，对储层造成伤害；储层物性好的井不同程度存在漏失问题，对地层造成更为严重污染；油气层浸泡时间较长（12天以上），增加了储层伤害的程度。

塔河3号、4号油田原油总馏量较低，胶质、沥青质及石蜡含量相对较高。如塔河3号油田S47井总馏量为52％～67％；塔河4号油田T401井总馏量185％～275％。钻井、完井过程中，地层温度、压力的波动会使储层中原油分解出胶质、沥青及石蜡，堵塞油气孔道，极大地降低储层渗流能力。

13　储层敏感性分析

经室内岩心实验，得出储层敏感性分析结果。

水敏性：弱。主要因为地层水敏性粘土矿物含量少。

酸敏性：弱—中。主要由于酸溶蚀造成微粒的运移引起。

碱敏性：中。是由燧石遇强碱形成的硅酸盐溶液的不稳定性引起的。

速敏性：弱。3号构造的临界速度为075ml/min,4号构造的临界速度为15ml/min。由于酸压过程中的流速远小于075ml/min，因此，不会引起速敏伤害。

2　酸压工艺

21　施工目标与技术难点

酸化压裂可以通过酸液的溶蚀和剥蚀作用解除近井地带堵塞，改善储层储集、渗透性能。同时，酸压形成的裂缝可以延伸、穿过近井地带的低渗透区，形成穿透较长距离、具有高导流能力的溶蚀通道，若与裂缝发育的高渗透区相通，可以获得理想的增产效果。

要获得理想的酸压效果，应充分考虑井位、层位因素，分析、解决施工难点，制定施工目标，合理选择酸液体系、工艺类型、技术参数。

结合塔河油田奥陶系酸压改造目标，根据储层特征，对技术难点进行分析，得出如下结果：

（1）天然裂缝发育且以垂直或中—高角度缝为主的地层，酸压降滤失技术、垂直控制缝高的技术是其难点。

（2）储层埋藏深，管串长度增加，管道摩阻势必增加，进而限制了注入流量的提高，不利于酸液有效作用距离的提高。

（3）温度是影响酸岩反应速度的重要因素，井温高，酸岩反应速度快，酸液有效作用时间将缩短。

（4）碳酸盐岩含量高、溶蚀率高是选择酸压改造的重要条件，同时，溶蚀速度快，势必增加近井消耗，不利于深穿透。

（5）稠油胶质、沥青质含量高，一方面容易形成酸渣，另一方面容易与残酸形成乳化液，对储层造成二次伤害；稠油相对密度高、粘度大也不利于残酸返排。

（6）地层压力低，不利于排液。

22　酸液类型

221　酸液的基本要求

（1）酸液要与待处理储层岩石、流体相匹配，耐温性能要好。

分析、掌握储层岩石和流体物理、化学性质，通过实验进行处理剂筛选，确定酸液体系配方。

（2）增大酸液的有效作用距离，确保储层改造的深度、力度。

酸液的滤失、酸岩反应速度是影响酸液有效作用距离的重要因素，可采取如下措施以降低这两项性能指标。

①理选择酸液（HC1）浓度。

②高酸液的粘度，如使用胶凝剂、乳化剂配制成高粘度的胶凝酸、乳化酸。

③使用降滤失剂、缓速剂。

（3）降低酸液对油、套管的腐蚀。

使用缓蚀剂以达到减缓酸液对油、套管腐蚀的作用。

（4）有效解除地层堵塞，避免二次伤害。

①有效预防二次沉淀和酸渣的形成。

使用防膨剂，预防地层中粘土矿物膨胀、运移；使用防酸渣剂，预防酸液与稠油作用可能生成的酸渣沉淀；使用铁离子稳定剂，预防酸液由地层、油（套）管中溶解、生成的铁离子在地层中沉淀。

②具备一定悬浮能力，能将不溶于酸的惰性颗粒和酸岩反应的沉淀物携带返排出井筒。

③有效防止残酸乳化并使已生成的乳化液破乳，以利于返排，避免形成新的堵塞。

④能够迅速、及时返排残酸。

使用助排剂，降低残酸表面张力，提高排液效果。

222　酸液配方与性能

根据岩心酸岩反应试验及酸压基础理论，盐酸（HCl）浓度选用20％的。

塔河油田酸压所使用的酸液配方与性能见表1。

稠化（胶凝）酸体系具有一定的粘度，可以大大减小酸液的滤失，大大减小酸液向裂缝表面的传质速度，降低酸岩反应速度，提高酸液的有效作用距离，同时该体系可减小管路摩阻，提高井底作用压力，因此，该体系造缝能力强于常规缓速酸体系。

塔河油田仅在前期使用了常规缓速酸体系，现主要使用稠化（胶凝）酸体系。

23　酸压工艺类型

（1）常规缓速酸酸压

表1　酸液类型、配方与性能　Table1　The types,components and performances of acidizing fluid

即使用常规缓速酸进行酸化压裂的工艺类型。塔河油田仅在初期阶段采用了该酸压工艺类型，如沙23井。

（2）稠化（胶凝）酸酸压

即使用稠化（胶凝）酸进行酸化压裂的工艺类型。是塔河油田采用的主要酸压工艺类型之一。如TK408井、TK409井。

（3）前置（压裂）液＋酸液交替注入酸压

即先行注入高粘前置（压裂）液压开储层或延伸储层中原有裂缝，后注入酸液，多次重复上述注入过程的酸压工艺。

前置（压裂）液降低了裂缝温度和后续酸液的滤失，改善了裂缝的几何形状，通过粘性指进使酸液在裂缝面上产生不均匀侵蚀，增强穿透距离，提高裂缝的导流能力。交替注入前置（压裂）液和酸液有利于进一步扩张并加宽裂缝，增加酸液侵入深度，提高酸液利用率。前置（压裂）液＋酸液交替注入酸压是一种造缝能力较强的工艺类型。

塔河油田一般采取2～3级注入，选取前置（压裂）液＋稠化酸的类型组合，所用稠化酸配方见表1中稠化酸（3）。根据前置（压裂）液的类型与性能，可分为两种类型：

①同性压裂液交替注入酸压

即压裂液类型与性能相同，在施工过程中不发生改变。如T403井（第2次）、TK404井。

塔河油田前置（压裂）液粘度为70mPa·s左右（剪切速率为170s-1），与酸液粘度比3左右。

配方组成：5%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+05%ZA-5+05%SP169。

②异性压裂液交替注入酸压

即压裂液类型或性能不同，或在施工过程中会发生改变。如TK411井。

塔河油田采用该工艺类型施工顺序为：

线性压裂液＋冻胶压裂液＋稠化酸＋冻胶压裂液＋稠化酸＋……。

压裂液配方组成：

基液：6%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+05%ZA-5+05%SP169；

交联液：1%BCL-6(A)+05%BC1-6(B）；

破胶剂：05％破胶剂。

基液在170s-1剪切速率下粘度为69～73mPas；成胶液在90℃、1708-1剪切速率下，90min粘度为600～210mPas,120min后破胶，破胶液粘度为6mPas。

24　工艺技术措施

（1）采取有效措施，提高酸压的针对性，确保选定改造层位的处理力度。

①长裸眼回填

风化壳溶蚀孔洞、裂缝发育带是塔河油田奥陶系油藏主要的储层，对于采用裸眼完井方式的井，采取打水泥塞或填砂回填原井眼的方式，将裸露井段缩短至100 m以内，提高酸压针对性，减小与下部水层连通的可能性。塔河油田裸眼完井的井多采取这种方法。

②改变完井方式

采用5＂尾管完井方式，选层射孔，进行酸化压裂施工。TK404井是塔河油田第一口采用5＂尾管完井方式、酸压获高产的井。

对于套管射孔完井方式，固井质量是保证层间有效封隔的关键。塔河油田5＂尾管固井存在井深、井段短、管径小、间隙小与地层易漏失等问题，固井施工有一定的难度，应加强水泥浆体系与施工工艺研究与应用工作，提高5＂尾管固井质量，为后续施工提供必要的保证。

③裸眼封隔器分层酸压

裸眼封隔器分层酸压存在一定风险，如封隔器上下可能窜封、可能发生井壁失稳等，应严格选择座封位置，并制定相应的安全措施。

a．裸眼双封分层

塔河油田TK304X井采用双裸眼封隔器分层酸压工艺，封隔器选择45/8＂膨胀式封隔器，采取正打压方式座封。

b．裸眼单封分层

塔河油田TK413井采用单裸眼封隔器分层酸压工艺，封隔器类型、座封方式同上。

（2）在进行酸压处理前，先注入清除液，解除有机质堵塞，提高酸处理效果，同时，有利于减少或避免酸渣的生成。

塔河油田使用的清除液配方与所配合的酸液体系见表2。

（3）顶替液充分考虑清洗、返排、降温和与地层及其他处理液配伍性等因素，并与工艺类型、施工要求相配合。

塔河油田使用的顶替液配方与所配合的酸液体系见表2。

（4）提高注入排量是提高酸液有效作用距离的重要措施。

注入排量是影响酸液有效作用距离的重要因素，提高注入排量，增加酸液在裂缝中的流动速度，虽然会引起酸岩反应速度的增加，但是能使酸液在地层深处保持一定的活性，从而提高酸的穿透距离，使酸化后形成的酸蚀裂缝具有较高的导流能力。塔河油田酸压初期阶段注入排量15m3/min，数值偏低，后在综合分析施工曲线、施工效果与层间连通（水层）可能性的基础上，将注入排量提高至25～35m3/min，收到了良好的施工效果。

表2　辅助处理液配方与酸液配合关系　Table2　The ralationship between auxiliary treatment fluid and acidzing fluid

当然不能盲目追求提高注入排量，注入排量提高到一定程度时，酸穿透距离的增长幅度会变小，而垂向缝高的增长幅度有可能增大。因此，应视井的具体情况，综合考虑技术、经济因素对注入排量进行确定。

25　酸后工艺

251　关井反应

顶替液挤完后，关井候酸反应。塔河油田初期酸压关井反应时间为60～120min，现阶段则采取缩短关井反应时间，尽快排液的措施，关井反应时间控制在30min以内。

252　排液工艺

开井后，对残酸迅速实施返排，返排率要求不低于70％。返排时，通过油嘴对排液实施控制，油嘴直径视井口压力而定，排液油嘴制度见表3。

表3　排液油嘴制度　Table3　The choke systems when residual add returning

排液工艺采取层内助排与人工排液相结合的方式，以提高排液速度与返排率。

（1）层内助排

①使用助排剂

在酸液中加入助排剂，降低酸液的表面张力，改变岩石的润湿性，增大酸液与岩石的接触角，从而降低岩体的毛细管阻力，提高残酸的返排量，达到层内助排的目的。塔河油田酸液中使用的助排剂有ZP-1、ZA-5等。

②混注液氮

注酸时在酸液中混注液氮，酸压后井口卸压，注入氮气膨胀增能，可以加快自喷排液速度，提高返排效果，另外，酸液中混注液氮还可以减缓酸岩反应速度，降低酸液滤失，增大酸作用距离。塔河油田液氮混注量为20～30 m3，具体视施工情况而定。

（2）人工排液

若油井不能自喷或停喷，为防止残酸形成二次污染，应迅速采取人工排液的措施。塔河油田初期采取抽汲的方式，因其效果不佳，现多采用连续油管车和液氮泵车联合气举排液的方式，该方式有如下优点：实现管内排液，封隔器不解封，残酸不能进入环空，保护套管；氮气利用率高，排液速度快，施工安全；气举深度可达4500m。

26　酸化管柱

261　油管方案

采取 组合油管方案。 长度2000～3500 m，具体视施工要求与井的具体情况而定。

262　封隔器方案

出于保护套管和井口、保证施工安全的目的以及特殊的施工要求（如裸眼卡封），塔河油田酸压均使用封隔器。根据完井方式与卡封位置的不同，封隔器方案可分为如下几种：

（1）裸眼完井

①裸眼酸压

采用7＂可回收式封隔器，采取打压或旋转座封方式，7＂套管内座封。

管串组合方案：

喇叭口＋油管＋7＂封隔器＋7＂水力锚＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。

②裸眼双封分层酸压

酸压层位上、下使用两个 膨胀式封隔器，采用正打压座封方式，裸眼内选层座封。

管串组合方案：

盲接头＋ 封隔器（下）＋油管＋压控循环阀＋伸缩接头＋ 封隔器（上）＋伸缩接头＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。

③裸眼单封分层酸压

使用 膨胀式封隔器，采取正打压座封方式，裸眼内选层座封。

管串组合方案：

底堵＋油管＋ 封隔器＋压井阀＋油管＋7＂水力锚＋伸缩接头＋油管串组合。

（2)5＂尾管射孔完井

可根据井眼情况，采取5＂可回收式封隔器，5＂尾管内座封方式。

管串组合方案：

喇叭口＋油管＋5＂封隔器＋5＂水力锚＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。

27　施工情况

酸液与处理液类型、用量、配比关系和施工参数无疑是影响酸压施工效果的重要参数，表4集中反映了塔河油田使用各种不同工艺技术手段时的各项参数。

塔河油田初期酸压未采取封堵回填措施，采取常规缓速酸酸压、稠化酸酸压两种工艺类型，酸液使用量小（折算为每米酸量），裸眼段长，施工参数小，施工效果不甚理想。随着认识的加深，优化施工工艺，提高了各项参数指标，收到了很好的效果（见表4）。

表4　施工数据　Table4　The data of acid fracturing jobs

3　酸压效果

塔河油田已进行酸压作业的井除T302井外，酸压前均未生产，部分井进行过测试，但结果均不甚理想，经酸压使一大批井获得了产能，甚至高产。塔河油田酸压效果综合分析见表5。

表5　塔河油田酸压效果综合分析　Table5　Comprehensive analysis of acid fracturing effictiveness

塔河油田1998年底施工的沙23井效果较好，1999年1、2季度酸压施工增产效果不理想，由表5可以看出这期间酸压增产原油日均值偏低，产能贡献有限。具体表现为：投产井数少、单井产量低、衰减快、有效期短。究其原因，除井位、层位与酸压选择方面的因素外，还包括施工井次少、工艺与措施存在不足、施工参数偏低、压后出水等。这期间施工7井次，增产4井次，为1999年全年增加了19383×104t的原油产量，占1999年全年酸压累计增加产油量的81％，占西北石油局1999年原油总产量的169％，每井次增产原油为02769×104t，仅沙23井一直保持正常生产，TK405井、T302井、沙64井均在1999年11月以前停喷。1999年3、4季度随着认识的进步，工艺的改进，措施的完善，酸压在塔河油田更加广泛、深入开展起来，这期间共计施工17口井，18井次，增产11井次，为1999年全年增加了219979×104t的原油产量，占1999年全年酸压累计增加产油量的919％，占西北石油局1999年原油总产量的1922％，每井次增产原油为12221×104t，各项指标与前期相比都有大幅度提高，产生了一批高产井，如沙65井、沙67井、TK404井、TK408井、TK409井、TK410井、TK411井等，其中TK404井产量达55570 t/d(1999年12月，11mm油嘴）；第一次酸压无效的T403井经二次改造获得高产（13681t/d1999年12月，7mm油嘴）。

1999年塔河油田酸压累计增产原油为239362×104t（探井76919×104t，开发井162443×104t）。西北石油局1999年全年生产原油为1144249×104t（单井计量），酸压增产占全年原油总产量的209％。

由表5中可见塔河油田酸压有10井次施工无效，占总施工井次的40％，究其原因有：①塔河油田奥陶系储层非均质性强，溶蚀孔洞、裂缝发育带横向展布规律很难掌握，受储层本身的发育特征、各井在构造上的位置等客观因素的制约，很多井未达到与油气富集、物性发育的地带连通的目的。②施工方案是否合理，技术措施是否完善，施工力度是否足够直接影响施工的最后效果。酸压力度不足与酸压后出水是个别井酸压无效的原因，如T403井第1次、TK405井第2次酸压。③对个别井重复酸压的无效，增加了无效次数，如TK406井。

4　问题与讨论

（1）酸压出水与酸压裂缝缝高

塔河油田奥陶系储层非均质性强，裂缝较为发育，其中以垂直或中—高角度、张开度小于01mm的裂缝为主。酸压裂缝势必受到储层裂缝发育特征与走向的影响，在提高酸压裂缝水平延伸的同时，控制垂直方向缝高的发展，避免与奥陶系水层连通，对于塔河油田是一个非常重要的课题。出水直接影响到原油开采，影响到酸压效果的评价和进一步措施的制订与实施。因此，在加强理论研究的同时，应采取工程技术手段，对裸眼井吸酸层位、裂缝高度等进行测定，进而提高对奥陶系储层酸压机理的认识，指导酸压方案的制定与施工。根据塔河油田技术现状，可采用如下方法：

①利用电测曲线

利用综合测井（全部或部分项目）曲线、六电极侧向曲线、流体电阻和井温测井曲线，对酸压前后电测曲线分析、对比。

②进行生产测井

通过旋转流量计测井、温度测井、放射性示踪测井、噪声测井测量流动剖面，测量裂缝高度，掌握各层段产能贡献，进行酸压改造效果评价。

（2）重复酸压与效果

针对长裸眼“笼统”酸压存在的弊端，造成的结果，西北石油局选择初期酸压的几口井，采取打水泥塞回填的方法缩短裸眼段长度，进行了重复酸压改造。根据首次酸压结果，重复酸压的4口井可分为两类：一类是首次酸压后产水的井，如TK405井、T302井；另一类是首次酸压后不出的井，如TK406、T403井。重复酸压后1302井（2次）、TK406井（3次）不出液，TK405(2次）出水，T403井（2次）获高产。

分析认为：

①储层本身的发育特征是酸压能否获得产能的根本原因，对于低孔、低渗，孔、洞、缝不发育的储层，酸压虽可以穿透较长距离，但如不足以连通油气富集、物性发育地带，则不能获得理想的改造效果。

②重复酸压用酸强度、规模以及施工参数均应大于前次酸压，应选择造缝能力较强的工艺类型。

③前次酸压出水将大大增加以后的处理难度，因裂缝可能在层内延伸、连通，打水泥不能保证有效充填，重复酸压并不能保证有良好的效果。类似这样的井，应具体分析区别对待。

④水源在井眼下部奥陶系地层，采取打水泥塞回填井眼的方法可以减小或避免连通水层，加强酸压的针对性。

（3）残酸返排中的问题

奥陶系地层压力低（密度为108～110 g/cm3），排液的水样分析数据表明奥陶系地层水矿化度高，密度接近甚至高于奥陶系地层压力当量密度值，酸压后出水量大或含水率高将抑制地层自喷排液的能力，对返排残酸造成极为不利的影响。如酸压未实现与油气富集、物性发育带的连通，未根本改善井底能量供应，残酸返排难度将变大，残酸返排不出会对储层造成二次伤害。因此必须加强科学选井、选层工作，加强残酸助排工艺的研究和应用工作。

塔河4号油田原油总馏量低，粘度高，油流在井筒中的压力损失大，应开展塔河4号油田原油流动特性及井筒降粘技术研究和应用工作，提高油井排液能力。

（4）施工参数优选

注入量、注入速度等施工参数的选择，一方面要考虑到实际施工能力、井内安全和施工对改造力度、深度的要求；另一方面也要考虑到垂直方向裂缝发育情况与应力变化情况，对已酸压的井应利用电测井、生产测井、试井分析等方法进行酸压效果综合评价，加强对奥陶系酸压裂缝扩展范围和走向的认识，建立适合塔河油田奥陶系储层特点的模型，科学计算、合理选择注入量、注入速度等施工参数。

（5）酸压方案的优化

塔河油田奥陶系储层非均质性强，对于低孔、低渗、低产层，是否达到与油气富集、物性发育地带连通的目的决定了酸压的最后效果，尽可能提高酸液的穿透距离至关重要。应从分层、控缝、缓速、降滤等多方面入手，如使用多级酸、调整各级前置（压裂）液与各级酸液的液量、性能配比关系等，进一步优化工艺方案，提高酸压效果。

Application of acid fracturing technology in Tahe oil field

Yang Lantian

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)

Abstract:By the analysis of reservoir characteristics of Ordovician in Tahe oil field,we defines the targets of acid fracturing,Analyzes systems of acidizing fluid,Types of acid fracturing technology, technology after acidizing,acid fracturing pipe assembly and parameters during the job being used in Tahe oil fieldBy the comparison of crude oil increasing effictiveness and data during the different periods,introduces the significance using acid fracturing technologyFinally discusses the problems existing acid fracturing job in Tahe oilfield

Key words:Tahe oilfield　Types of acid fracturing technology　systems of acidizing fluid　acid fracturing pipe assembly　residual acid returns

庚勐1 孙粉锦1 李贵中1 刘萍1 梁丽1 李林地2

基金项目:国家科技重大专项项目37“煤层气完井与高效增产技术及装备研制”项目(2008ZX05037)资助。

作者简介:庚勐,男,1981年生,硕士研究生,2009年毕业于中国石油大学(北京),从事煤层气地质评价研究。地址:(065007)河北省廊坊市广阳区万庄44#煤层气所。电话(010)69213236,13581883303。E-mail:gengmengxi@petrochinacomcn。

(1中国石油勘探开发研究院廊坊分院;2中国石化石油勘探开发研究院)

摘要:煤层气作为一种重要的非常规天然气能源,在成藏方式、储集类型、开发手段上与常规天然气藏存在很大差异。煤层不仅是煤层气的生气层,同时也是储气层,而且煤层气多以吸附态赋存于煤层中。因此,在煤层气井压裂施工过程中压裂液对煤储层的伤害不仅体现在宏观的渗流能力伤害方面,更主要体现在对吸附在煤表面的煤层气吸附-解吸伤害影响上。本文针对煤层气的吸附-解吸影响因素进行了综合分析评价,具体分析了煤的成分与煤中化学元素组成对煤层气吸-附解吸的影响;确定了煤层气吸附-解吸伤害实验评价方法;提出了压裂液与煤层润湿性是评价压裂液对煤层气解吸附伤害程度的衡量参数。利用该评价模式对两处不同煤质特征样品进行了含有粘土防膨剂的压裂液及活性水对煤层气解吸附伤害影响评价。该研究成果为煤层气井压裂施工过程中的压裂液选择具备理论指导作用。

关键词:煤层气 吸附-解吸 压裂液 润湿角 伤害机理

Research on the Mechanism of Coalbed Methane Desorption Damages Caused by Fracturing Fluid

GENG Meng1,SUN Fenjin1,LI Guizhong1,LIU Ping1,LIANG Li1, LI Lindi2

(1Langfang Branch, PetroChina Petroleum Exploration and Development Research Institute, Lang-fang, Hebei 065007, China; 2Sinopec Petroleum Exploration &Production Research Institute, Beijing 100083, China)

Abstract: Coal-bed methane is an important unconventional natural energy resourceCompared to convention- al gas reservoir, it has greater difference with the ways of reservoir modes and storage types and exploration meth- odsCoal seam is the generation and storage of the gas which prefers to exist with adsorption behaviorTherefore, the damage caused by fracturing fluid during the fracture treatment not only displayed on the harm to filtration ca- pability moreover the influence on the adsorption &desorption of the gas being on the coal surfaceThis article makes synthetic analysis and appraisal of the coal bed methane absorption&desorption affecting factorsIt analyzes the influence of the coal component and chemical elements composition to coal·bed methane absorption-desorption, establishes the coal-bed methane absorption &desorption damage experimental evaluation methods, proposes that fracturing fluid and coal seam wettability are the measuring parameters for evaluating the damage degree of the frac- turing fluid to coal-bed methane desorptionIt evaluates the damages of the fracturing liquid and active water con- taining clay antiswelling agent with two samples of different coal quality featuresThe result has theoretical guid- ance on choosing fracturing liquid during coal-bed methane fracturing operation

Keywords: coal-bed methane; adsorption & desorption; fracturing fluid; wetting angle; damage mecha-nism

1 前言

煤层气作为一种重要的非常规天然气资源越来越受到世界各国的重视,2010年美国煤层气年产量已突破560亿方,达到常规天然气产量的一半;中国煤层气储量丰富,煤层气勘探开发利用的产业化进程也正在快速进行。煤层气开发技术不断突破,但由于煤储层的特殊性质,压裂施工成为获得工业气流的重要手段,而煤层气多以吸附态赋存于煤层中,使得压裂施工中对煤储层造成的伤害因素大大增加,其中压裂液与煤储层的配伍性显得格外重要。

2 煤层气吸附-解吸机理

煤层气在煤中主要以吸附态赋存外,还有游离态和水溶态赋存方式。煤是具有裂缝系统和基质孔隙的双孔结构,该结构控制了其中气体的储集和运移。煤层其主要吸附于煤的孔隙中,受到温度压力等条件影响,造成热运动能力改变,从而实现在煤表面的吸附和解吸[1]。

煤层气的吸附和解吸主要区别于以下四个方面:(1)作用过程。吸附是一种自发的热演化生烃排烃过程;解吸则是一种被动的人为排水降压过程。(2)作用时间。吸附过程要经历漫长的年代,要以百万年计算;而解吸过程则非常短暂,只需要几分钟或者几小时。(3)作用类型。吸附包括了物理吸附和化学吸附两种形式,化学吸附是以离子键吸附,需要能量较大,但所占吸附气比例很小,物理吸附则具备了热能低、速度快、可逆和无选择性等特点;解吸过程则是单一的物理过程。(4)作用条件。吸附是通过煤演化过程中逐渐脱水、增压实现的;解吸则是一个相对恒温过程[2]。

通过对煤层气的吸附解吸原理分析可知,压裂液对煤层气的吸附-解吸影响主要发生在解吸附过程中。

3 煤层气解吸附影响因素分析

煤对气体的吸附能力受多种因素的影响,通常情况下主要影响因素有压力、温度、矿物质含量、水分含量、煤阶、岩性、气体组分等[3]。本研究中使用了同一地区同一批次煤岩样品,等温吸附实验是在室内利用纯甲烷气体进行吸附-解吸实验;人为规避了以上常规因素对煤层气解吸附的影响,可以将各种压裂液配方对煤层气解吸附的影响在同一标准下进行比较。

压裂液对煤层气解吸附的影响主要体现为与气体在煤表面的润湿能力不同,造成对煤层气解吸附促进作用存在差异,降低了由于孔隙堵塞造成的解吸附气量减少,个别压裂液配方的注入甚至增加了煤层气的解吸量。压裂液与煤的润湿性可以通过接触角来测定,接触角越小润湿性越好,对煤层气解吸附的促进作用越大[4]。

4 煤质特征对润湿性的影响

41 水分

煤层中水的赋存状态分包括外在水和内在水以及部分结晶水,本研究中涉及的水分含量是指内在水含量,此时内在水是以物理吸附形势存在于煤样中;而煤样中的结晶水是以化学方式与煤中矿物质结合的,含量很小,可以忽略其影响。由图1可知,随着煤样的空气干燥基水分增高,煤样与水的接触角越小,表明煤样越容易被水润湿,该煤样的润湿性越好。

图1 煤样水分含量与接触角关系

图2 煤样灰分含量与接触角关系

42 灰分

煤的灰分是指煤中所有可燃物完全燃烧,煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣。煤中灰分全部来自煤中矿物质,而灰分的组成和重量与煤中矿物质含量不完全相同,其并非煤中固有成分,通常将其称为灰分产率。煤中的矿物质成分主要有高岭石、黄铁矿、石英和方解石等。

如图2所示,煤样中灰分含量越大,煤样与水之间接触角越小,煤样润湿性能越好。

43 挥发分

水分和矿物质含量虽然对煤的润湿性起到一定作用,但由于二者均属于无机物,并不是煤的主要成分,而挥发分是煤中有机成分,其与煤的成因、显微组分和煤化程度有关,可以通过挥发分产率大致判断煤的变质程度。由于挥发分主要是由吸附于煤样孔隙中的气体和水分以及随温度升高煤样外围官能团释放气,其中水分和极性官能团亲水,气体和非极性官能团不亲水,所以很难通过挥发份产率判断煤样的润湿性。如图3所示,挥发份产率同煤样与水的接触角之间相关性很差,证明了挥发份与煤样润湿性之间并无明显关联。

图3 煤样挥发分含量与接触角关系

44 固定碳

固定碳与挥发分一样都属于煤中有机成分,煤样中的干燥无灰基固定碳含量随煤化程度增加而变高,所以也有国家(或地区)将其作为煤的分类标准。

实际上固定碳并不只是煤中碳元素的含量,还包括氧、氮、硫等元素。固定碳并不是煤中固有成分,而是热分解的产物。由于煤是由若干结构相似的结构单元通过性质活泼的桥键连接而成的大分子结构,其核心结构是芳香核,在边缘存在一定得较为活泼的基团,随着固定碳含量增加,煤化程度加深,煤分子的稳定性加强,导致了润湿性变差。由图4可以看出,随着煤中固定碳含量的增加,煤样与水之间的接触角逐渐增大,润湿性变差。

图4 煤样固定碳含量与接触角关系

5 压裂液对煤层气解吸附影响分析

51 含粘土防膨剂压裂液对煤层气解吸附影响分析

通过以上分析可以看出,水分、灰分和固定碳都与煤质和水的润湿性存在关联,水分和灰分含量的增加都会降低水与煤质间的接触角,提高煤的润湿性;固定碳含量增加则会增大水与煤之间的接触角,降低煤的润湿性。如表1工业分析数据可知,目标煤层的固定碳含量要远大于水分和灰分含量,超过了75%,所以该目标煤层的润湿性能较差。

表1 目标煤层工业分析结果

本次试验中首先用到了蒸馏水作为对比液,同时选择地下水作为基液,添加了不同浓度KCl进行对比,由于压裂液配方的成分远复杂于蒸馏水,所以每种添加了不同浓度KCl的地下水压裂液与煤层的润湿性能存在很大差异。

如表2所示,对于3#煤层添加了1%KCl的地下水压裂液与煤层的接触角最小,而2%KCl的地下水压裂液与煤层的接触角最大;同时对于5#目标煤层,添加了2%和6%KCl的地下水压裂液与煤层接触角较小,而添加了1%和4%KCl的地下水压裂液与煤层接触角较大。以上论则完全验证了添加不同浓度KCl粘土防膨剂的地下水压裂液污染后煤层解吸附曲线特征。

表2 不同浓度防膨剂与韩城地区3#煤样接触角对比表

如图5目标煤层受蒸馏水或含粘土防膨剂压裂液影响后的吸附-解吸曲线所示,目标煤层受到含有KCl的地层水或蒸馏水污染后,解吸附曲线出现程度不同的滞后现象,且解吸滞后现象严重程度与压裂液同煤层的接触角度数大小成正比,即与润湿性成反比,这是由于不同配方污染后造成的不利影响与解吸促进综合作用后的结果,与目标煤层润湿性较好压裂液具备较好的促进解吸作用,相对解吸滞后性减小。

图5-1 蒸馏水对3#煤解吸影响

对于3#目标煤层,几种不同浓度防膨剂配方对煤层气解吸附影响程度由大到小依次为:地表水+2%KCl>地表水+6%KCl>蒸馏水>地表水+4%KCl>地表水+1%KCl,除地表水+2%KCl要根据煤层原始压力考虑其实用性意外,其余几种浓度防膨剂配方煤层气解吸附影响程度差别非常小[5]。如表3所示,综合考虑到目标煤层较低的粘土含量,从成本角度可以考虑优先选择浓度为1%的KCl防膨剂进行压裂液配制。

对于5#目标煤层,当压裂液为蒸馏水时对煤层气解吸附影响较小;当加入1%和4%KCl防膨剂对煤层解吸附的影响最大,使煤层气解吸出现了明显的滞后性,不建议使用该种防膨剂进行压裂液配制。其他几种防膨剂对煤层气解吸附影响有限,可以使用;如表4所示,综合考虑到目标煤层较低的粘土含量,最适合于5#煤层解吸的防膨剂是2%KCl。

图5-2 蒸馏水对5#煤解吸影响

图5-3 1%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-4 1%防膨剂对5#煤解吸影响

图5-5 2%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-6 2%防膨剂对5#煤解吸影响

图5-7 4%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-8 4%防膨剂对5#煤解吸影响

图5-9 6%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-10 6%防膨剂对5#煤解吸影响

表3 3#煤样粘土矿物含量测试表

表4 5#煤样粘土矿物含量测试表

52 活性水压裂液对煤层气解吸附影响分析

目前煤层压裂施工中大量使用活化水作为压裂液,因为活性水的粘度只有交联冻胶粘度1%,反排效果好,加砂量相对较少,同时对煤层的污染较少,所以具备较好的应用前景。

在对含粘土防膨剂压力液与煤层气解吸附影响评价基础上,本次试验中加入了05%DL-8助排剂形成活性水进行试验分析。

如图6所示,受到地表水+05%Dl-8助排剂+1%KCl防膨剂污染的5#煤试验样品解吸滞后性远远小于地表水+1%KCl防膨剂污染的5#煤层解吸过程。由表5可知,加入助排剂以后的压裂液与5#煤样接触角小于未加入助排剂之前,说明该助排剂改善了压裂液与目标煤层的润湿性,在某种程度上降低了单纯使用防膨剂给煤层气解吸造成的伤害。

图6 05DL-8助排剂+1%防膨剂对5#煤解吸影响对比

表5 添加助排剂前后压裂液与5#煤样接触角对比表

结论

压力液对煤层气的影响主要发生在解吸附过程中;对于同一煤层煤样,压裂液对煤层气解吸附影响主要是由于固液间润湿性差异造成的压裂液置换煤层气能力不同,使得解吸气量产生差异。煤质中影响煤与水润湿性的主要成分为固定碳,固定碳含量越大煤的润湿性越差;与之相反的是水分和灰分,二者含量越大煤的润湿性越好,但由于二者含量远小于固定碳含量,所以目标煤层煤的润湿性较差。

添加防膨剂以后使得压裂液性质变复杂,根据不同压裂液与目标煤层润湿性验证了煤层气等温吸附-解吸曲线滞后性特征;根据不同煤层具体情况选择经济高效的粘土防膨剂浓度进行压裂液配制。

对于加入了助排剂的活性水压裂液增加了液体表面活性,改善了其与目标煤层的润湿性,有效地降低了煤层气解吸附过程滞后性,提高了煤层气解吸附能力。

参考文献

[1]王红岩,刘洪林,赵庆波等2005煤层气富集成藏规律[M]北京:石油工业出版社,60~66

[2]张遂安,叶建平,唐书恒等2005煤对甲烷气体吸附-解吸机理的可逆性实验研究[J]天然气工业,25(1):44~46

[3]钱凯,赵庆波,王毅成等1997煤层甲烷气勘探开发理论与实验室测试技术[M]北京:石油工业出版社,143

[4]顾惕人,朱瑶等1994表面化学[M]北京:科学出版社

[5]王双明等2008韩成矿区煤层气地质条件及富存规律[M]北京,地质出版社,24~26

作用不一样。

防水锁剂是压裂液的重要添加剂，对解除水伤害具有重要作用，助排剂是一种能帮助酸化、压裂等作业过程中的工作残液从地层返排的化学品。

防水锁剂主要成分为甲基磺酸，螯合剂，缓蚀剂，氟碳表面活性剂以及改性的表面活性剂。

这个是给小宝宝用的便秘药……

用法：1岁以上没满3岁的宝宝：一次9g~15g，一日最多三次

6个月以上没满1岁的宝宝：一次6g~9g，一日最多三次

6个月以下的宝宝：一次3~6g，一日最多三次。

1岁以下的宝宝没断奶，就在喂奶前用温水（50-100ml）把药加进奶里面喂。1~3岁的宝宝就直接用50-100ml的温水就着喂。关于多少克，好像药品配置里给了有刻度线的小勺子？图上说用那个勺子量，水平放置装满时是6g。还嘱咐说要先洗一洗勺子才能用- -。

效果：治婴幼儿便秘（排便困难）/营养不良

成分：60%以上是麦芽糖

注意事项：1不能在用这个的同时用别的泻下剂（泻药/助排便药之类的吧）。用了的话会使症状恶化的，要小心。

2对于正在接受别的治疗/未满1个月/有激烈的腹痛、呕吐现象的宝宝，在使用之前应该问一下医生或是卖家（这个在中国恐怕只有询问医生了）。

3储存在阴凉干燥处，小孩不容易碰到的地方。

4开关后3月内服用。

说明要好好保管，然后别的用前认真读一读……大概就这些？

如前所述，在渤海已开发的油田中稠油油田占80%左右。如果将这批稠油油田的采收率提高2个百分点，相当于又发现了一个亿吨级的大油田。如果采油速度提高1倍，渤海的原油产量将大幅度提高。绥中36-1油田是典型的稠油油田，经过几年的开发，单井日产量只有20～80m3,C区油层属多层系，目前产量只有20m3左右，针对绥中36-1低产区C区的特点，探索采用水平分支井和简易防砂技术，为开发渤海稠油油田，提高采收率作好技术储备。水平分支井的井位选择的两条原则：第一，原油黏度比较大的稠油区；第二，开采的油层具有一定的产油能力，具有最小的地质风险，具体表现为具有一定的地质储量，距油水边界有一定距离，储层分布稳定，油层的有效厚度较大，一般大于6m。

绥中36-1油田为储层疏松砂岩的稠油油田，油田增产措施受到一定的限制。根据油田特性，在C平台共钻5口水平分支井，每口井有1～4个分支不等，分支井段长度100～150m。

一、水平分支井工程设计

（一）地质工程设计

绥中36-1油田C平台水平分支井的目的层为东营组下段的第1油组第4小层，油层平均厚度约18m。主井眼设计双靶点，分别位于水平段起始点和终止点，分支井眼设计单靶点，位于分支井段终止点。靶点设计距离第四层顶部6m。主井眼轨迹的控制窗体：长×宽×高为井眼长度×10m×2m；分支井眼轨迹的终了点的窗口宽×高为10m×2m，并且终止点偏离主井眼的距离要大于30m，有利于提高地层流体的泄流面积。图10-8为井眼轨迹控制窗体示意图。

图10-8　井眼轨迹控制窗体示意

表10-9　水平分支井工程数据表

（二）钻井工程设计

绥中36-1-CF1、绥中36-1-C25hf、绥中36-1-C26hf的井身结构、套管程序、靶心设计及定向井工程设计详见表10-9。除此以外，还进行了钻具组合设计、钻井参数设计、水力参数设计、各井段的钻完井液工艺设计、固井工艺设计、测量方式设计、钻头使用的优化选择等。

二、井眼轨迹控制特点和工艺

（一）水平分支井井眼轨迹控制难点

1．浅层松软地层绕障防碰问题

在已钻丛式井的采油平台钻水平分支井，绕障避碰是上部井段的关键问题。

2．松软地层造斜技术

为了绕障，需要在浅部疏松地层中进行预斜钻进，而大尺寸钻具组合在松软地层中造斜存在技术上的难度。

3．井壁稳定及井眼净化

φ3112mm井眼段，井斜60°左右，裸眼段长。井壁稳定及40°～50°井斜的井眼净化问题突出。

4．侧钻与中靶

在同一油层内，钻主井眼及分支井眼，裸眼侧钻及中靶难度大。

（二）水平分支井上部井眼轨迹控制技术

1．φ6604mm井眼轨迹控制

φ6604mm井眼为隔水导管，钻进过程中防碰问题是本井段的关键问题。

2．φ4445mm井眼轨迹控制

本井段主要为造斜段。开始造斜钻进时存在井眼防碰的问题。地质特点为地层疏松，胶结性差，不利于造斜钻进。钻进过程中采用的主要技术措施如下。

a．使用导向钻具配合牙轮钻头，马达弯角为15°。在MWD受磁干扰的情况下辅助以单点陀螺定向钻进，避免了井眼发生碰撞，同时保证井眼轨迹沿设计方向钻进。

b．为保证浅部松软地层造斜成功，钻进时采用小钻压0～3t、小排量3000～3500L/m、60～80rpm的参数加以控制。每柱滑动两个单根，旋转钻进一个单根，滑动钻进占整个钻进的70%～80%，平均狗腿度为3°/30m，保证井眼轨迹平滑。

c．本井段使用海水搬土浆钻进，钻进过程中视井下情况替入高黏钻井液携砂。

3．φ3112mm井眼轨迹控制

本井段是水平分支井最关键的井段，也是面临的困难最严峻的井段。主要采取如下措施进行井眼轨迹控制。

a．本井段使用常规导向钻具＋随钻测量工具控制井眼轨迹，马达弯角115°，采用滑动和旋转两种钻进方式交替控制井眼轨迹，稳斜井段主要以旋转钻进为主，造斜井段以滑动为主。每钻进一个立柱，划眼清除井壁的岩屑床，必要的话，采用短起下清除岩屑床。

b．由于该稳斜段长，钻进时间长，为了防止套管磨损，下套管顺利，严格控制造斜段的狗腿严重度小于5°/30m，稳斜段的狗腿严重度在1°/30m左右。

c．本井段使用抑制性较强的JLX/KCL/PLUS钻井液体系钻进，增强抑制性、润滑性，提高井眼净化能力。

d．要求进入油层切入点的角度不低于86°。

e．根据随钻测量工具距钻头的距离，判断最终井段进入主井眼控制窗体（图10-9）的第一靶心处的井斜要求不低于90°。

（三）井眼轨迹控制常用的导向钻井系统

1AutoTrak旋转导向钻井系统

AutoTrak旋转导向钻井系统的井下工具包括定向控制系统、电子传感器和地质导向工具。定向控制系统主要是利用1个非旋转滑套来对井斜和方位进行控制。滑套包括3个水力控制的稳定块及控制元件。系统能够对3个稳定块施加不同的液压，最后产生的合力矢量将使钻头沿着设计的井眼钻进。这种合力矢量能够自动对3个工具面控制。也可以从地面钻井液脉冲调整。

其工作原理：非旋转可调扶正器滑套，此非旋转滑套并非不旋转，根据现场经验，非旋转滑套以2转/分的速度正转，旋转速度主要取决于地层特性及机械钻速。通过液压可推动活塞分别对3个稳定块施加不同的压力，其合力就使钻具沿某一方向偏移，从而使钻头产生侧向力，见图10-9。

图10-9　AutoTrak工作原理

图10-10　PowerDrive工作原理

2PoWerDnive旋转导向钻井系统

PowerDrive由控制单元和偏斜单元组成，在旋转状态下，偏斜单元的相位相差120°的3个导向块中的某一块每次通过某一特定的径向方位时，控制单元内的液压信号使同步导向块伸出与井壁接触，对钻头产生一侧向力，从而达到控制井斜角和方位角的目的，见图10-10。

PowerDrive有49个控制点和81个控制点两种控制模式，每个控制点有两种控制因素，即工具面和狗腿强度百分数。各个控制点通过调节泵的排量来调节，每个控制点调节控制的时间各不相同，但是信号传输的时间均为70s。现场根据实测结果，推测井眼轨迹的走势，适时调整Power-Drive的设定模式，保证井眼轨迹按设计趋势钻进。

图10-11　信息传输环路示意图

3．旋转导向钻井系统的控制回路

自动旋转导向系统能够在连续旋转的过程中进行精确的定向控制，实现方位和井斜的调整，而且可以实现边钻进边测井的功能，大大提高机械钻速，减小扭矩和摩阻，提高钻井作业效率。自动旋转系统有两个信息传输环路，一个是井下工具和地面之间的控制环路，一个是井下工具内部的自动控制环路，见图10-11。

（四）φ2159mm水平主井眼及分支井眼轨迹控制技术

1．工程概况简介

φ2159mm井眼的主井眼及分支井眼在同一油层内，主要钻穿目的层，该井段的井眼轨迹控制技术是水平分支井的核心内容。主井眼及分支井眼使用旋转地质导向钻具完成井眼轨迹的控制。钻具组合如下。

旋转地质导向钻具组合：φ3112mmPDC钻头＋φ23495mmAutoTrak或 PowerDrive＋φ2985mm上扶正器＋φ200mm非磁钻铤×1根＋φ2032mmMWD＋φ2032mmLWD＋φ2032mm非磁钻铤×2根＋φ1651mm震击器＋φ1397mm加重钻杆×14根。

水平分支井的水平主井眼及分支井眼的控制技术基本相同，只是分支数目不同而已。因此，这里仅以SZ36-1-CF1井为例进行阐述。

本井设计主井眼和4个分支井眼，目的层为东营组第1油组第4小层，第4小层油层顶部深度为海拔－l502m，油层厚度18m。设计主井眼长400m,4个分支井眼分别为第一分支150m，第二分支100m，第三分支150m，第四分支100m。根据第4小层储层特点，考虑储层地质风险，靶点设计在第四小层顶以下6m±lm。根据地质要求，φ3112mm井眼钻进至第四小层顶以下6m+lm，并且最终着陆井斜不小于890，因此，φ3112mm井眼至井深1901m。02445mm套管下到1900m并固井以封固上部油层，然后用φ2159mm井眼钻水平主井眼95m至1996m后，开始钻第一分支，第一个分支在主井眼的右侧。

图10-12　SZ36-1-CF1井井眼轨迹图

2．分支井眼轨迹工程控制技术

在1996m静止钻柱，通过地面系统产生的泥浆负脉冲下传指令至井下导向工具，调整井下的导向工具，以最大导向力及增井斜的方式旋转定向钻进大约10m，依靠近钻头测斜仪测量数据来判断钻头的方向及井斜角的大小。然后向右扭方位，以5°/30m的造斜率沿第一个分支设计的井眼轨迹钻进，每10m至少测斜1次，监测井眼轨迹的走向。

第一个分支钻钻进至2154m后完钻，分支长度150m，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

起钻至199Ⅱm，从这里开始侧钻主井眼。在1991m至1996m造台肩。然后，下传指令使扶正器块回到回收状态，修理台肩。之后按较慢的机械钻速钻进以实现侧钻。

一旦侧钻成功，按照设计，调整导向力的大小和方向重新造斜，依据地质导向跟踪油层钻进至2046m，完成该段主井眼的钻进。

准备钻第二个分支井眼，第二个分支井眼在主井眼的左侧。

在2046m静止钻柱下传指令，调整井下旋转导向工具的导向力和导向力方向定向钻进，使用近钻头测斜仪测量。按照水平分支井的设计钻井参数，以5°/30m的造斜率沿第二个分支钻进。为保证井眼轨迹在设计的误差范围内，在分支井段钻进时每10m测斜一次，或者加密测斜次数。第二个分支完钻后，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

第三个分支及第四个分支井眼均按照以上原则钻进。井眼轨迹见图10-12。

三、水平分支井的钻完井液工艺技术

（一）水平分支井对钻完井液的特殊要求

水平分支井的主要目的是降低储层污染，增加油气产量，提高采收率。水平主井眼及分支井眼均在油层中钻进，要求钻完井液既要完成钻井任务，又要保护油层。根据水平分支井的特点，要求钻完井液至少应满足以下5点要求。

a．维持井壁稳定。井眼不稳定的话，将导致井漏、井壁剥落以及缩径，通常有力学和化学两方面作用。

b．井眼润滑性能良好。随着井斜的增大，摩擦阻力增大，受钻井设备及工具的影响，必须控制摩擦阻力，可以从钻井工艺及钻井液两方面考虑解决，要求钻完井液具有良好的润滑性。

c．井眼净化良好。根据“Boycott效应”，井斜在40°～50°的井段，钻屑容易下沉，在下井壁形成岩屑床，给后续作业带来较大风险，水平分支井的技术井段的井斜均超过了40°～50°的范围，钻屑下沉必然存在，因此要求钻井液具有良好的携砂和悬浮性能。

d．控制滤液的滤失量及漏失量。大量的滤液及钻完井液进入储层，势必对储层造成污染，加大表皮系数，控制滤液及钻完井液的漏失量，不但最大限度地保护储层，而且还降低了工程作业风险。

e．最大程度地保护油气层。要求钻完井液与地层流体具有良好的配伍性。

（二）水平分支井钻完井液

1．水基钻井液

隔水导管使用海水钻进，替搬土浆携砂。

φ4445mm表层井段使用海水搬土浆钻进，适时替高黏钻井液携砂。海水搬土浆的配制方法：在钻井液池内加70m3钻井水，按03～05kg/m3浓度加入烧碱（NaOH）和纯碱（Na2CO3），清除钙离子和镁离子，软化钻井水；再按80～90kg/m3的浓度加入搬土，水化6h后，混入50%的海水并搅拌均匀。闭路循环钻进，钻进过程中，替高黏钻井液携砂。如携带能力不足，使用提黏剂调整钻井液性能。

φ3112mm井段使用PEM钻井液体系。提高携砂性能，增强抑制性。二开采用JLX/KCl/PLUS体系，开钻前配好胶液。使用稀搬土浆开钻，根据井眼状况决定转化泥浆体系（JLX/KCl/PLUS），基本在馆陶组底部转化，用配制的新浆维护。尽量使用大排量钻井，防止携砂不好。钻馆陶组地层时，为减少渗漏，可加入单封提高泥饼质量，减小摩阻。为确保井下干净，尽量维持YP在设计上限。改善泥饼质量，增强泥浆抑制性，改善钻井液的流变性，提高携砂能力，减少对地层的冲蚀，保证井径规则。下套管前在钻井液中加入润滑剂，增强钻井液的润滑性，全井段使用石灰石加重。

2．合成/油基钻井液

该合成基钻井液以合成有机物为连续相、盐水为分散相、有机土为悬浮固相，加入乳化剂、增黏剂和润滑剂等组成一种逆乳化悬浮分散体系，即油包水结构的钻井液体系。其性能与油基相似，但由于其不含芳香烃，毒性小，可生物降解，闪点高，凝固点低，又能溶解稠油，所以特别适合于稠油油田的钻井作业。

该油基钻井液以矿物油为连续相，海水加CaCl2为盐水相，配合使用各种添加剂组成。其优点是：①较高的油水比，并加入磺化沥青减少摩擦，提高了润滑性，降低摩擦系数；②高温高压滤失量低，造壁性强，形成的井壁泥饼具有韧性及润滑性，从而稳定了井壁，减少泥页岩的水化膨胀；③携屑和悬浮能力强，有利于改善井眼的清洁；④在平衡地层压力的情况下，尽量维持低的钻井液密度，减少了压差卡钻的几率；⑤流变性好，井眼净化能力强。

该合成基/油基钻井液与原油有良好的配伍性，油层渗透率恢复值达95%以上。在完成每个分支和主井眼作业后，起钻前均替满新配的无固相合成基泥浆，解决固相污染问题；进入油层井段后，采用屏蔽暂堵技术。

3．隐形酸螫合型完井液

本品可有效防止由于各种作业液、地层水之间不配伍导致的储层损害；各种处理剂在储层孔隙中吸附、滞留、附集导致的储层损害；射孔完井难以解除液相、处理剂对储层的损害；射孔完井难以解除孔眼之间纵向上的屏蔽暂堵环；将完井液与酸洗液相结合，解除液相、处理剂和酸溶性暂堵剂对储层的损害；对酸溶出高价金属离子进行螫合作用，防止高价金属离子二次沉淀导致的储层损害。

4．滤饼清除液

为了防止合成基/油基钻井液滤饼堵塞筛管缝隙，必须把合成基/油基钻井液滤饼最大限度地清除。构成合成基/油基钻井液滤饼的固相的成分是：酸溶性材料，有机土和沥青类降滤失剂。因此，油基钻井液滤饼清除液HCF的设计思路是：用酸解除泥饼中的酸溶性材料，并使整个滤饼松动；用溶剂型有机物来溶解沥青类降滤失剂；用高效清洗渗透剂处理滤饼；利用粘土稳定剂来防止储层粘土水化膨胀、分散运移；利用降黏助排剂解决完井液与稠油不配伍的问题。为此，研制的油基钻井液滤饼解除液是一种相对稳定的水包油乳液体系，该体系处于井下时，乳液体系稳定性破坏，无机相和有机相各自发挥其作用。

合成基/油基钻井液滤饼清洗解除液的组成：水＋酸＋清洗渗透剂＋溶剂型有机物＋粘土稳定剂＋缓蚀剂＋稀释降黏剂，密度调节可用KCl。该体系属水基乳液，与易挥发、易燃、有毒的有机溶剂相比，提高了使用的安全性，降低了完井成本。

其中，用盐酸、氢氟酸等来提供酸性，以混苯作为有机相，来溶解沥青类降滤失剂，以壬基酚聚氧乙烯醚、快渗剂T作为清洗、润湿剂，以有机胺作为缓蚀剂，用柠檬酸作为铁离子稳定剂，平平加型表面活性剂作为稀释降黏剂，低分子聚季铵盐作为粘土稳定剂。

（三）环境保护

使用的合成基/油基钻井液及钻屑不允许排放入海，防止污染海洋环境。合成/油基钻井液运回陆地储存，准备下一口井使用；而钻屑在平台回收装箱，运回陆地进行处理，成功实现了零排放。到目前为止，共钻了6口水平分支井，没有一口井由于使用油基钻井液而发生环境污染的问题。

四、水平分支井的固井工艺技术

φ5080mm隔水导管固井采用插入法，水泥浆返至泥面，水泥浆密度190g/cm3，附加量200%，稠化时间93s，使用早强剂提高水泥浆的早期强度，不需候凝进行表层作业。φ3397mm表层套管使用单级封固，水泥浆返至井口，水泥浆密度：前置浆158g/cm3，附加量150%，封固上部井段；后置浆190g/cm3，附加量100%，稠化时间127s，封固套管鞋200m。使用早强剂提高水泥浆的早期强度。

φ2445mm技术套管使用单级双封的固井方法，一级水泥浆封固技术套管鞋及油层以上200m，二级水泥浆封固上部套管鞋上下各200m。一级水泥浆的密度190g/cm3，附加量40%，稠化时间238s。二级水泥浆的密度185g/cm3，附加量150%，套管内不附加。添加剂类型为CG712L降失水剂。使用钻杆传输测φ2445mm技术套管的固井质量，所有水平分支井均合格。典型的水平分支井的固井封固情况见图10-13。

图10-13　SZ36-1-C26h水平分支井井身结构示意图

五、钻完井周期分析

已钻的6口水平分支井的钻井周期、完井周期及井深等数据见表10-10。6口水平分支井平均井深233767m，平均钻井周期1525天，平均完井周期295天。

表10-10　水平分支井钻完井周期数据表

六、结束语

水平分支井钻完井技术在渤海绥中36-1稠油田试验取得了成功，大大提高了稠油采收率，为渤海开发稠油油田开辟了一条崭新的、高效的途径。为开发渤海湾稠油油田，提高采收率做好了技术储备。

旋转闭环钻井系统AutoTrak和PowerDrive在渤海地区都是初次应用。成功地进行了井眼轨迹的控制，保证中靶率100%，而且井眼轨迹平滑，为接下来的钻完井作业提供了很好的保证。