Foamed Acid Plug-Removal Technique for Horizontal Wells in Heavy Oil Reservoirs
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摘要: 为解除稠油油藏水平井钻井和生产过程中产生的近井污染、提高酸化解堵效果,开展了水平井泡沫酸解堵技术研究。以胜利油田郑411西区稠油油藏为研究对象,采用泡沫性能评价试验和近井污染物溶蚀试验筛选了泡沫酸体系配方,采用填砂管携砂试验和泡沫酸黏度试验研究了泡沫酸的携砂、悬砂性能。筛选出的泡沫酸体系发泡体积和半衰期分别为380 mL和450 s,具有很强的溶蚀能力和携砂能力;泡沫最大黏度2 629 mPa·s,砂粒在泡沫酸中的沉降速度可以忽略。该技术在郑411西区应用12井次,生产周期平均延长71 d,周期产油量增加1 080 t。研究结果表明,泡沫酸解堵技术可以有效解除稠油油藏水平井近井地带的污染,大幅提高原油产量。Abstract: In this paper, a series of studies was conducted on the foamed acid plug-removal technique used to to remove near wellbore contaminants in horizontal wells in heavy oil reservoirs .The studies were conducted drilling and production to improve plug removal effects. Based on foam performance evaluation experiments and near wellbore contaminant corrosion tests, the formula of foamed acid system was optimized with the heavy oil reservoirs in the west of Block Zheng 411 as the examples. The sand pack core flooding experiment and foamed acid viscosity test were conducted on foamed acid to study its sand carrying and suspending capacities. The optimized formula was good in foaming properties with foaming volume of 380 mL and half-life time of 450 s. It was excellent in terms of sand carrying and suspension capacity. Its maximum viscosity was 2 629 mPa·s, and the sand settling velocity in the foamed acid could be ignored. This technique was applied in 12 wells in the west of Block Zheng 411. Thus, production cycle was extended by 71 d and the oil incremental per cycle averaged 1 080 t. It was shown that this technique could remove the near wellbore contaminants of horizontal wells in heavy oil reservoirs efficiently and greatly increase oil production.
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Keywords:
- heavy oil reservoirs /
- horizontal well /
- foamed acid /
- plug removal
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涪陵页岩气田是我国最早实现页岩气商业开发的重要区块之一，探明储量达6008×108 m3，主力层龙马溪组厚80～110 m，前期形成了山地特点“井工厂”优快钻井技术，满足了水平段长度不超过2 000 m页岩气水平井安全优快钻井的需求[1-2]。随着涪陵页岩气田前期老井产量快速衰减，为进一步提高涪陵页岩气田采收率，进入下部小层加密、中部小层评价和上部地层开发的立体开发阶段，这是国内首次进行页岩气多层立体开发探索，面临诸多技术难题。页岩气压裂区地层压力系统复杂多变，经过多次大型压裂改造后压力体系发生变化，钻井过程中“漏、塌、溢”等复杂频发；同平台布井数量由4～6口增至8～16口，井下三维空间内需满足防碰绕障和规避压裂干扰区，井眼轨道设计和井眼轨迹控制困难。立体开发前平均钻完井周期约80 d（平均水平段长约1 500 m），距离效益开发要求的65 d以内（平均水平段长约2 000 m）有较大差距，难以满足效益开发要求。立体开发需要在厚度80～110 m的储层内开发2～3套气层，对井眼轨迹控制精度要求高，已钻井的水平段井眼轨迹调整频次平均达27.53次，复合钻进比例低、摩阻扭矩大幅增加。压裂区防漏堵漏挑战大，低成本环保型水基钻井液技术尚未突破；常规油基钻井液堵漏技术难以形成封堵屏障，一次堵漏成功率小于50%。立体开发水平段压裂段数由10～15段增至25～40段，对水泥环密封性要求更高，预防环空带压挑战更大。
针对上述难题，笔者通过技术攻关与现场实践，形成了立体开发井组钻井工程设计、钻井提速、基于随钻前探的井眼轨迹控制、页岩低成本高性能钻井液及页岩气井长效密封固井等涪陵页岩气田立体开发井优快钻井技术，支撑了涪陵页岩气的高效立体开发。
1. 立体开发井防压裂干扰设计
涪陵页岩气田前期主要开发下部层系，立体开发时钻井作业受压裂干扰现象大幅增多，平台加密使上部井段相碰风险增大，因此要兼顾下部气层水平段A靶前井段与常规井眼防碰和防压裂干扰，从源头上制定科学的立体开发井组钻井工程设计。
1.1 压裂区孔隙压力求取方法
对压裂前的原始地层压力、压裂后增加的地层压力进行了系统分析研究，提出了压裂区孔隙压力动态变化描述方法，同一构造地区压裂前后地层压力通过地层测试结果进行反演求取，预测精度达89%以上[3-6]。
钻遇天然裂缝带时：
ppd=σv−(112.5e−1.3vpvs+40.5e−2.6μ−e−1.3vpvse−KmK) (1) 式中：ppd为地层孔隙压力，MPa；Km为天然地层渗透率，mD；K为地层基质渗透率，mD；σv为上覆岩层压力，MPa；vp、vs分别为纵波速度、横波速度，m/s；μ为泊松比。
压裂作业后：
ppd=σv−112.5e−1.3vpvs−40.5e−2.6μ+3e−1.3vpvse0.001KcKm (2) 式中：Kc为压裂改造后等效渗透率，mD。
基于有效应力原理，建立了考虑压裂区渗透率变化影响的动态孔隙压力预测模型：
ppd=σv−[(AebvPvs+Cedu)−EebvPvsefK″ (3) 式中：K″为渗透率变化率，反映了裂缝系统对有效应力的降低程度；A，b，C，d，E和f为区域常数，可对同一构造地区压裂前后地层压力测试结果进行反演求取。
计算钻井过程中的地层孔隙压力时，K″取Km/K；计算压裂增压后的地层孔隙压力时，K″取Kc/Km。
基于所建立模型和涪陵地区页岩储层段气体的含气量测试值、压裂前后储层段地层压力、水平段长、压裂改造高度（涪陵主体小于40 m）、压裂流体的挤占空间等参数，分析裂缝缝长，从而可以判断同平台压裂井是否出现裂缝贯通。按照该方法对27号平台的27-1HF井和27-2HF井进行分析，通过收集压裂前后的地层压力均值、压裂液体积、水平段长、压裂区高度等信息，经过反演判断该平台压裂缝长最长不超过400 m，水平段的布井距离大于600 m时，不会发生波及贯通。
采用动态孔隙压力分析方法对27-1HF井水平段进行孔隙压力分析，计算结果很好地反映了钻井及压裂影响的孔隙压力分布规律。钻井过程中孔隙压力当量密度为1.10～1.30 kg/L，受地层裂缝的影响局部略大于地层原始压力；压裂作业后，孔隙压力当量密度升至1.40～1.60 kg/L，与主体区块对孔隙压力的认识一致。鉴于压裂区域未与待钻井区域贯通，因此钻井液的密度按照考虑钻遇裂缝时的地层压力当量密度上限1.30 kg/L进行设计，实钻过程中均未发生漏失、井涌等复杂。
1.2 压裂区防干扰井眼轨道设计
基于压裂作业对地层压力影响的分析结果，结合涪陵地区地层条件，确定了压裂区防干扰井眼轨道设计基本原则：1）绕障设计的基本思路为井眼轨道应避开已压裂井，同时避开井口生产压力下降幅度超过10 MPa的复杂裂缝区（裂缝半长+50 m）；2）与同一水平线上已压裂井眼轨迹的距离大于缝高（约50 m）；3）先后实施的邻井，一口井A靶点距另一口井B靶点或A靶点空间避让50 m（纵向）×80 m（横向），进行三维空间绕障设计；4）尽可能避免相邻井压裂和钻井同步施工。
压裂区防干扰井眼轨道设计流程：井眼轨道设计好，首先进行防碰扫描，分析是否需要饶障防碰，如不需要饶障，按原设计执行。若需要绕障，在绕障井与已钻井之间进行迭代计算，以保证已钻井所选取的绕障位置与绕障井在水平投影和垂直剖面上的设计结果相吻合；然后，从摩阻、滑动定向工作量、钻井周期等方面进行绕障轨道工程适用性分析，如果绕障轨道的难度高，钻井效率低，影响钻井周期，对靶点进行微调。压裂区加密井井眼轨道绕障的总体原则为，在地质条件允许情况下，以微调靶点为主，以绕障轨道设计为辅。
2. 立体开发井钻井提速技术
针对涪陵地区地层特征和水平井钻井托压难题，开发了多级切削高效混合钻头、低压耗水力振荡器等高效工具，提出了基于等寿命螺杆优选方法和基于装备升级的钻井参数强化方法，大幅度提高了调整井的钻井速度，进一步缩短了钻井周期，降低了钻井成本。
2.1 多级切削高效混合钻头
混合钻头与弯螺杆配合进行定向钻进时，钻头外侧承受较大侧向力，易造成牙轮轴承松动。因此，在常规固定刀翼+滚动牙轮混合钻头基础上，进行了高承载轴承技术和多级切削关键技术研究，研发了长寿命多级切削混合钻头，大幅度提高了机械钻速和钻头的使用寿命及单只钻头进尺[7]。设计了反螺旋刀翼结构混合钻头（见图1），保证了牙轮与刀翼空间最大化，增大了保径面宽度，增大了PDC刀翼保径面受到的侧向力，减少了牙轮受到的侧向力，延长了牙轮钻头的使用寿命。
在软硬交错地层，牙轮切削齿对岩石产生预破碎，降低岩石强度；PDC切削齿能对地层产生有效切削，减轻钻头产生的轴向和扭转振动，使混合钻头在不均匀及软硬交错地层中具有较高机械钻速。但牙轮齿预破作用不宜过强或过弱，随着牙轮齿与PDC齿高低差增大，机械钻速呈下降趋势，牙轮齿对PDC齿保护作用减弱，易造成牙轮齿提前磨损。通过总结分析室内试验和现场应用情况，涪陵工区混合钻头牙轮与PDC齿高低差值设计为2～3 mm，能够兼顾钻头使用寿命和机械钻速，发挥混合钻头组合破岩的优势。
2.2 长寿命低压耗水力振荡器
针对水力振荡器现场应用过程中压降高、适用性差等问题，设计了低压耗涡轮式水力振荡器。利用低压耗水力振荡器促使钻柱周期性振荡，以降低滑动钻进摩擦阻力，改善钻压传递，提高定向钻进机械钻速及大位移井、水平井的延伸能力。
与常规单头螺杆式水力振荡器相比[8]，同等排量下涡轮式水力振荡器压降较螺杆式振荡器低1～2 MPa，且涡轮式水力振荡器无橡胶件、耐高温、耐冲蚀、耐油基工作液腐蚀，使用寿命长。同时，涡轮式振荡器横向振动小，更有利于水平段滑动钻进过程中维持工具面稳定。
2.3 一趟钻钻井技术
涪陵页岩气田水平井“一趟钻”比例低的主要原因是钻头、螺杆等工具使用寿命不一致、钻井参数偏低和水力与机械能量不足导致的破岩效率低。针对上述难题，提出了基于“等寿命匹配”理念和强化钻井参数的一趟钻钻井提速理念。
优选耐高温、耐油基螺杆，提高螺杆输出能量。以推荐的平均进尺和平均机械钻速为标准，计算配套螺杆使用寿命应超过150 h，才能达到钻头和螺杆“等寿命”效果。经统计，近5年来涪陵工区使用的江钻ϕ171.5 mm 7LZ型、深远ϕ171.5 mm 7LZ型和达坦ϕ171.5 mm 7LZ型螺杆的性能稳定，使用寿命最高超过200 h，具备水平段一趟钻的能力。基于强化钻井参数理念，以最长水平段、最短施工周期为目标，升级了涪陵地区的钻井装备，其中ZJ50型和ZJ70型钻机配套额定功率1 600 HP、额定泵压52 MPa的钻井泵，主要配备额定载荷4 900 kN的顶驱，顶驱鹅颈管、冲管、中心管和上下旋塞等钻井液通道上部件的压力等级为52 MPa或70 MPa。采用高钻压、高转速和大排量等强化钻井参数后，2020年三开造斜段一趟钻占比达90%以上；44口井的水平段实现一趟钻完钻，一趟钻占比由2.0%提至42.7%。
3. 基于随钻前探的井眼轨迹控制技术
3.1 地震数据随钻校正的地质预测
钻井过程中，利用已钻地层信息和地震数据实时对待钻地层进行校正，可以实时预测前方待钻地层，以便及时提前优化钻井措施和井眼轨道。其基本原理：钻前对原始区域性叠前地震数据进行筛选、处理，获取与井周小范围基准模型相对应的叠前地震数据，获得地质特征并建立地质力学模型。钻进过程中获取声波测井数据、VSP数据和地层真实层位等，以这些局部信息作为约束条件，更新已钻开井段地震速度场，并利用随钻层析反演技术，实时修正、更新待钻地层的地震速度模型，进而修正地质力学参数，预测待钻地层产状、裂缝带、复杂岩性及流体、地层压力体系和岩石力学参数等[9]。
3.2 “定测录导”一体化高效控制技术
基于地质工程一体化思想，根据测井、录井资料实时识别地层，通过定向工艺控制钻头前进方向的“定测录导”一体化技术[10-11]。
通过确定地层对比标志点，控制井眼轨迹过程中进行导眼井和实钻水平井地层对比，确定实钻井轨迹所在的地层位置，计算对应的地层界面深度。依据该方法对轨迹上的多个地层点进行对比，得到系列地层界面深度，建立井眼轨迹穿行地层模型。
入靶前摆正方位，将三维轨迹优化为二维轨迹，靶前造斜率留足够空间以应对突发情况。进入水平段后，根据切角、不同钻具组合实际复合钻进井斜角变化及距离目的层上、下界限厚度情况选择钻进方式，在不同微幅构造变化带通过调整钻压、排量和转速来微调井斜角变化率，尽可能增长复合钻进进尺，缩短定向滑动进尺，减少定向调整次数，提高水平段钻速，以提高井眼轨迹平滑度，为后期完井作业及压裂试气提供良好的井筒条件。
根据实钻情况优化入靶设计，可以降低入靶施工难度。优化设计遵循以下原则：1）邻井防碰，轨迹间保持安全距离；2）轨迹圆滑，无明显拐点和大转折；3）方位优先，入靶前50～100 m方位摆正；4）低造斜率，入靶增斜段造斜率＜0.18°/m。进入水平段后，当轨迹满足切角≤3°、距目的层界限厚度3～16 m条件时，利用自然造斜，增长复合钻进进尺，缩短定向滑动进尺，减少调整次数，合理提高水平段钻速。
4. 高效低成本油基钻井液
钻井液性能和成本是影响页岩气水平井高效成井的关键因素，在页岩气低油水比油基钻井液配方的基础上，通过优化油水比、研究处理剂，研发了高效低成本油基钻井液[12-14]。基于砂堵现象和原理，提出了模拟压裂砂堵的油基钻井液堵漏工艺，提高了堵漏成功率[15-16]。
4.1 低油水比油基钻井液
常规油基钻井液的油水比一般为80∶20，部分达到90∶10以上。为了有效降低油基钻井液成本，优化研究了一套低油水比油基钻井液，在油水比小于80∶20时仍满足安全钻进要求。将油水比从80∶20降至70∶30，成本能降低15%以上。
研发的低油水比钻井液配方为：柴油+2.4%主乳化剂HIEMUL+0.6%辅乳化剂HICOAT+2.0%碱度调节剂LIM+1.0%有机土MOGEL+2.5%降滤失剂HIFLO+26.0%氯化钙水溶液＋重晶石，油水比69∶31。与常规油水比80∶20油基钻井液性能的对比表明，低油水比油基钻井液老化前后流变性能稳定，破乳电压均大于400 V，高温高压滤失量均小于3.0 mL，与常规油水比80∶20油基钻井液的性能相当，能够满足页岩气钻井的要求。
4.2 油基钻井液堵漏工艺
水力压裂过程中由于压裂液的快速滤失造成砂迅速堆积堵塞裂缝的现象称之为砂堵，一旦形成砂堵，裂缝承压高达70 MPa甚至90 MPa以上。基于强烈滤失和流速差异会导致砂堵的技术思路，开发了“控滤失”模拟砂堵油基钻井液堵漏浆：1）堵漏浆基液配方。推荐配方为钻井水+水基悬浮剂Blockvis+重晶石，加重至井浆密度。2）堵漏浆配方。一级堵漏浆配方为基液+15%～20%复合堵漏剂；二级堵漏浆配方为一级堵漏浆+3%诱导剂Guard-1；三级堵漏浆配方为二级堵漏浆+2%～3%诱导剂Guard-2，并在泵注后期在三级堵漏浆中添加1%～2%诱导剂Guard-3。3）堵漏浆的配制。按照30%，30%和40%的比例配制一级、二级和三级堵漏浆泵入量。
堵漏浆的泵送及顶替工艺流程为：1）计算堵漏浆量与钻具上提量；2）钻具下到漏层底部，环空灌满钻井液，开泵顶通；3）井口有返出时，以正常排量的1/3～1/2连续泵入各级堵漏浆；井口不返时，可适当降低排量；4）顶替和上提钻具。采用单级堵漏浆时，按计算的替浆量顶替到位后停泵，上提钻具；采用多级堵漏浆，逐级上提钻具到设定位置。
5. 页岩气井长效密封固井
环空带压是页岩气开发面临的一大难题，压裂过程中交变应力变化导致水泥环与地层胶结二界面形成微环隙是环空带压的根本原因。针对这一技术难点，研究形成了以微膨胀弹韧性水泥浆和高预应力固井候凝为核心的长效密封固井技术[17]。
5.1 微膨胀弹韧性水泥浆
微膨胀弹韧性水泥浆主要由弹韧性材料、膨胀剂和降滤失剂组成，其中弹韧性材料与膨胀剂是影响水泥浆性能的主要外加剂。水泥浆中加入弹韧性材料能有效改善水泥石的弹塑性，能提高水泥石的抗折、抗压强度。水泥石的硬脆特性是油井水泥环的整体性在复杂多变的井下工况及油气井后续施工中被破坏导致层间封隔失效的主要原因。优选了以SFP-2为主要添加剂的微膨胀弹韧性水泥浆，弹性模量为6.0 GPa，渗透率为0.04 mD，体积膨胀率为1%，抗气窜胶结强度为1.73 MPa，较常规水泥浆（1.13 MPa）提高了53%。
5.2 高预应力候凝固井技术
径向高预应力固井技术主要通过增大套管内外压差，使套管在水泥浆候凝过程中处于挤压状态，水泥浆候凝后释放环空压力，使套管挤压水泥石，以增大水泥环界面胶结力，防止环空后期带压和气窜。径向高预应力固井技术施工流程如下：
1）在保证替浆设备安全的前提下尽可能降低套管内替浆液柱压力，增大套管内外压差，目前涪陵页岩气井普遍采用清水（或低密度钻井液）顶替。
2）环空憋高压现场施工方法为：固井施工完成后，环空先缓慢憋压3～8 MPa，如果憋入地层水泥浆量小于0.5 m3，继续憋压至15～25 MPa后候凝；如果单次憋入地层的水泥浆超过0.5 m3，则等待1～2 h再憋压，逐级憋压，压力可憋至15～25 MPa，憋压过程最高用时20 h。
6. 现场应用效果
2017年以来，涪陵页岩气田185口井应用了立体开发优快钻井技术，应用井井深平均4 856.23 m，水平段长度平均1 872.25 m。与产能建设阶段相比，在水平段长度增加24.6%的情况下，提速提效显著：平均机械钻速10.03 m/h，提高了25.5%（见图2）；钻井周期61.39 d，降低了27.8%。
涪陵页岩气田应用该技术后，页岩气井水平段一趟钻完钻比例提至42.7%，与国内其他页岩气田相比，一趟钻完钻比例提高了20.0百分点，页岩气井环空带压比例由前期70.2%降至目前的8.8%，且一直保持在较低水平。焦页3-S2HF井完钻井深4 495 m，钻井周期25.69 d，创工区中深层页岩气钻井周期最短纪录；焦页11-S8HF井全井机械钻速16.67 m/h，创工区页岩气单井机械钻速最高纪录；焦页15-S2HF井水平段机械钻速26.03 m/h，创工区页岩气水平段机械钻速最高纪录。
7. 结 论
1）涪陵页岩气田研究了页岩气立体开发大型丛式井组钻井设计技术，构建了基于随钻前探的井眼轨迹控制技术，研发了低成本高性能油基钻井液，创新了页岩气井长效密封固井技术，形成了涪陵页岩气田立体开发井优快钻井技术。
2）基于考虑压裂裂缝对页岩气藏地层压力体系影响的基础理论，并结合涪陵地区地层条件，确定了涪陵压裂区“绕障+靶点微调”的防干扰井眼轨道设计基本原则，并形成了随钻前探和定测录导一体化的井眼轨迹控制技术，实现了涪陵页岩气钻井“零碰撞”和精准导向。
3）应用低油水比油基钻井液和油基钻井液堵漏浆后，涪陵页岩气田的钻井液成本大幅度降低，且提高了油基钻井液堵漏成功率。
4）基于微膨胀弹韧性水泥浆和高预应力固井候凝为核心的长效密封固井技术，增强了水泥环与地层二界面的胶结强度，环空带压比长期稳定在10%以下。
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