顺北碳酸盐岩油气藏储层埋藏深、井底温度高、压力高，且受多期构造运动影响，发生多期断层活动，地层叠加改造后形成了早期南强北弱、晚期北强南弱的走滑断裂体系^[1–2]。顺北地区走滑断裂带平面上为典型的三段式结构：拉分段、挤压段和平移段，滑移距小，多在千米尺度，油区断裂带滑移距小，气区断裂带滑移距大。纵向上分为下伏陡直走滑段与上覆雁列正断层，形成纵向分层结构。储层发育多条断裂，储集体间分隔性强，单段改造难以动用多个断面储集体产能，需要进行分段改造，实现少井高产。现场应用的自生酸、交联酸等酸液体系耐温140～160 ℃^[3–5]，适用于碳酸盐岩的裸眼分段压裂工具耐温150 ℃，耐压50 MPa，暂堵酸压、大规模体积酸压等技术在深层–超深层油气田也取得了较好的应用效果^[6–10]。随着顺北油气田的开发，温度从160℃进一步升高到180℃，且富含H₂S、CO₂等酸性气体，对完井工具的耐温、耐压和密封性能提出了更高要求。高温下酸液体系酸岩反应快、酸蚀作用距离短、导流能力不足，需研发超高温酸液体系，提高酸液作用范围。顺北储层受挤压作用控制，储集空间纵、横向连通性差，多储集体动用难度增大，需要高性能分段工具和深穿透高导流酸压技术，提高单井产量。

为此，通过优化橡胶材料配方和硫化工艺及完井工具的机械结构，研制高温高压分段完井关键工具，研发抗高温稠化剂和交联剂构建耐高温交联缓速酸，形成了适应顺北断控碳酸盐岩油气藏储层特点的取得很好的效分段完井技术，并在顺北油气田进行了应用，产量大幅提高，达到了少井高产的目的。

1.   超深井分段完井关键工具研制

为满足裸眼分段压裂工艺要求，结合顺北油气田超深碳酸盐岩储层井温高、地层破裂压力高、井径扩大率大等特点，研发了适用于ϕ149.2和ϕ165.1 mm井眼的耐高温高压裸眼分段压裂完井管柱，如图1所示，该管柱主要包括回接插头、完井封隔器、裸眼封隔器、投球分级滑套、锚定封隔器、压差滑套和底部循环总成+浮鞋。该管柱耐温180 ℃，耐压90 MPa。

图  1  裸眼分段压裂完井管柱

Figure  1.  Open-hole and staged fracturing completion string

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1.1   裸眼封隔器

实现小外径封隔大井径的同时，需要保障超深井的安全下入和对不规则高扩大率裸眼的高压密封。由于顺北油气田酸压时温度、排量和压力高，作业过程中温度变化幅度大，为保证对不规则高扩大率裸眼的高压封隔，研制了耐高温高压封隔器胶筒，如图2所示。通过优化橡胶材料配方和硫化工艺，提高橡胶材料高温强度与断裂伸长率，以提升胶筒耐温耐压性能，通过强化封隔器胶筒骨架等方式，满足了顺北高温高压环境下分段酸压要求；设计了永久关闭式注液胀封机构，封隔器注液胀封后进液阀永久关闭，可有效降低酸压大温变造成的影响，保证密封效果；设计了双浮动式双向高压承载机构，改变承高压时封隔器胶筒骨架的受力方式，将胶筒承压时所受轴向拉伸载荷转换成轴向压缩载荷，利用胶筒骨架强度的支撑来提高高压下的承载能力，进而提高高压下的承压性能。

图  2  耐温180 ℃、耐压90 MPa扩张式裸眼封隔器

Figure  2.  Expansion open hole packer withstanding temperature of 180 °C and pressure of 90 MPa

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为验证裸眼封隔器在高温高压下的承压性能，利用ϕ168.3 和ϕ182.0 mm套管模拟井眼扩大率10%～12%的裸眼进行测试，结果表明，裸眼封隔器在200 ℃温度下的承压能力达到90 MPa以上，可满足顺北分段酸压要求。

1.2   投球分级滑套及压差滑套

投球分级滑套主要由上接头、外筒、球座内筒和下接头等组成（见图3）。外筒上设有分级滑套打开孔，球座内筒上有球座，用于与开孔球配合；开孔球投放于球座后，在管内压力作用下球座内筒下行打开滑套侧孔，进行压裂；球座内筒上的防退锁环打开后与外筒锁定，可防止压裂及生产时球座上移。配套开发了高强度耐酸可溶憋压球，在6.35 mm级差下高温承压能力达到70 MPa以上，酸压后其在地层水中的溶解速度可控。

图  3  投球分级滑套

Figure  3.  Ball-throwing grading sliding sleeve

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压差滑套安装在管柱的最底部，用于分段压裂首段压裂，主要由上接头、下接头、外筒和压差内筒等组成（见图4）。管柱内进行整体憋压，压差内筒在压力作用下下行，打开滑套侧孔，进行压裂。球座内筒上设计有防退锁环，打开后与外筒锁定，防止压裂及生产时内筒上移关闭滑套。

图  4  压差滑套

Figure  4.  Differential pressure sliding sleeve

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耐高温高压裸眼封隔器与投球分级滑套、压差滑套组成超深井裸眼分段压裂系统，采用“段间封隔器封隔，段内暂堵转向”的工艺，实现了8 000 m以深5级分段压裂作业。

1.3   高温高压完井封隔器

超深井高温高压完井工具可靠性不足^[11–13]，结合永久封隔器与可取式封隔器密封可靠、咬合能力良好的特点，研制了适用于ϕ193.7 mm套管的高温高压液压完井封隔器，其结构如图5所示。

图  5  高温高压完井封隔器的结构

Figure  5.  Structure of high-temperature high-pressure completion packer

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封隔器下到预定位置后，通过油管加压，压力达到预定压力后剪切销钉被剪断，活塞移动，使双向筒状卡瓦锚定，胶筒被压缩坐封，棘轮锁环的锁定结构维持胶筒密封性和稳定性。解封时，投球或下入专用解封工具，锚定于封隔器上方，上提管柱，释放解封锁环，继续上提解封封隔器。

为确保高温高压液压完井封隔器设计的可靠性，开展了卡瓦、锁定机构、解封结构等关键部件有限元分析；优选增强型 FKM 胶筒组合，采用硫化钢网及拉簧强化端部支撑；通过关键结构单元试验，确保封隔器在204 ℃、105 MPa下工作的可靠性。

依据 API 11D1 标准^[14]，进行ϕ193.7 mm 套管用高温高压封隔器耐温 204 ℃、耐压105 MPa的V3等级测试，结果表明，该封隔器能够在100～204 ℃循环温度下正常工作，可满足超深井分段完井酸压、生产等工况要求。

封隔器上部可回接锚定密封插管，耐温204 ℃，耐压105 MPa。下插管柱时，锚定密封插管插入封隔器上部的密封筒中，实现高温高压密封；同时，弹性棘爪螺纹和与密封筒上部螺纹啮合锚定，正旋管柱可单独提出锚定插管。

2.   高温高压酸液体系

2.1   抗高温酸用稠化剂

稠化剂分子主链结构以C—C直链为主，支链少而短，以丙烯酰胺、丙烯酸作为主要聚合单体, 同时引入其他单体对其进行改性。为提高酸用稠化剂的溶解性，引入季铵盐和季鏻盐阳离子单体官能团，利用磷原子存在3d空轨道形成高价化合物，接受外界提供的未成键电子而形成d-pπ键，增大了流体力学体积，提升了增黏效果。同时，季鏻盐的热稳定性也比季铵盐要高100 ℃。综合考虑增黏能力和热稳定性，优选对乙烯苄基三苯基氯化膦和烯丙基三苯基溴化膦作为阳离子单体，提高酸溶性能与耐温性能。优选叔胺和氯丙烯合成的烷基烯丙基氯化铵作为疏水单体，与丙烯酰胺共聚得到疏水缔合聚合物，提高稠化剂的耐剪切和增稠性能。

引入疏水缔合和羧基官能团单体使酸用稠化剂具有可交联性。由于疏水作用，疏水基团在水溶液中易发生聚集，使大分子链产生分子内和分子间缔合，当浓度高于临界值时，大分子链通过疏水缔合作用而聚集，形成以分子间缔合为主的动态物理交联网络，流体力学体积增大，溶液黏度显著升高；在稀溶液中，大分子主要以分子内缔合的形式存在，大分子链发生卷曲，流体力学半径减小，特性黏数降低。为保持聚丙烯酰胺酸液的黏度不降低，使用甲基丙烯酸十六烷基酯和甲基丙烯酸十八烷基酯作为疏水性单体，利用“单引发−弱碱性−控温聚合”方法，实现交叉均匀共聚，弱水解产生交联基团，通过调整单体浓度和比例、引发剂用量、引发温度、聚合时间等参数，不断优化稠化剂合成工艺。单体加量为30%，引发剂1和引发剂2总加量为0.038%，引发剂3加量为0.033%，链转移剂加量为0.020%，低温反应4 h，合成相对分子质量1.0×10⁷～1.2×10⁷的两性酸用稠化剂（见图6）。

图  6  两性酸用稠化剂的分子结构

Figure  6.  Molecular structure of amphoteric acid thickening agents

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2.2   抗高温交联剂

为了确保酸液在高速剪切的状态下进入高温地层时仍具有较高黏度，需要在稠化剂中加入交联剂。现场酸压施工时，为了降低酸液在井筒内的摩阻，要求酸液在地面管线中流动时不发生交联或只产生部分交联。因此，采用无机交联剂和有机交联剂复合的方式进行双重交联（见图7），提高交联密度并延时交联时间。测试醋酸锆、乳酸与乙二醇在不同配比下合成交联剂的交联时间、挑挂性和耐温性，发现醋酸锆、乙二醇与乳酸的摩尔比为2∶8∶16时，反应温度70～80 ℃，反应时间5～6 h，有机–无机双重交联剂与酸用稠化剂反应形成的交联冻胶挑挂状态良好，耐温性较好。

图  7  双重交联机理

Figure  7.  Double crosslinking mechanism

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2.3   抗高温交联缓速酸体系

基于研发的抗高温稠化剂和交联剂，构建耐高温交联缓速酸体系，其流变性能如图8所示。通过酸岩反应试验获得交联酸酸岩反应动力学参数，高温下岩石表面溶解较少，酸蚀作用速度较慢。测试不同反应浓度下的酸蚀速率，求得交联酸反应级数m为0.5749、反应速率常数K为1.701×10⁻⁶，表明该交联酸液体系高温下的酸岩反应速率比低温下的稠化酸更低，具有优越的耐温性能和缓速性能。

图  8  耐高温交联缓速酸流变性测试结果

Figure  8.  Rheological test result of high-temperature resistant crosslinking retarded acid

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3.   超深井分段完井方案及应用

3.1   地质工程一体化分段完井方案

长井段合理部署酸压裂缝是裸眼水平井/大斜度井分段酸压的关键技术难点之一，是立体酸压技术重要内涵^[15]。长井段水力裂缝的位置及数量对酸压后的产能影响大，若分段不合理，难以实现全井段储层立体动用。顺北裸眼水平井/大斜度井酸压裂缝的合理部署面临两大难点：一是储层断裂带发育，如何有效沟通断裂，提高油气产量；二是酸压裂缝的起裂位置不容易控制，长裸眼井段的应力分布不均，酸压裂缝的起裂位置不容易确定，直接影响分段酸压效果。

目前，水平井分段的方式主要为等间距分段，对于顺北断缝体储层，此方式既难以控制裂缝延伸轨迹，又无法最大化沟通储集体。因此，以地质刻画的储集体为依据，采用“缝储对应”的分段模式，根据栅状储集体发育特点（图9）及工具能力设计工具硬分段数，结合暂堵分段或缝内暂堵转向等方式，提高酸蚀裂缝沟通储集体的范围。

图  9  多断多栅地质特征和局部应力场模拟

Figure  9.  Multi-fault and multi-grating geological characteristics and local stress field simulation

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针对顺北断裂带存在整体分层–分段构造的地质特征，建立顺北多断裂耦合的局部应力场模型，详细刻画水平井段的精细应力特征，为分段位置及酸压改造方式优选提供计算依据。在工具可下入的情况下，结合井径、应力剖面确定压差滑套的位置，确保充分改造储集体。

3.2   酸压工艺

为了增大酸液在高温下的穿透能力，提高高闭合应力条件下酸蚀裂缝导流能力的稳定性，实现酸液对裂缝壁面中部的较深刻蚀，提出了远距离沟通酸压溶蚀方式。该溶蚀方式既可以保证酸液的裂缝壁面的有效溶蚀，又可保证高闭合应力条件下的有效支撑^[16–18]。通过在酸压裂缝中流动通道注入密度和黏度等性质差异的流体控制酸液体系，使酸液在裂缝中部流动，该区域的岩石可以被酸液大量溶蚀，从而在中部形成较深的刻蚀沟槽，出现整体剥蚀特征，而周围被非反应性前置液充填的区域未发生酸岩反应，或有部分酸液混入发生少量刻蚀，形成面状突起，在地层高闭合应力下，依靠高强度岩石面支撑，利用面状支撑的特点，极大地分散闭合应力。

远距离沟通酸压技术的关键是控制酸液的铺置方式，使酸液尽可能地分布在裂缝中部，形成较深的刻蚀裂缝。不同密度液体在裂缝中的分布如图10所示，利用重力分异原理，可以实现远距离沟通高导流酸压工艺设想，红色区域为中密度（1.06~1.15 kg/L）酸液波及范围、绿色区域为高密度（1.16~1.30 kg/L）压裂液波及范围、蓝色区域为低密度（1.00~1.05 kg/L）压裂液波及范围。3种液体之间的密度差、黏度差、排量、液量等变化均会对酸液的铺置位置及形态产生影响，其中密度差异是控制酸液铺置位置的主控因素；黏度差异主要控制酸液的流动形态；排量、液量也会对铺置位置及酸液流动形态产生影响。在注入低密度低黏压裂液和高密度高黏压裂液后，中密度中黏酸液集中刻蚀裂缝中部，密度居中的酸液会趋于沿着裂缝中部流动。但是密度差异不能太大，若密度差异过大，酸液会趋于沿着裂缝底部流动。该注入方式酸液穿透距离可提高21%，高闭合应力条件下导流能力提高24%。

图  10  远距离沟通酸压工艺中酸液流动形态

Figure  10.  Acid flow patterns in acid fracturing process for remote communication

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3.3   现场应用

超深井分段改造完井技术在顺北应用12井次，分段级数最高达4级，封隔器下深达8 833 m，应用温度最高达182 ℃，提升了超深井酸压效果，压后折算产量同比邻井平均提高20%，SHB4-5H井等3口井日产油量超过千吨，实现了少井高产。其中，SHB4-5H井针对3个储集体，分4段酸压，1、2号体采用远距离沟通、3号体采用宽带酸压改造，压后产能为相同生产制度下顺北44X井的1.3倍，已累计产原油8.9×10⁴ t、气1.3×10⁸ m³。超深井分段改造完井技术增产效果明显，达到了“少井高产”的目的。

4.   结论与建议

1）通过提高完井关键工具的耐温性和耐压性和抗高温交联缓速酸体系的耐温性能，形成了顺北油气田超深井分段酸压完井技术。现场应用表明，应用该技术可明显提升油气井产量，实现少井高产。

2）基于地质工程一体化，建立了水平段精细三维应力场模型，采用“缝储对应”的分段模式，提升了顺北油气田超深井分段酸压效果。

3）建议进一步开展耐温 200 ℃ 酸液体系的研究，优化复合分段工艺，提高分段段数，为万米深层的高效勘探开发提供技术支撑。