塔里木盆地柯坪断隆带柯探1井酸化解堵工艺及应用效果

周 孟，白海鹏，陈 勇

（北京京能油气资源开发有限公司，北京 100020）

引言

酸化压裂技术为油气井的常用增产方法，针对碳酸盐岩储层特性，常采用酸化压裂的方法来解决增产的问题。常规的酸压方法为通过油管或套管通道向地层陆续挤入压井液、压裂液的施工流程，该方法针对高破裂压力地层、井口设备压力级别低等井的施工存在一定的局限性，导致常规的酸压施工无法正常进行[1-2]。

1 连续油管定点替酸工艺

1.1 井口施工压力高的常规解决方法

1.1.1 更换井口采油树

酸压施工时，采油树承受着井口的施工压力，当施工压力高时，可通过更换更高压力级别采油树的方式来解决。但更换高压力级别的采油树需要更高的成本，且在酸压后的油气井正常生产过程中，油压远远低于采油树的额定工作压力，实际应用将无形增加各项成本。

1.1.2 运用井口保护器

油气井压裂井口保护器是一种安装在采油树主通径内，向下延伸过油管悬挂器至油管内的井口承压设备。其作用是在油气井酸化、压裂过程中保护井口装置不受酸压液体冲刷、腐蚀，以及不让井口装置承受施工压力，从而对井口装置进行保护。

使用井口保护器对井口装置的通径有一定的要求，由于井口保护器的密封件为皮碗密封，在井口通径不标准的情况下会导致皮碗无法通过，从而无法使用。该方法的实际应用有一定的局限性。

1.2 连续油管定点替酸工艺

连续油管酸压技术是运用连续油管设备将酸压施工液通过连续油管注入酸压层位的一种新型酸压工艺。该工艺主要特点有：施工效率高，设备安装迅速，能够较快进行作业；精确控制施工液注入的位置，精确定位等。

但连续油管进行酸压施工在施工排量上往往较低，而常规酸压施工时通过提高排量可达到提高缝高和缝长的效果。

通过综合连续油管定点替酸及常规酸压施工的各项优点，首先运用连续油管酸压工艺精确定位的特点，将酸液循环替至射孔层位，使酸液能够直接作用于地层，与地层反应，用酸液破坏近井地带地层的堵塞、污染以及溶岩，从而沟通地层孔隙、裂缝，以达到降低破裂压力的效果。在破裂压力降低后，起出井内连续油管，再进行常规的酸压施工，以达到高排量施工的效果。用以解决地层破裂压力高，施工时井口压力高的施工难点。

2 柯探1 井基本情况介绍

柯探1 井在新疆维吾尔族自治区阿克苏境内，为部署在塔里木盆地西北缘柯坪断隆带萨拉姆布拉克构造下寒武系顶面构造高点上的一口预探井。

2.1 基本情况

2.1.1 测试井段及井身结构

该井第3 层测试井段为3 686 m～3 698 m，井身结构如第151 页图1 所示。

图1 井身结构

2.1.2 测试井段地层钻进时情况简述

该层测试井段钻进时钻时较慢，均在30 min/m～60 min/m（第151 页图2）。钻进时使用钻井液密度为2.0 g/cm3。该测试井段所在开次的钻进井段3 726 m～3 742 m 连续发生井漏，累计漏失密度1.88 g/cm3～2.01 g/cm3的钻井液627 m3，进行堵漏作业11 次，使用堵漏材料均为酸溶性材料。

2.1.3 测试井段地层岩性及测井简述

测试井段：3 686.00 m～3698.00 m，试油层位：∈1 w，厚度12.00 m。岩性为深灰色灰质泥晶白云岩、深灰色含泥质泥晶白云岩，岩性较硬，测井显示井眼未钻遇较好裂缝。

在深横波成像图（图2）上，可见反射波能量，说明近井地带有发射体，可能为裂缝发育带。说明该段横向上储层品质发育具有一定的连续性。如果采用压裂等手段，预测效果会较好。

图2 测井成像图

2.1.4 测试-酸压情况简述

酸压施工：泵入质量分数2%氯化钾溶液2.30 m3，酸液10 m3，泵压升至45 MPa，且基本无下降趋势，泄压至4.7 MPa；再次用清水分别补压50 MPa 一次、55 MPa 2 次、60 MPa 4 次，压降均较慢，平均在10 MPa/10 min 左右，后泄油压至0 MPa，累计泵入井内4.3 m3溶液。鉴于该井采油树压力级别为70 MPa，上提更高施工压力的施工风险较高，无法继续酸压施工，酸压失败。井下压力计显示井口施加压力已作用至井底，地层破裂压力较高。

2.1.5 酸压失败原因分析

综合分析失败原因由以下两个方面导致：

一是地层方面的原因。该地层岩性主要以白云岩为主，性硬，且井周基本无裂缝发育，导致了地层破裂压力极高。而实际酸压施工时最高当量密度已达2.65，无法压开地层。

二是地层污染的原因。该开次钻进时钻井液密度高，且漏失严重，多次进行了堵漏作业。虽然漏失及堵漏作业均不在该测试井段，但离测试井段仅仅20 m～30 m 的距离。因此，这些原因可能导致了地层的污染、地层堵塞严重。另外，该趟测试的解释数据中的表皮系数高达64.87，也能够说明地层污染的问题。

2.2 改进酸压方案的选择

2.2.1 运用井口保护器的方案

该井的油管悬挂器为多功能悬挂器，能够安装井口背压阀，安装背压阀部分的通径为74.7 mm，而井口全通径为78 mm。进行井口保护器与井口的匹配测试，实际证明无法通过，该方案无法实施。

2.2.2 运用连续油管辅助的方案

通过分析，施工步骤初步拟定为：

1）起出井内测试管柱，下入全通径完井管柱。

2）采用1.75”连续油管，下至3 720 m（射孔井段为3 686 m～3 698 m），用泵车替酸至射孔井段上下30 m，起连续油管，浸泡、酸液反应。替液前严格计算好酸液及顶替液量，确保酸液在封隔器以下30 m（封隔器长时间泡酸，失封可能性大）。

3）试挤施工，查验效果。若试挤压力仍较高，则再次用连续油管替酸浸泡；若试挤压力明显降低，则进行后续施工。

4）组织压裂车组到位，起出连续油管后，压裂车组进行酸压作业。

3 实际施工应用

3.1 连续油管注酸、试挤施工

3.1.1 第一次泡酸试挤

下放连续油管至3 720 m，用氯化钙溶液替出油管内压井液。

用连续油管替入酸液2 m3，氯化钙溶液4 m3。

起连续油管至井深3 220 m，浸泡、反应1 h，用氯化钙溶液试挤，排量100 L/min～110 L/min，泵压0MPa～60 MPa，进液量5 m3，停泵5 min 压力降到34.7 MPa，停泵15 min 降到28.5 MPa，共挤入地层酸液2 m3，氯化钙溶液3 m3。

3.1.2 第二次泡酸试挤

下放连续油管至井深3 720 m，替入酸液7 m3，环空保护液4 m3。

起连续油管至井深3 220 m，浸泡、反应1 h，用环空保护液试挤，排量130 L/min升至450 L/min，泵压0 MPa 升至60 MPa 后又降至38.3 MPa，进液量11 m3，停泵压力38.3 MPa降至18 MPa，共挤入地层酸液7 m3，氯化钙溶液4 m3。

通过第一次少酸量试挤，提高至第2 次多酸量试挤，试挤效果明显，施工压力明显降低，施工排量显著提高。连续油管试挤成功，起连续油管至井口。

3.2 常规酸压施工

试挤成功后进行常规酸压施工，施工酸液配方为20%HCl+1%HF+1%HAC。排量0.6 m3/min～3.0 m3/min，泵压4.6 MPa～57.2 MPa，套压9.40 MPa～19.80 MPa，注入井筒总液量160.00 m3。停泵20 min 测压降，油压18.5 MPa～2.6 MPa，套压9.4 MPa～9.9 MPa。酸压成功。

4 酸化工艺效果

4.1 连续油管注酸、试挤效果

施工压力由第一阶段常规酸压施工时的最高泵压60 MPa 无法挤开地层，到第二阶段第一次采用定点泡酸后在泵压60 MPa 的情况下能够持续注液入地层，第二次采用定点泡酸后在持续提高泵入排量的情况下，泵压持续下降。成功地解决了地层孔隙污染堵塞严重、地层破裂压力高的问题，应用效果较好。

4.2 常规酸压效果

在运用连续油管沟通近井地带孔隙、储层后，再运用常规酸压手段，大排量进行施工，施工效果明显。酸压施工最高泵压57.20 MPa，最大排量3.00 m3/min。由酸压曲线可知，正挤酸液期间，泵压曲线呈明显下降趋势，反应酸化效果较好，有效的沟通了有利储层；停泵20 min 测压降，油压18.5 MPa降至2.6 MPa，套压9.4 MPa升至9.9 MPa。在后续的放喷求产过程中，日产气量由酸压施工前的低产气上升到酸压施工后的百万方高产，酸压效果得到了很好的验证。

5 结论

1）由于该井为区块内第一口探井，该井的高破裂压力原因一是由于地层钻井期间污染严重导致的，二是由于在白云岩储层钻进时未钻遇明显裂缝、缝洞发育的地层，还需后续继续钻井研究。

2）在溶蚀率高的储层，使用连续油管定点替酸、泡酸的施工工艺，能够有效对储层进行一定的沟通，解决了常规酸压施工需要高泵压将管柱内原有的压井液挤入地层的问题。