普光氣田大灣區塊高含硫水平井完井管柱優化設計

劉殷韜 雷有為 曹言光 陳勇光 李宗林 于 東

1．中國石化天然氣工程項目管理部工程技術處 2．中國石化中原油田分公司采油工程技術研究院3．中國石化西南油氣分公司工程技術研究院

四川盆地普光氣田大灣區塊產層為碳酸鹽巖儲層，地層壓力為51．64～61．07MPa，壓力系數為1．01～1．32，最高H2S含量達18．20%，最高CO2含量為11．78%，部署的13口開發井中有4口套管水平井和4口裸眼水平井，投產井段為4 716～6 431m，最大投產井段長度為1 216m，平均長度為815m。

為滿足高壓、高產、高酸性條件下安全高效投產的要求，實現長井段水平井均勻布酸，提高儲層改造效果，需針對性地配套完井工藝和管柱結構。

完井設計水平的高低和施工質量的優劣對油氣井生產能否達到預期指標和油田開發的經濟效益有決定性的影響［1－2］。國內高含硫氣田直井和定向井完井技術研究已比較成熟［3－4］。水平井分段完井技術及管柱設計已在國內開展研究［5－6］，中、淺井裸眼完井多級分段壓裂技術也已跨過了試驗期［7］，進入規模化應用階段。

前人在分段完井技術方面取得的實踐經驗，為大灣區塊水平井完井管柱設計提供了指導和借鑒。

1 管柱設計原則

1．1 適用原則

管柱設計應適應大灣區塊氣藏地質條件，滿足采氣工程、儲層改造、資料錄取及長期穩產要求，并重點考慮完井工具配套以及管柱在沖蝕、腐蝕條件下的整體力學性能。

1．2 安全原則

盡量減少施工風險、確保井控安全是高含硫氣井投產作業要考慮的重要問題。完井工藝除了要盡量減少起下管柱的次數、縮短作業時間來減少風險點、提高投產作業安全度外，還要考慮采用其他措施完善井控方案。

1．3 效益原則

酸性氣田水平井開發的高風險意味著高投入。對完井工藝、施工程序、完井工具、儲層分段、管材選擇等方面的設計優化是降低成本提高開發效率的可靠途徑。

2 完井工藝選擇

大灣區塊儲層埋藏深，天然裂縫發育較少，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層交錯，長井段籠統改造投產難以發揮單井產能。因此，能夠分段改造儲層是對水平井完井管柱設計的基本要求。

目前對水平井進行分段改造的工藝較多，主要包括：①逐層卡封，逐層改造，鉆塞投產；②一次管柱多級卡封，逐級投球打開各層滑套改造儲層；③連續油管攜帶封隔器進行分層改造等。

方式①作業周期較長，在高含H2S儲層應用，因頻繁起下井內管柱存在較大的井控風險；方式③不僅受高含H2S儲層限制，而且在中深井中使用連續油管的抗拉系數較低，在井控安全、施工壓力、施工排量等方面也存在局限性；方式②雖然存在管柱結構復雜，對工具和施工要求高的局限性，但在縮短施工周期、作業過程安全可控方面有明顯的優勢。

因此，綜合各方面因素，大灣區塊水平井水平段分層采用方式②完井。

3 管柱優化設計

大灣區塊水平井完井主要針對管柱參數和管柱結構兩個方面進行設計，并考慮產量要求、工藝成熟程度、可操作性、均勻布酸效果、安全風險及投資成本等對設計進行優化。

3．1 管柱參數優化設計

3．1．1 油管參數

采用節點分析方法，結合臨界攜液流量（表1）、沖蝕流量（表2）的計算，考慮酸壓施工的排量要求和力學性能分析，選擇88．9mm生產油管。針對高含硫井況，根據 NACE MR 0175／ISO 15156標準及相關試驗評價結果，油管選用鎳基高抗硫合金材質。

表1 大灣區塊不同內徑油管臨界攜液流量計算值表

表2 大灣區塊內徑76mm油管沖蝕流量計算值表

3．1．2 分段數

研究結果表明，氣井產能隨分段數目的增加而增加，但增產幅度隨之減小，當分段數目達到一定數量時，增加分段數的效果已不明顯。根據單井實鉆資料及測井解釋結果，綜合考慮水平井段儲層、夾層、裂縫發育情況及封隔條件，結合儲層改造能力和酸壓模擬結果，并考慮投產作業施工的安全性和經濟性，大灣區塊水平井段分2～3段完井。對投產井段長度約1 000 m的氣井，分段數設計為3段，投產井段長度約600m的氣井，分段數設計為2段。

3．1．3 完井工具耐壓能力

通過模擬分段酸化施工的排量、壓力等施工參數，結合隔層卡封段耐壓能力，確定套管井水平段采用液壓壓縮式封隔器分層，耐壓等級70MPa；裸眼井水平段采用液壓擴張式封隔器分層，耐壓等級42MPa。其余完井管柱配套的井下安全閥、永久式封隔器、懸掛封隔器、循環滑套、坐落短節等井下工具均采用70MPa壓力等級。根據井下溫度、酸性條件，工具全部采用Inconel 718鎳基合金作為本體材質。

3．1．4 完井工具下深

井下安全閥：設計安裝在約100m的井深位置。

循環滑套：設計在永久封隔器以上20～30m的位置。

永久封隔器：設計位置在合金套管內、懸掛封隔器以上20～30m、固井質量良好的井段內。

懸掛封隔器：設計位置在合金套管內、井斜≤50°、固井質量良好的井段內。

分層封隔器：設計在隔層1／3～2／3處。套管井要求卡封井段固井質量良好；裸眼井要求卡封位置井徑較小且井壁平滑。

酸壓投球滑套：設計在待酸化段的中部位，綜合考慮Ⅱ、Ⅲ類層酸化效果。

壓差滑套、球座及浮鞋：同投球滑套，考慮管柱安全下井，井底應預留適量的安全口袋。

3．2 管柱結構

3．2．1 套管水平井分段完井管柱結構

套管水平井分段完井管柱自上而下為：井下安全閥＋循環滑套＋永久式封隔器＋坐落短節＋投球滑套與分段封隔器組合（2～3組）＋剪切球座（圖1）。管柱一次下入，可以滿足酸壓生產聯作。永久式封隔器選擇雙向卡瓦液壓坐封形式，封隔器與管柱間采用插入式連接，可在必要時倒扣丟開管柱。

3．2．2 裸眼水平井分段完井管柱結構

圖1 大灣區塊套管水平井完井分段酸壓管柱圖

裸眼水平井分段完井管柱自上而下為：井下安全閥＋循環滑套＋永久式封隔器＋坐落短節＋懸掛封隔器＋裸眼封隔器＋投球滑套與裸眼封隔器組合（1～2組）＋壓差滑套＋E型球座＋浮鞋（圖2）。與套管水平井分段完井管柱結構相比，增加了懸掛封隔器、E型球座和浮鞋等。管柱底部的浮鞋和隔斷球座有正循環和防止氣體上竄的功能。為解決套管鞋處的耐壓弱點，儲層頂部設計雙封隔器結構。管柱分水平段管柱和上部投產管柱兩次下入，水平分段管柱采用鉆桿送入后丟手，合金油管回接完井。

圖2 大灣區塊裸眼水平井完井分段酸壓管柱結構圖

3．2．3 地層資料監測

對開發要求長期監測地層溫度、壓力資料的水平井，在上述兩種管柱的永久封隔器上部設計壓力計安裝位置（圖3）。監測裝置包括壓力計托筒、永置式井下溫度—壓力計、數據傳輸電纜及綁扎附件，地面配套數據采集與處理系統。

圖3 地層資料監測裝置配套結構示意圖

為確保電纜下入過程中的井控安全控制，避免下管柱過程出現緊急情況時數據傳輸電纜影響井控裝置密封，將水平段管柱與上部投產管柱分兩次下入。

4 現場應用效果分析

上述完井管柱應用于大灣區塊4口裸眼水平井和4口套管水平井的分段完井投產作業，完井管柱下入順利，作業過程安全可控，首次實現了國內高含硫水平井分段改造，儲層改造施工安全順利，增產效果明顯（表3）。

表3 大灣區塊水平井分段完井效果統計表

5 結論

1）一次管柱多級卡封、逐級投球打開各層滑套改造儲層的水平井分段完井方式可用于類似大灣區塊高壓、高產、高酸性天然氣井的完井投產。

2）水平井分段完井管柱設計應充分考慮井筒條件、產量要求、工藝配套、施工作業、儲層改造、安全控制及投資成本等因素，綜合評價確定最優方案。

3）現場應用情況證明，水平井分段完井管柱設計方案安全可靠，經濟適用，在大灣區塊達到了成熟應用的工藝水平。

［1］何生厚．普光高含H2S、CO2氣田開發技術難題及對策［J］．天然氣工業，2008，28（4）：82－85．

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