連續油管堵水技術在高含水氣井中的應用

汪 杰， 沈 娜， 劉洪利， 周福建， 余 濤， 郭 鵬， 王 睿

(1中國石油大學非常規天然氣研究院 2新疆油田公司工程技術研究院 3新疆油田公司勘探開發研究院 4中原油田采油工程技術研究院 5斯倫貝謝中國公司)

一、普光氣田地質與生產概況

四川盆地普光氣田所屬氣藏類型為受構造—巖性控制的邊水碳酸鹽巖孔隙型高含硫氣藏，儲層主要為礁灘相沉積的鮞粒白云巖、中粗晶白云巖、海綿礁白云巖、礫屑白云巖，次生的溶蝕孔、洞、裂縫發育。該氣田氣水關系復雜，不同斷塊之間、不同層系之間、長興組內部均為獨立氣水系統。

普光氣田主體區塊儲層物性較好，以中孔中滲、高孔高滲儲集層為主，產層厚度大。開發初期氣井配產較高。該主體區塊于2009年10月投產，由于單井日產氣量較高，普光氣田主體區塊內37口單井均不同程度產出一定的水量，到2012年5月前日產水量相對穩定，氣田產水量為150 m3/d；2012年6月后主體區塊的產水量開始呈現快速上升趨勢，區塊產水量已上升到近600 m3/d[1-6]。氣井產水不僅影響產能，同時過多的廢水處理不及時為地區環境帶來損害。

本文以X井為例系統闡述連續油管在高含水氣井中堵水技術方法、原理及其技術關鍵，為普光及其他油氣田類似井況連續油管堵水應用這項技術提供了借鑒。

二、 X井井況分析

X井位于四川省宣漢縣普光鎮塔亞村，構造上位于四川盆地東斷褶帶黃金口構造帶普光構造。該井于2006年3月開鉆至2009年2月完鉆，完鉆井深5 950 m(垂深5 939.7 m)，完鉆層位為二疊系長興組。生產套管固井質量合格，目的層5 400～5 869 m井段固井質量評價優。

根據測井解釋可知X井在飛仙關組(5 506～5 868.5 m)共有213.8 m/47層。射孔井段為5 599.8～5 847.4 m，射孔厚度187.7 m/41層。井內氣體硫化氫含量13.53%，二氧化碳含量9.34%，相對密度0.732 2；產出水樣中Ca2+，Mg2+，Cl-等離子礦化度總含量平均為52 102 mg/L。

X井于2010年5月投產，初期日產氣25×104m3，日產水6 m3，油壓35 MPa，套壓32 MPa。隨著邊水推進，日產液和液氣比呈上升趨勢，到2013年10月，該井日產氣20×104m3，日產液150 m3，液氣比7.47 m3/104m3。10月3日關井，11月26日開井復產，日產氣20×104m3，日產液上升至300 m3。12月4日關井至今。當前關井油壓27 MPa，套壓0 MPa。根據生產測井情況解釋分析可知，產水段為5 749.2～5 756.6 m，占全井產水量100%，同時，該段也是目前主產氣層。

三、封堵井段設計

根據2013年產氣剖面測試結果顯示，主要水侵層段為5 749～5 794 m井段，77～85號層。結合該井地質認識，該井5 718～5 786 m井段，73～83號層為裂縫發育帶；5 749 m(77號層)以下至井底為易形成人工裂縫井段；5 768～5 805 m和5 815～5 823 m為高滲帶。結合氣層邊水整體推進，局部沿裂縫突進的認識和該井離氣水邊界較近(水平距離113.8 m，垂直距離61.6 m)的情況認為，邊水沿投產層段下部裂縫和高滲帶突進。除產剖測試的77～85號層已水淹外，5 745.1～5 847.4 m井段的裂縫和高滲帶也有水侵現象，如繼續生產會逐漸產水。為進一步延長該井復產后再次見水的時間，將裂縫、高滲帶發育的5 718.4～5 847.4 m井段，即73號層以下全部封堵。結合封堵層頂界與72號層底界僅7 m，為降低縱向水竄的影響，將71、72號層也作為封堵層段。綜合考慮，設計封堵井段5 690～5 847.4 m，主要工藝措施為在5 749 m處下入過油管膨脹式橋塞，橋塞上端面深度為5 745.2 m，在5 690～5 745.2 m井段泵入水泥塞，水泥塞長55.2 m。

四、地層條件與施工挑戰

(1)高溫超深氣井，井底靜止溫度變化范圍135℃～140℃，垂直深度為5 600～5 900 m。

(2)氣井產出液及氣體高含硫、CO2等酸性腐蝕氣體，對凝固后的水泥石存在腐蝕性。

(3)地層壓力系數0.7，關井前日產廢水300 m3，日產氣20×104m3。即存在壓漏地層造成水泥漿漏失的風險，又存在水侵、氣侵影響水泥漿性能的風險。

(4)連續油管外徑44.5 mm，壁厚3.18～3.96 mm，內徑相對較小。水泥漿通過連續油管泵入井底會對水泥漿體系造成高速剪切，縮短水泥漿稠化時間。

(5)連續油管車上提噸位小，且連續油管易斷，若連續油管在水泥漿中覆蓋長度過長或水泥漿靜膠凝過大，會造成上提拉力增加拉斷連續油管的風險。

(6)射孔段存在倒刺、泥砂等，影響過油管膨脹橋塞的坐封。

(7)生產段油管內容積為18.27 L/m，在5 690～5 745.2 m井段泵入55.2 m長度的水泥塞，水泥漿體積約為1.2 m3(依據污染模擬結果和管串容積)。水泥漿泵入量少且連續油管小口徑噴射會對水泥漿造成嚴重的混漿效果，縮短有效塞長，影響最終封堵效果。

五、水泥漿體系與施工工藝優化

1.水泥漿體系優化與室內試驗模擬

針對X井地層狀況及面臨的問題，采用抗高溫高壓防竄水泥漿體系。該體系具有以下優點：

(1)特殊抗硫油井水泥，針對酸性氣體具有良好的抗腐蝕性能，水泥漿密度1.89 g/cm3。

(2)較強的抗高溫高壓性能，同時水泥漿添加劑濃度對高溫高壓環境不敏感，在較長稠化時間的狀況下，達到施工要求后依然能夠保持快速起強度特性，同時水泥漿具有較高的最終強度，增強封堵效果。室內試驗結果表明在較長的水泥漿稠化時間下，水泥漿強度達到3.45 MPa，時間為340 min，最終穩定強度20.79 MPa。

(3)中高溫防竄膠乳體系，降低水泥漿體系的滲透率和孔隙度，具有極強的防竄、防侵能力。室內試驗結果表明水泥漿在井內失重環境下，靜膠凝值從47.88 Pa上升到239.40 Pa，時間為2 min，防竄、防侵能力強。

2.施工工藝優化與軟件模擬

針對X井施工面臨的挑戰，進行室內試驗模擬、軟件模擬和施工工藝優化相結合的方式進一步降低施工風險，增加作業成功率。具體如下：

(1)水泥漿體系在室內以高速攪拌器、現場批混車批混和連續油管內流動高速剪切為主。依據室內混漿、現場施工相相結合的能量公式，計算室內模擬試驗所需攪拌的時間，使室內水泥漿混配與現場施工混拌能量相匹配，防止現場水泥漿混配提前稠化。

室內水泥漿混配器能量公式[7-8]：

(1)

式中：E/M—比內能，J/kg；k—無量綱常數，m5/s；w—攪拌速度，r/s；t—攪拌時間，s；VWB—攪杯體積，m3。

現場施工批混罐能量公式：

(2)

式中：P—攪葉和離心泵功能耗散，W；t—混拌時間，s；ρ—流體密度，kg/m3；Vt—水罐體積，m3。

連續油管能量公式：

(3)

式中：Δp—壓差，Pa；ρ—流體密度，kg/m3。

根據現場施工參數計算可知批混罐給定水泥漿能量為7.87 kJ/kg，連續油管剪切能量為11.65 kJ/kg，室內水泥漿高速攪動時間為20 min(4 000 r/min)。

(2)加入高溫分散劑，優化水泥漿流變特性，減小水泥漿在連續油管內的下行阻力。

(3)為防止施工過程中連續油管在水泥漿中覆蓋長度較大，造成連續油管較大的黏滯力，設計水泥漿出連續油管覆蓋25 m高度后開始上提連續油管。防止連續油管提出水泥塞面，對水泥塞面造成沖刷引起混漿，連續油管上提速度小于或等于水泥漿覆蓋連續油管速度。泵入1.2 m3水泥漿到井內，設計塞長65.2 m，油管內容積為18.27 L/m，按照0.15 m3/min排量泵入水泥漿體系，連續油管的上提速度應小于或等于8 m/min較為合適。

(4)為提高橋塞安放成功率，防止射孔段油管存在倒刺、泥砂等影響橋塞坐封，預先泵送2 m3解堵酸用于沖洗坐封橋塞位置的井筒。

(5)水泥塞施工軟件模擬優化水泥塞長度與泵入水泥漿體積用量，確保凝固后的有效水泥塞長達到設計長度要求。依據軟件模擬結果可知，泵入0.8 m3和1.0 m3水泥漿體系時，連續油管拔出水泥塞后，水泥漿受污染不能形成有效塞長；泵入1.2 m3水泥漿后，受污染程度較低的水泥漿體系返高面位于5 690 m處，滿足封堵要求。

六、施工步驟及注意事項

1.施工步驟

現場施工設備地面流程連接圖見圖1。

(1)壓井。關井狀態下，用700型泵車向油管擠注壓井液33 m3，排量300～500 L/min，同時，記錄井口及泵車壓力變化，待井口壓力降至0 后結束壓井。

(2)通井。“連接器+馬達頭總成+通井規”通井至5 760 m，在5 690～5 760 m井段泵注2 m3解堵酸來回沖洗套管壁。

圖1 現場施工設備地面流程連接圖

(3)過油管膨脹式橋塞坐封，工具總長3.8 m，坐封深度5 749 m，其中通過生產氣舉油管外徑88.9 mm。

(4)注水泥塞。①安裝連續油管設備并試壓；②檢查井口壓力是否為0 MPa；③注水泥管串下至5 730 m左右，充分壓井、循環；④連接泵車、灰罐、水罐、連續油管車等設備；⑤施工前安全會議；⑥泵車等設備功能測試，注入1～2 m3清水沖洗管線，地面管匯試壓5 MPa/45 MPa；⑦泵送前置液(清水)，體積1 m3，密度1 g/cm3，排量0.2 m3/min；⑧現場混配水泥漿，時間為15 min，累計時間15 min；⑨泵送水泥漿，體積1.2 m3，密度1.89 g/cm3，排量0.2 m3/min，時間6 min，累計時間21 min；⑩清水頂替：水泥漿出連續油管前，頂替體積為6.23 m3，密度1 g/cm3，排量0.2 m3/min，時間31.15 min，累計時間52.15 min；水泥漿出連續油管后降排量為0.15 m3/min，待水泥漿出連續油管25 m，開始以8 m/min勻速上提連續油管；考慮1 500 m液柱壓差，頂替結束后保證水泥漿在管內比管外高132 m。總頂替方數為7.2 m3；頂替結束后，繼續上提，每上升1 000 m補液0.41 m3；泄壓，繼續上提連續油管至井口。

(5)施工結束，關井候凝48 h，探塞面。

(6)泵注氮氣氣舉排液。

(7)拆卸設備，恢復井場，開井生產并記錄生產數據。

2.施工注意事項

(1)輸灰中發生堵塞。作業前，檢查每根輸灰管線以及灰罐卸灰口是否堵塞，消除管線堵塞狀況，同時準備好備用管線；在輸灰過程中，如果發生堵塞，首先敲擊管線，如果不能及時消除堵塞，拆除被堵塞的管線，重新連接備用管線。

(2)泵送水泥漿時，作業中止。泵送水泥漿過程中設備故障：及時維修設備，停泵時間最多20 min。若因任何原因導致施工中斷時間超過20 min，則需要和甲方溝通，循環出多余水泥漿。

(3)施工中出現懸重和壓力異常時，水泥漿出連續油管以前發現懸重或泵壓異常，立即循環洗出水泥漿；水泥漿出連續油管后發現懸重或泵壓異常，立即快速上提連續油管至安全面后循環；頂替到位后由于種種原因不能起連續油管，則循環洗井將水泥漿排出。

七、效果評價

堵水作業施工結束侯凝48 h后，下入連續油管進行探塞，塞面位于5 692 m，滿足堵水要求。X井于10月進行氣舉生產，日產氣(20～30)×104m3，日產液18 m3；堵水作業前，日產氣20×104m3，日產液300 m3，根據堵水作業后投產效果可知：堵水作業后，日產氣量有所增加，日產廢水量降低到6%，達到降低產液量1/3的堵水作業目標。在進行的另一口水平井Y井連續油管堵水作業達到同樣的預期效果。

八、結論

針對X氣井高含水期通過連續油管泵入少量水泥漿體系進行堵水作業，并運用軟件模擬和優化施工工藝，進一步增加了堵水成功率。結果表明，1.2 m2水泥漿能夠有效封堵產水層，產液量降至封堵前得6%。即有效解決了廢水處理問題，同時最大程度降低高含水對氣井產量的影響。X井成功的堵水經驗可為同類井堵水提供借鑒。