GM地區完井試油新技術應用及探討

汪小平, 王 超, 黃 船

(1中石油川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司 2中石油川慶鉆探工程有限公司試修公司)

一、高溫條件下鉆完井液儲層保護技術

龍王廟氣藏溫度135℃～145℃，燈影組氣藏溫度145℃～160℃，均屬高溫氣藏，鉆井液對儲層近井地帶傷害嚴重，地層易漏難堵，造成試油完井井控風險大，工藝實施難度高[1-2]，主要表現在：

1. 試油期間鉆井液高溫下防沉淀

經統計GM地區初期勘探試油20口井測試報告，井下出現復雜的井主要體現在兩個方面：①鉆完井液在測試期間高溫下長時間靜止沉淀導致管柱卡埋；②管柱內鉆完井液與地層返排氣水混合后發生沉淀堵塞流動通道。典型如MX16井，測試后堵漏，堵漏漿沉淀將下部射孔槍及部分測試工具全部卡死，打撈近2個月未果，后被迫側鉆。

2. 壓井期間鉆井液漏失帶來嚴重儲層傷害

高產天然氣儲層在射孔、酸化、測試后多易發生井漏，堵漏尤其是反復堵漏對地層帶來的傷害難以避免，導致地層產量下降。在測試后鉆井液壓井、完井開發前鉆塞，都導致井筒長時間處于鉆井液壓井狀態，造成嚴重的地層傷害，使氣井產能損失20%以上。

3. 完井期間對完井液綜合性能要求高

完井期間由于采用了氣密封、微壓痕上扣、以及下鉆速度控制等工藝措施，加上換裝井口、流程恢復、酸化準備等工序，拉長了管柱下入周期，完井液靜止時間長達1周以上，對完井液流動性、防沉淀等綜合性能要求高。部分井完井液在高溫水平段下管柱過程中沉淀，導致完井管柱不能下到預定深度。又如M101井因未控制好完井液性能，完井管柱到位后無法建立循環替液，只能在鉆井液中坐封完井。

上述難點對試油完井期間的鉆完井液性能提出了較高要求，開展儲層專用防漏堵漏防沉淀體系研究，構建了兩套完井試油快速封堵防漏堵漏漿配方，通過粒度分析、酸溶性評價實驗，優選出了與完井試油管柱匹配，同時滿足承壓堵漏要求的不同粒徑、可酸溶的儲層專用堵漏材料，其最高承壓能力可達5 MPa，濾餅酸溶率大于85%。上述成果應用于堵漏壓井9井/次(其中龍王廟氣藏6井/次；燈影組氣藏3井次)，成功7井次，堵漏成功率為77.78%。

該技術在GM區塊完井試油期間防漏堵漏效果明顯,同時保證了在完井管柱下入期間完井液7 d無沉淀，參數性能穩定,對地層發生井漏后采取快速堵漏措施，還可提高地層承壓能力，一定程度降低了漏失量，滿足試油完井作業要求。

二、針對易漏儲層的試油完井一體化工藝技術

GM區塊勘探開發前期基本延續測試管柱和完井管柱分開下入的做法，先下入射孔—酸化—測試管柱對目的層進行初測、改造，測試完成后依據起出的壓力計數據對地層產能做出分析，最后再依據分析結果決定封層上試或下入二次完井管柱重新改造完井。為應對勘探開發一體化、試油完井提速提效的需求，針對易漏地層的特點，開展了試油完井一體化工藝技術研究，配套了對應的封堵和完井工具。

試油完井一體化工藝技術原理如下：

(1)對勘探井或評價井采用APR測試工具+永久式封隔器進行測試-改造。

(2)根據測試-改造情況做出決策。①壓井、解封，起出管柱;②若需封堵和二次完井，啟動井下封堵閥切斷地層流體通道，封堵閥和封隔器滯留井下，起出上部管柱獲取資料。

(3)加橋塞或水泥塞永久封層或回插二次完井管柱，重新溝通。

采用試油完井一體化工藝技術的優點在于：①測試管柱不再是單一測試功能，具有測試、改造、封堵、完井多重屬性；②極大拓寬甲方的后續部署及選擇范圍，在一趟管柱下，可根據實際情況選擇測試、酸化、封層和開采；③保護了油氣層，減少壓井和鉆井液漏失，降低儲層傷害；④節約工期和費用，降低井控風險，形成良好的經濟效益。

設計了測試-封堵完井、測試-封堵-生產完井、測試-暫堵-生產完井三種試油完井一體化管柱，以適應不同井筒條件的氣井試油完井需求。

同時自主研制了雙向卡瓦液壓永久式完井封隔器、暫堵式雙級球座、破裂盤式井下關斷閥，工作壓差達到70 MPa，工作溫度達到177℃，在現場成功應用7井次，保障了試油完井一體化工藝實施，未來還可替代昂貴的進口完井封隔器，提升了市場競爭力。

該工藝現場試驗10余口井，單層節約試油周期7 d以上，有其中5口井遇到漏失地層，均簡單快捷實現了測試后地層封堵，例如M109井，測試后地層大量漏失，堵漏難度極大無法安全起出工具，通過投球式暫堵，有效解決了氣井測試后壓井堵漏難、儲層傷害嚴重、壓井周期長、起下鉆井控風險大等工程難題。相比采用常規試油技術累計節約堵漏材料近千方，創造了較好的經濟效益[3]。

三、完井工藝管柱及井筒完整性保障

GM地區龍王廟氣藏工藝總體方案為先射孔，后下入完井管柱;燈影組氣藏普遍存在鉆井液漏失，儲層非均質性太強，為避免氣井改造后進行二次完井時鉆井液對儲層造成傷害，完井試油工藝方案為裸眼封隔器+滑套(投球+壓差)分段酸化工藝對目的層裸眼井段進行分段酸化改造。同時，為達到試油開發生產一體化的目的，在裸眼封隔器上部下入帶井下安全閥+完井封隔器的回插管柱進行回插生產。該地區完井全部采用氣密封油管，保障管柱密封全部下入井下安全閥，以充分保障井筒完整性[4-5]。

四、地面測試遠程精確控制技術

通過對川渝地區實踐分析，高壓井地面測試流程作業面臨的風險來于高壓含硫流體。在替液、返排、測試過程中地面流程的精確控制，對控制地層回壓、分離氣水混合流體、測定地層流體產量，有著至關重要的意義。目前國內氣田對流程控制核心部件轉向管匯和油嘴管匯仍采用人工手動近距離操作方式，操作精度依靠人工經驗判讀，通過設計地面測試管匯遠程精確控制系統，采用電控式(見圖1)遠程控制方式，解決操作中精確度不高、作業安全風險大的問題，優點如下：結構簡單、通用性強、控制精度高、驅動力大、便于采用計算機軟件控制、無環境污染風險。

需要注意的是，電控方式可能存在漏電傷人、產生電火花導致爆炸等風險，必須對電動執行器的電纜絕緣連接，提高對防爆防護等級方面的要求。

圖1 地面測試管匯遠程控制系統整體方案示意圖

其核心部件電動執行器達到以下要求：①具有足夠的驅動力，在承受其額定工作壓差的情況下，閥門執行機構額定扭矩不小于1 500 N·m;②具有較快的驅動速度，遠程控制距離≥50 m，能實現自動控制和超壓緊急關斷;③滿足防爆要求，電動執行器的防爆要求按照國家標準執行;④滿足防護要求，電動執行器在露天環境工作，防護等級滿足高溫、低溫、暴雨、暴雪、霜凍、冰雹、沙塵等極端天氣情況;⑤控制精度高，閥門執行機構控制精度不小于閥門全開度的1%;⑥尺寸滿足橇裝要求，方便貨車運輸;⑦采用合適電源，閥門電動執行器應優先采用380 V三相交流電源。

GM地區現場應用，實際閥門開閉時間分別為70 MPa：33 s、105 MPa：38 s、140 MPa：47 s；可通過控制柜或計算機遠程控制，控制距離50～100 m；可實現根據上下游傳感器壓力和預設的控制壓力自動控制節流閥開度，以達到自動控制的目的；可實現一鍵批量化控制轉向管匯、油嘴管匯上的所有閘閥和節流閥；并具有緊急關斷功能。形成了一套地面測試高壓作業系統遠程控制工藝，有效地降低操作人員在高壓含硫區域工作面臨的安全風險和勞動強度，提高了作業效率，提升了作業水平。

五、大數據時代下的工程信息一體化平臺建設

試油完井作業期間涉及多工種聯合作業，包括錄井、測試、井下各專業數據的實時監測，為現場施工領導小組做決策提供了詳盡的數據支撐。數據共享傳輸需求主要體現在地面與地下、現場跨專業集成，現場與總部。

目前井下實時無線傳輸技術在GM地區成功試驗了超過5井次，傳輸深度通過錄井內網傳輸到總部。

在GM地區多口井酸化-測試期間，井場采集器采集了地面測試和酸化壓裂作業中的實時數據及實時視頻，并將數據同時發布在川慶鉆探公司工程信息一體化平臺和中國石油企業移動應用平臺,構建了從井底到地面，從現場到總部的信息傳輸通道。

六、結論和建議

(1)該技術在GM地區成功應用100余次，為川中油氣礦產能建設，打造百億氣區提供了強力保障。

(2)由于地面測試遠程精確控制技術屬于新技術的推廣，建議進一步加強培訓，提高地面測試作業人員高壓遠程控制技術操作水平，并盡快建立自動化控制計量流程標準。

(3)繼續加強遠程控制、自動控制技術的研究，提高地面流程自動化覆蓋率,力爭實現全套測試流程遠程自動控制，甚至實現測試過程無人值守。

(4)進一步完善試油完井一體化工藝，對關鍵工具的工作壓力和溫度進行升級，將提高封堵和回插的可靠性和安全性，拓展適用范圍。