庫車山前大斜度小井眼試油完井工藝技術

2020-07-21 07:42:38徐鵬海高尊升周夢秋

鉆采工藝 2020年1期

徐鵬海，張浩，張莎，李燕, 王磊, 高尊升, 周夢秋

(1中國石油塔里木油田分公司勘探事業部 2中國石油塔里木油田分公司工程技術部 3玉門油田分公司老君廟采油廠)

庫車山前儲層具有“超深(6 500～8 000 m)、超高溫(150℃～190℃)、超高壓(110～136 MPa)”的特點，給后期試油完井帶來了嚴峻的挑戰。近兩年，由于地質工程及地表條件的限制，一批超深、大斜度、小井眼井逐漸開始部署，由于大斜度井井筒條件更加惡劣，通井管柱、射孔管柱、測試管柱、完井管柱受大斜度井條件限制，受力情況更加復雜；同時，大斜度井壓裂時存在彎曲摩阻大，施工壓力高等難點，這些技術瓶頸都將制約著大斜度井試油完井工藝。

通過查閱文獻，針對封隔器坐封、密封、解封的難點，可以在封隔器坐封前記錄管柱靜止、上提、下放懸重，通過獲取管柱與井壁的摩擦阻力，準確判斷封隔器實際加壓噸位[1-2]；針對管柱在懸掛器及井斜變化較大的部位不易下入的難點，可以增加扶正器、引鞋等輔助配件[3]。針對井口操作壓力不準，可以將測試工具環空操作壓力以垂深為依據計算[4-9]；針對大斜度井30°～60°井段井眼清潔困難的問題，可通過優化通井鉆具組合，提高鉆井液流變性，提升鉆井液攜砂能力，通過大排量循環洗井提高鉆井液環空返速進而達到凈化井筒的效果，同時，結合“重塞”理論，在循環時泵入比原井鉆井液密度高0.36～0.48 g/cm3的重塞，依靠在環空形成的“射流”效應將井筒中雜質攜帶[10-13]；針對大斜度井壓裂裂縫與井筒斜交, 壓裂液進液孔少, 摩阻增大，可通過提高施工排量以提高裂縫寬度，確保液體黏度并增加前置液量, 以增大裂縫體積[14-16]。此外，針對庫車山前“三超”氣井，為確保工藝安全，應進行管柱力學校核，優選測試、完井工具[17-21]。

一、基本概況

KeS X井是庫車山前鹽下第一口超深、大斜度井，完鉆井深7 060 m，垂深6 398.06 m，造斜點5 366 m，水平位移達1 223.56 m，最大井斜77.6°/7 060 m，其中井斜超過60°的大斜度井段長達591 m。本井為典型的“三超”氣井，預測儲層壓力系數1.66，預測儲層溫度154℃。由于測試井段儲層物性差，縱向上應力差明顯，故采用先射孔，再使用雙永久式液壓封隔器機械分層加砂壓裂。井身結構及套管程序為：?558.8 mm井眼×520 m+?473.08 mm表層套管×520 m+?431.8 mm井眼×2 318 m+?365.13 mm技術套管×2 318 m+?333.4 mm井眼×4 900 m+?273.05 mm技術套管×4 900 m+?241.3 mm井眼×6 702.24 m+?196.85 mm 尾管×(4 601.77～6 702.24) m+?196.85 mm回接技術套管×(0～4 601.77) m+?168.3 mm井眼×7 060 m+?127 mm尾管×(6 201.62～7 060) m。

二、技術難點分析

1. 大斜度、小井眼

KeS X井自井深5 690 m井斜開始超過30°，6 029 m開始井斜一直為60°左右，管柱在喇叭口處(內徑由171.88 mm變為108 mm)遇阻風險大；測試井段6 805～7 020 m，井斜在57°～73°之間，管柱入井困難，尤其是完井管柱，一旦摩阻噸位把握不準，可能導致液壓永久式封隔器提前坐封，一旦坐封，后續磨銑、打撈難度極高，極有可能導致井的報廢。射孔井段6 805～7 020 m，射厚61 m，跨度長達215 m，射孔后斷槍、卡槍風險大，需要對射孔槍精細選型并對管柱力學進行充分評估。

?127 mm小尺寸尾管內徑108 mm，封隔器等井下工具環空間隙小，下管柱、替液過程可能導致封隔器提前坐封。環空間隙小，井斜大，頂替效率低，井筒替液后可能殘留雜質，導致鋼球無法順利入球座。

2. 溫度高、壓力高

根據鄰井實測情況，預測本井測試井段中部地層壓力103.36 MPa，壓力系數1.66，預測純天然氣時井口最高關井壓力85 MPa。預測地層溫度153.65℃。高溫、高壓井筒條件下對測試工具的密封件耐溫性能、管柱完整性要求極高。

下完井管柱、換裝井口、連接地面流程需要一周時間，為保證替液順利，對高密度鉆井液的長期高溫穩定性要求極高。

3. 工具易失效

高密度鉆井液高溫高壓穩定性差，長期靜止容易出現沉淀，造成RD安全循環閥和RD循環閥的破裂盤無法打開，從而造成無法循環壓井和封隔器解封困難，引起井下復雜。

采用分段加砂的儲層改造工藝方式，對施工排量要求高，大排量對管柱配置要求高，若管柱配置達不到要求，儲層改造時管柱軸向縮短變形轉化為軸向拉力，會影響封隔器密封性能，引起封隔器失封。

4. 儲層改造難度大

本井改造規模超千方液，改造段儲層巨厚(跨度215 m)，縱向上均勻改造難度大；鉆井期間漏失量小，儲層物性差，天然裂縫有效性差，地層破裂壓力高，后期采取分段加砂壓裂井口超高壓風險高。本井小尺寸套管限制了完井管柱配置，導致儲層改造時高摩阻。結合同區塊試采情況，預測本井出砂風險高，增加了后期安全試采的難度。

三、技術對策

1. 井筒準備

井筒準備立足于“模擬通井”的思路，將全井筒不同井段、不同部件“化整為零”，針對尾管段可能遇阻的部位(如喇叭口、回接筒、回接筒反扣臺階、尾管段膠塞短節、浮箍等)逐一進行通井、磨銑。

下引流測試管柱前，分別進行單、雙通徑規模擬通井，記錄管柱在不同井深、不同斜井段靜止、上提、下放的摩阻噸位，為下步引流測試管柱的真實加壓噸位提供依據。

優選外徑89 mm射孔槍。通過數值模擬，確保射孔瞬間套管內產生高峰值壓力低于井筒外地層壓力；低值壓力時套管抗外擠安全系數1.5以上。

下完井管柱前，針對“大+小”雙封隔器完井管柱，采用雙通徑規模擬通井管柱通井，記錄入井管柱在不同井深、不同斜井段靜止、上提、下放的摩阻噸位，為下步完井管柱的真實摩阻提供依據，以確保完井封隔器順利入井。通井完，充分調整鉆井液性能，保證15 d鉆井液高溫老化試驗無硬性沉淀。

針對大斜度井段可能造成封隔器膠筒偏磨，采取在封隔器上下端增加外徑大于等于封隔器的特制剛性扶正器以保護封隔器膠筒，替液時通過加大隔離液用量，確保井筒替干凈。井下工具及輔助配件參數見表1。

表1 井下工具及輔助配件參數

2. 優選工具

考慮到大斜度井段鉆井液沉淀可能堵塞RD循環閥破裂盤導致無法實現安全壓井和封隔器解封，試油完井鉆井液選用穩定性更優的油基鉆井液。在“三閥一封”引流測試管柱的基礎上增加液壓循環閥后升級為“四閥一封”，液壓循環閥和RD循環閥的功能互補，形成雙保險。此外，將常規RD安全循環閥和RD循環閥芯軸密封性進行改進、加強，加強型RD循環閥、RD安全循環閥在抗內壓、抗外擠強度等方面均有所提升。改進工具的芯軸密封由原來的單“O”型圈密封改為雙“O”型圈密封，提高了芯軸的密封性能，防止高溫高壓下單密封圈失效造成芯軸無法下移，進一步提高工具可靠性，參數見表2。

表2 加強型測試閥參數表

3. 井筒評價

結合地質力學評價及儲層改造的需要，優化完井管柱為?114.3 mm+?88.9 mm+?73.02 mm復合管柱，在此基礎上做管柱力學校核以保證管柱能滿足4.5 m3/min的改造排量，三軸應力安全系數≥1.50。管柱校核見圖1。

考慮壓裂時雙封隔器之間管柱變形量對封隔器軸向載荷的影響，對不同改造排量下雙封隔器之間油管伸縮量進行計算，得出在不同改造排量下計算出雙封隔器之間油管伸縮量為1.137～1.160 m，軸向載荷為39～43 t。為補償改造期間油管縮短導致的封隔器受力過大，在雙封隔器之間加伸縮管，改善封隔器受力，保證儲層改造期間井下工具的安全。

4. 優化儲層改造工藝

儲層改造時采用大液量，低砂比，獲得較長支撐裂縫。主壓裂前，實施小型測試壓裂，調整主壓裂施工參數，儲層改造液選用氯化鉀加重，降低斜井破裂壓力高、超深井摩阻大的施工風險；前置液階段采用多級段塞，降低大斜度井近井摩阻，降低后期施工壓力。為降低出砂風險，每一級尾追3 m3覆膜支撐劑。

四、現場應用

轉試油后，精細組織井筒準備工作，從前期模擬通井、射孔，到后期下完井管柱，整個試油完井作業過程順利。主壓裂前根據測試壓裂摸清地層動態參數，及時調整加砂壓裂分四級進行，加砂壓裂施工最高泵壓118.5 MPa，最大套壓55.8 MPa，最高施工排量6.55 m3/min，最高加砂比24.56%，擠入地層總液量2 562.2 m3，擠入地層總砂量149.2 m3，從施工曲線可以看出分段壓裂效果明顯，加砂壓裂施工見圖2～圖3。使用?8 mm油嘴放噴求產，油壓76 MPa，折日產氣56×104m3，油壓、產量穩定，成為該氣藏產量最高的一口井，實現了預期增產效果，放噴求產曲線見圖4。