保壓密閉取芯技術在ST1井的應用

盧寶斌，鄭 鋒，于國偉，謝夢宇

（1.渤海鉆探工程技術研究院，天津300450；2.冀東油田勘探開發建設工程事業，河北唐山063200；3.長城鉆探工程技術研究院，遼寧盤錦124010）

保壓密閉取芯技術是將保壓取芯和密閉取芯相結合，通過在保壓內筒中加入密閉液，達到巖芯保壓和密閉的雙重效果。常規的取芯方式所取巖芯在割芯后起至地面的過程中，由于壓力不平衡和鉆井液污染的原因導致巖芯中的油、氣、水含量不能保持原始狀態，從而影響儲量計算的準確性，進而影響后續開采方案的制定[1]。

保壓密閉取芯技術，利用球閥割芯總成將巖芯在井底就完全密封起來，從而使巖芯保持原始地層壓力，并且在鉆進和起鉆時不會受到鉆井液的污染。從而可以為氣層儲量的計算提供更準確、更可靠的地質資料，為后續制定合理的開發方案提供更為堅實的依據。原有的保壓密閉取芯工具，由于割芯總成的結構存在缺陷、密閉液粘度過高及對井下高溫的適應性差等原因，容易產生堵芯，影響巖芯收獲率，取出的巖芯在油氣物性方面與地層差別較大，對勘探開發的決策產生嚴重影響[2]。因此需要設計一種新型的保壓密閉取芯工具及適應性更強的密閉液。

1 工具的結構及技術參數

1.1 新工具的結構及原理

保壓取芯工具主要由液壓差動機構、外筒、保壓內筒、球閥割芯總成、觸壓頭、取芯鉆頭組成，其結構如圖1所示。

工具的工作原理是：取芯鉆進時，球閥處于打開狀態，巖芯通過球閥進入保壓內筒。取完巖芯后，差動機構可在液壓作用下進行差動，并帶動內筒反向抬升，同時上部密封機構和球閥密封裝置同時被關閉，完成內筒的保壓密封。測量總成可以連續對內筒中的溫度和壓力進行測量和存儲。

1.2 主要技術參數

主要技術參數包括：工具總長8.0m，外徑194mm，取芯鉆頭尺寸215.9mm；單次可取巖芯長度6.0m，巖芯直徑80mm，額定保壓60MPa；割芯方式為液力加壓和自鎖式割芯相結合[3]，采用鉆具起下作業方式。

2 關鍵部件的優化

在保壓保形取芯工具研制過程中，巖芯直徑和保壓能力兩項主要技術指標始終難以取得突破，且由于巖芯直徑和保壓能力互為制約關系，在設計過程中為保證球閥的密封性和承壓能力，往往需要犧牲一定的巖芯直徑。為了進一步提升取芯工具保壓能力和巖芯研究價值，對大通徑球閥、壓力補償裝置和保壓內筒等關鍵部件進行了優化設計，實現了60MPa 高溫高壓條件下大直徑巖芯獲取，解決了取芯工具巖芯直徑小、保壓能力弱及保溫效果差的技術難題。

2.1 工具結構的優化

優化取芯工具結構：保壓密閉取芯采用球閥密封的方式，巖芯進筒后，如果產生碎塊，會影響球閥的正常關閉，因此在球閥密封總成機構中增加了引芯套，防避免巖芯直接接觸球閥和密封總成造成球閥卡頓，提升了工具的可靠性，該球閥設計通過有限元分析：應力和變形數據計算結果與模擬井下施工狀態的實測數據非常接近[4]。優化割芯總成尺寸，增大巖芯與割芯總成下部組件間的環空間隙，降低了破碎巖芯造成堵芯的幾率。

該保壓密閉取芯工具主要特點：采用內提式液壓差動機構，安全性好，可靠性高；內筒中加入密閉液，鉆進和起鉆過程中，巖芯不接觸鉆井液，防止巖芯污染；采用球閥密封的方式，取芯鉆進時，巖芯通過球閥進入內筒，鉆取巖芯完成后，在內外筒差動作用下旋轉關閉，實現內筒下部密封[5]；取芯工具到達地面后，利用液氮對巖芯進行快速超低溫冷凍，使巖芯中的油氣水等組分因低溫失去流動性，防止其向外擴散；采用儲存式隨鉆測量技術，能夠得到準確測量封閉內筒中的溫度和壓力；采用內壁光滑的高強度耐腐蝕鋁合金內筒，便于巖芯冷凍與切割，有助于巖芯順暢進入內筒[6]。

2.2 優化取芯鉆頭，提高機械鉆速

為提高PDC 復合片切削能力，針對頁巖的巖性特點，優化設計了1306和1306M兩種類型的取芯鉆頭，其主要設計特征如圖2所示：①攻擊性較強的淺拋物線冠形設計，在垂直于鉆頭軸線平面內對鉆頭切削齒進行周向布置設計，以確保切削齒能完全覆蓋井底[7]。采用直徑13mm 復合片，中等布齒密度，攻擊性的切削齒角度。②刀翼式布齒模式，提高復合片冷卻、清洗效率，提升鉆頭使用壽命。③主切削齒采用進口高性能復合片，內外保徑采用天然金剛石給予加強，提升鉆頭整體抗沖、抗磨能力。

圖2 取芯鉆頭設計

2.3 優化密閉液性能

為保證密封性，保壓密閉取芯工具內筒總成上部無排氣結構，使用粘度過高的密閉液，將增加巖芯進筒的難度。針對儲層井底溫度相對較高，采用以蓖麻油為基礎的密閉液，配合適量的納米封堵劑等材料，使密閉液粘度適中，能更好的匹配針對儲層井底溫度，起到保護巖芯作用，該密閉液即使經過超低溫冷凍，恢復常溫狀態后仍不影響后期實驗室巖芯的化驗分析。

3 現場應用

3.1 取芯施工方案優化

柴達木盆地澀北氣田第四紀產層埋藏淺、含氣井段長，地層疏松、泥質含量高，氣、水關系復雜，井眼易縮徑、易塌[8]，針對澀北氣田儲層的特點及保壓密閉取芯技術要求，將原有的保壓密閉取芯工具進行優化、改進使其更適應氣田儲層。改進后的工具在上一代工具基礎上增加了巖芯的直徑，優化了割芯總成、球閥機構，使得巖芯即使小于鉆頭尺寸5mm 以上仍然可以保證巖芯收獲率，并且降低了堵芯發生的幾率。

該井取芯工具主要參數：工具長度9.2m，巖芯直徑79mm，鉆頭外徑215.9mm，額定保壓65MPa。針對保壓取芯的目的層Q1+2-Ⅶ、Ⅷ層組泥巖段為主，地層膠結一般，易破碎的特點，結合在澀北氣田常規取芯的經驗[9]，優化了取芯施工方案：①內筒總成提前密封試壓，保壓取芯工具中的保壓系統，特別是其中的密封系統，密封點多，現場施工中任何一個點出現密封不嚴，將會導致保壓失敗[10]。因此，正式施工之前，對所有密封系統進行室內試壓試驗，檢驗工具的密封性，提升了保壓成功率；②在不影響巖芯收獲率并保證井下安全的前提下，鉆進參數選擇高排量、高轉速、低鉆壓，其中鉆壓控制在30～50kN，轉速控制在50～65r/min，排量為15～18L/s，減少鉆具的振動頻率,有利于巖芯整齊,成柱性好；③采用先超低溫液氮冷凍內筒，再進行切割的巖芯并密封保存的地面處理方式，保壓工具起至地面時，內筒中處于高壓狀態，冷凍后直接切割內筒，最大限度地保護巖芯中的氣體原始狀態。經過討論ST1井的取芯層位與取芯工具安排如表1所示。

表1 ST1井保壓保形取芯層位

3.2 保壓率的計算

根據中石油行業標準《SY/T 5593-2016 井筒取芯質量規范》，保壓率按照以下公式進行計算。

式中：B——巖芯保壓率，采用百分數表示；

Pc——地面實測巖芯壓力，MPa；

Pn——井底液柱計算壓力，MPa。

3.3 施工過程及使用效果

該井總共取芯作業施工20 筒次，取芯進尺118m，巖芯長度111.3m，平均收獲率94.30%，平均保壓率81.04%，見表2。

表2 ST1井保壓密閉取芯數據統計表

保壓取芯能夠收集密閉取芯降壓脫氣散失的可動流體。由該流體得到的飽和度可對密閉取芯散失的流體進行校正[11]。因此，在保壓取芯儲層流體飽和度恢復時，對不同方法得到的流體分別計算。保壓取芯主要有收集氣、校正氣、總氣、收集水、殘余水、總水、氣水總飽和度。在上述飽和度中，通常把收集到的水飽和度與氣飽和度之和稱為可動流體飽和度[12]。進行澀北氣田保壓取芯儲層流體飽和度恢復，可得到ST1 井各層樣品儲層流體飽和度，保壓效果較好的巖芯氣水總飽和度在90%以上，最大含氣飽和度68.2%。

具體列舉第14～16筒保壓取芯過程描述：

第14 筒次（保壓取芯）：取芯井段1274.00～1280.00m，進尺6.00m，芯長6.00m，收獲率100.00%，井底靜液壓力16.85MPa,地面保壓15.16MPa,保壓率89.97%，排量17L/s，轉速50r/min,泵壓4MPa，鉆壓20～60kN,平均鉆時32min/m，壓力溫度曲線見圖3。

圖3 氣體點火實驗和溫度、壓力曲線圖

第15 筒次（保壓取芯）：取芯井段1280.00～1292.00m，進尺6.00m，芯長6.00m，收獲率100.00%，井底靜液壓力16.93MPa,地面保壓14.15MPa,保壓率83.58%，排量17L/s，轉速50r/min,泵壓4MPa，鉆壓20～60kN,平均鉆時31min/m，壓力溫度曲線見圖4。

圖4 地層砂樣和溫度、壓力曲線圖

第16 筒次（保壓取芯）：取芯井段1292.00～1298.00m，進尺6.00m，芯長6.00m，收獲率100.00%，井底靜液壓力17.00MPa,地面保壓13.80MPa,保壓率81.18%，排量17L/s，轉速50r/min,泵壓4MPa，鉆壓20～60kN,平均鉆時38min/m，壓力溫度曲線見圖5。

圖5 砂質泥巖和溫度、壓力曲線圖

4 結論與建議

（1）大通徑球閥密封裝置和高強度保壓內筒實現了巖芯直徑和保壓能力的同步提升；內提式差動總成和上部密封機構解決了復雜井眼條件下保壓成功率低和取芯收獲率低的難題，保壓取芯工具綜合技術指標得到顯著提高。

（2）保壓密閉取芯必須考慮液氮冷凍解凍時間對計算數據精度的影響。

（3）蓖麻油基密閉液，對井底溫度較高的適應性更強。

（4）建議增加澀北氣田保壓取芯井的試驗井次，進一步明確泥巖氣儲層的真實含氣能力和儲集能力。特別是對于深層泥巖氣、海陸過渡相泥巖氣等新區新領域的勘探，可優先試驗保壓取芯，這對于指導泥巖氣地質勘探具有重要意義。