頁巖氣水平井體積壓裂套管損壞原因分析及現(xiàn)場處理

陳 挺,柴 劍,王志強,馮向濤,張 華

(1.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院,天津300280;2.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司井下技術服務分公司,天津300280;3.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司國際工程分公司,天津300457)

四川盆地長寧-威遠頁巖氣區(qū)塊在開發(fā)過程中約有30%的水平井發(fā)生不同程度的套管損壞、變形情況,導致橋塞無法下入預定位置、連續(xù)油管不能順利鉆磨橋塞等問題。前人通過研究認為套管損壞、失效的原因是由于斷層裂縫滑動[1-2]引起套管剪切、固井質(zhì)量差[3-4]等因素引起,并對地層-水泥環(huán)-套管[5-7]以及井筒中溫度、流體變化等多因素耦合作用[8]進行了研究。對于套變損壞情況嚴重的井段,早期的做法是直接舍棄,這會對產(chǎn)量造成影響。后來開發(fā)了縫內(nèi)砂塞分段壓裂工藝[9]和暫堵球分段壓裂工藝[10]對該類型的井段進行充分改造并取得了良好的效果。筆者分析一口頁巖氣水平井在壓裂施工過程中套管變形的原因并提出簡單易行的解決措施,節(jié)省了復雜處理時間、對所有井段進行了施工取得良好的改造效果。

1 套變井基本情況

本井位于四川盆地的川南褶皺帶與婁山斷褶帶的交界部位的長寧背斜構造,該區(qū)為一多方受力的三角帶,具壓扭性。所以斷層發(fā)育,走向多變是本區(qū)地質(zhì)構造特征之一。測井井溫89℃/4 730 m。本井為直改平井,全井最大井斜99.10°,井深3 232.5 m,A靶點3 230 m,B靶點4 730 m,水平段全長1 500 m,方位203.29°,閉合距427.93 m,閉合方位229.85°。A點后測井解釋井段3 028.3～4 694.0 m(段長1 665.7 m),Ⅰ類頁巖氣層厚 858.6 m,鉆遇率51.5%,Ⅱ類頁巖氣層厚429.6 m,鉆遇率25.8%,Ⅲ類頁巖氣層厚377.5 m,鉆遇率22.7%,測井資料表明,龍馬溪組水平段優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大,裂縫發(fā)育,脆性礦物含量高,利于水力壓裂。

采用Φ139.7 mm套管完井,鋼級BG125SG,壁厚12.7 mm,內(nèi)徑114.3 mm。采用密切割壓裂:50 m左右段長;分簇間距主要受段長控制和射孔位置控制,目前現(xiàn)在長寧、威遠已壓裂井分簇間距一般在20～35 m之間;本井采用50 m段長密切割壓裂方式施工,簇間距為15.6 m,每段3簇。設計分28段進行壓裂。

2 套變情況及產(chǎn)生原因

2.1 套變情況

第8段,下射孔槍槍串至2 850 m開始泵送,至4 247.96 m處遇阻,本段橋塞設計座封位置4 270 m,上提遇卡。采取原地座封方式解卡,座封位置4 247.75 m。

第19段,橋塞設計位置3 680 m,在3 617.62 m處發(fā)生嚴重套變,上提遇卡。3 mm油嘴放噴7 s,解卡成功,將橋塞啟出井口,發(fā)現(xiàn)橋塞一側(cè)變形1 mm,另一側(cè)變形0.5 mm,如圖1所示。

第25段,下射孔槍串至2 850 m開始泵送,至3 262.9 m處遇阻。上提電纜遇卡,過提1 000磅未解卡。4 mm油嘴放噴5次未解卡。排量0.5 m3/min沖洗井筒,液量1 m3;繼續(xù)采用4 mm油嘴放噴40 s未解卡。本段橋塞設計座封位置3 380 m,橋塞原地座封解卡,座封位置3 262.9 m。

第26段,下射孔槍串至2 850 m開始泵送,至3 262.17 m遇阻。本段橋塞設計座封位置3 330 m,上提電纜遇卡,過提453.6 kg未解卡。橋塞原地座封解卡,座封位置3 262.17 m。

圖1 橋塞劃痕照片

2.2 套變原因分析

螞蟻體追蹤裂縫預測表明在井段3 240～3 260、3 500 ～3 560、4 000 ～4 320、4 600 ～4 720 m處裂縫弱發(fā)育;在4 340～4 380 m處裂縫強發(fā)育。

套變點4 248 m、3 617 m和3 262～3 263 m 距離裂縫弱發(fā)育位置分別為10、57和2 m,處于緊鄰的次生裂縫相對發(fā)育區(qū)。根據(jù)前人研究,壓裂液沿著某條通道進入天然裂縫,使裂縫內(nèi)孔隙壓力升高,當達到臨界值時,激發(fā)天然裂縫滑動,造成套管變形[1]。從前面分析可以看出,觸發(fā)裂縫滑動需要增加裂縫內(nèi)的孔隙壓力,而孔隙壓力的增加意味著流體的增多,因此外來流體是裂縫滑動的必要條件。

第7段(4 330～4 380 m)完全處于裂縫強發(fā)育段,按照設計充分完成施工。兩段裂縫發(fā)育部位間距較短,存在裂縫溝通的可能。因此,第8段套變點處于強弱兩組裂縫發(fā)育段之間,在第7段施工完之后,套變處的天然裂縫發(fā)生滑動,造成橋塞遇卡。該區(qū)域因裂縫部分發(fā)育導致地層應力受到一定的釋放,地層破碎程度得到一定程度的減緩,井眼存在一定程度的擴徑。因裂縫的存在,裂縫氣顯示活躍[11]。

固井質(zhì)量也是造成套管變形損壞的原因之一。寧217井直改平入靶點(A點)以下水平段固井質(zhì)量統(tǒng)計(井段3 230～4 678 m)顯示固井質(zhì)量為優(yōu)的井段長度1 371 m,占比94.7%。第19段,在3 650～3 670 m處固井質(zhì)量較差;在3 610 m處,即套變處,有固井質(zhì)量變差顯示。變形損壞的103 mm橋塞放噴解卡后起出,下入88 mm橋塞完成本段施工。后續(xù)第20～24段采用98 mm橋塞完成施工。由于沒有采取多臂井徑測試手段,預計固井質(zhì)量更差的3 650～3 670 m處也會發(fā)生套變現(xiàn)象。

對于第25段,螞蟻體追蹤顯示在3 240～3 260 m處發(fā)育微弱天然裂縫,且第25和第26段遇阻點3 262～3 263 m處距A靶點較近,狗腿度為3 381 m,2.63°/30 m;3 322 m,1.56°/30 m,距離天然裂縫較近,容易發(fā)生形變,在上一級壓裂施工后套管變形情況進一步加劇。

圖2為各段施工液量和砂量對比。通過對比可知,發(fā)生套變位置的前一段施工液量均較大,第6、第7段液量最高,超過2 000 m3。套變位置距裂縫發(fā)育段或次生裂縫發(fā)育段距離較近(57 m),由于前2段施工液量較大,壓裂液可能更容易進入裂縫中,造成裂縫滑移,從而產(chǎn)生套管變形。第23、24段壓裂液量超過1 800 m3,段長均為50 m,過高的液量造成3 262.9 m處發(fā)生套變,且第25段施工后,進一步加劇了套管變形程度,后一段下橋塞時在3 262.17 m處即發(fā)生遇阻、解卡不成功現(xiàn)象。

圖2 各段施工規(guī)模對比圖

3 處理方法

本井4處套變點及相應的處理方法示意圖如圖3所示。

第一處套管變形位于4 247.96 m處,距第8段橋塞設計位置(4 270 m)32 m,采取原地坐封、調(diào)整分段位置和射孔位置的方式,由4 280～4 230 m調(diào)整為4 247.96～4 192 m,射孔段調(diào)整為4 231.5～4 206.5 m。

圖3 遇阻遇卡處理示意圖

第二處套管變形位于3 617.62 m,變形嚴重,經(jīng)過放噴后Φ103 mm橋塞解卡成功起出井口,第19段橋塞設計位置3 680 m。大排量洗井后,換Φ88 mm橋塞(內(nèi)徑30 mm),泵送到位。后續(xù)第20～24段,采用Φ98 mm(內(nèi)徑35 mm)橋塞坐封,工具下入順利。

第25段施工時下射孔槍串帶Φ98 mm可溶橋塞至2 850 m開始泵送。泵送至3 262.9 m遇阻,多次放噴解卡不成功。為避免連續(xù)油管作業(yè)、減小復雜處理時間,將已下入的橋塞原地座封,通過助溶劑浸泡處理后,用大排量推送該橋塞至第24段已壓裂位置,重新下入Φ88 mm(內(nèi)徑30 mm)橋塞,泵送到設計位置3 380 m處。

助溶劑由氯乙酸銨、甲醛、檸檬酸、氯化鉀、水溶性緩蝕劑甲基苯并三氮氣唑和助排劑氟代烷基磺酸鹽組成,在地層條件下可以產(chǎn)生大量的氫離子和氯離子,加快鎂鋁合金的電化學腐蝕速度。遇阻位置為3 262.9 m,計算得到井筒容積為33.5 m3。首先擠注5 m3隔離液,再擠注5 m3助溶劑。以小于1 m3/min的排量注入30 m3的滑溜水作為頂替液,然后以小于1 m3/min的排量注入0.4 m3滑溜水頂替液,連續(xù)頂替7次,每次頂替時間間隔0.5 h,累積頂替量32.8 m3。

浸泡橋塞施工結束,開始進行大排量洗井。首先泵注滑溜水,提排量至14.25 m3/min,轉(zhuǎn)注線性膠100 m3,油管壓力65.2 MPa;保持排量,再次泵注滑溜水100 m3,完成大排量洗井作業(yè),共計注入滑溜水251 m3,線性膠100 m3,見圖4中第一階段。

投球完畢,開始起泵送球,排量提至3 m3/min,送球到位,壓力由33.4升至46.8 MPa,判斷球入座。排量穩(wěn)定在3 m3/min,壓力穩(wěn)定,由于橋塞上方未射孔,故判斷橋塞已解封,見圖4中第二階段。提高排量沖洗,推動橋塞前行。提排量過程中有兩次壓力降,可能是橋塞前行過程中,有橋塞溶解部分脫落、或者球從中心孔脫出。繼續(xù)提排量到14.25 m3/min,壓力穩(wěn)定在57.2 MPa,較投球前排量14.25 m3/min時,降低8 MPa。用滑溜水大排量沖洗151 m3后停泵,完成本次作業(yè),見圖4中第三階段。

圖4 大排量洗井及橋塞驗封施工曲線

推送橋塞施工完成后,下射孔槍串連Φ88 mm可溶橋塞入井,槍串下至2 850 m開始泵送;泵送到位后橋塞點火座封,張力變化明顯,在設計位置3 380 m處完成座封。三簇射孔完成,工具串起出井口,檢查發(fā)射率100%。

第26段橋塞設計位置3 330 m,由于第25段壓裂造成原3 262.9 m處套變范圍擴大至3 262.2 m處。采取橋塞原地座封解卡,座封位置3 262.17 m,換Φ88 mm(內(nèi)徑30 mm)橋塞入井。將最后2段合并,調(diào)整分段為3 262.17～3182 m,射孔段為3 224～3 195 m,完成本井壓裂。

4 處理后效果

本井共施工26段,累積注入井筒總凈液量55 179.85 m3,累計注入支撐劑4 138.72 t,其中70/140目石英砂891.83 t,70/140目陶粒272.53 t,40/70目陶粒2 974.36 t,注酸305.14 m3,泵壓32～90 MPa,排量11.3～14.6 m3/min。一般施工排量7.5～14.5 m3/min,最高施工排量達到15 m3/min。前5段施工壓力較高,89～97 MPa,排量控制在10 m3/min以內(nèi),后續(xù)各段施工壓力降至80 MPa以下,排量提高至14.5 m3/min。施工過程中分別采用外徑103 mm(以10、14、17 段為例)、98 mm(以 20、21 段為例)、88 mm(以19、25、26 段為例)的可溶橋塞,由施工壓力對比可知,三種外徑的可溶橋塞坐封效果好,沒有壓力泄露現(xiàn)象發(fā)生。

壓裂施工完畢后燜井10 d,開井排液,井口壓力由15.05 MPa下降至5.42 MPa,后續(xù)分別裝3、4、5 mm油嘴放噴排液7 d后關井。用50.8 mm連續(xù)油管底帶Φ90 mm×0.275 m磨鞋鉆磨可溶橋塞通井至4 541 m 后磨銑無進尺,依次用5、6、7、8 mm 油嘴放噴排液,套壓由16.38 MPa上升至21.05 MPa。為減小天然氣浪費,后換成5 mm油嘴控制放噴排液。累積排液6 976.08 m3,返排率12.90%,累積放空氣量145.876 9×104m3,瞬時氣量達14.233 7×104m3/d。

5 結 論

(1)通過螞蟻體追蹤裂縫位置和測井結果可以判斷,套管變形易發(fā)生于天然裂縫處及鄰近天然裂縫地帶。體積壓裂的大液量、大排量施工方式容易溝通天然裂縫,造成地層滑移對套管剪切、擠壓,造成套管變形。

(2)利用可溶橋塞緩蝕助溶劑成功處理可溶橋塞的技術在四川頁巖氣市場尚屬首例,節(jié)省了連續(xù)油管鉆塞的成本與時間。通過現(xiàn)場實踐,小直徑可溶橋塞承壓能力好,能夠滿足套變井施工需要。