連續(xù)油管技術(shù)在定向多層合采井找水、堵水中的應(yīng)用研究

鐘寶庫

（中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司，上海 200335）

氣井堵水是治理氣井出水問題的有效方法，而氣井堵水成功的關(guān)鍵在于能否精確找到出水層位。多層合采井出水層位不確定，以三層合采井為例，出水層位可能為上層、中層，也可能為下層。目前最常用的找水方式是采用鋼絲/電纜測(cè)試方式。對(duì)于定向多層合采井或水平井，鋼絲/電纜測(cè)試方法存在明顯的缺陷[1-2]，使用效果較差。主要存在兩方面的問題，首先鋼絲/電纜在下行的過程中容易受到井斜角的影響，在大斜度井或者水平井無法依靠自身重力維持下入；其次，對(duì)于多層合采井，產(chǎn)層一般都在油管引鞋之下，鋼絲/電纜作業(yè)在回收測(cè)試工具串時(shí)，由于井斜角影響，在引鞋位置容易造成鋼絲工具串遇卡無法回收（圖1）。

圖 1 鋼絲/電纜測(cè)試工具在定向井中出油管引鞋示意圖Fig. 1 Schematic diagram of steel wire/cable test tool in directional well

本文介紹的找堵水工藝，是利用連續(xù)油管下入到水平段或者多層合采井段，配合化學(xué)暫堵技術(shù)，向地層可能出水的層位擠注暫堵劑，并通過計(jì)量對(duì)比產(chǎn)量變化數(shù)據(jù)，以此來判斷出水層位。連續(xù)油管技術(shù)具有強(qiáng)度高、可循環(huán)以及在水平井作業(yè)能力等特點(diǎn)[3-6]，可解決鋼絲/電纜工藝無法進(jìn)入水平段完成測(cè)試找水的問題，并可規(guī)避出油管管鞋后無法安全回收的問題，同時(shí)連續(xù)油管作業(yè)技術(shù)相對(duì)修井作業(yè)可大幅降低作業(yè)成本，提高時(shí)效。海上平臺(tái)實(shí)施各類型作業(yè)成本及工期詳見表1。

表 1 海上平臺(tái)實(shí)施各類型作業(yè)成本及時(shí)效對(duì)照表Table 1 Comparison table of operation cost and time effectiveness of offshore platform

1 連續(xù)油管暫堵找水工藝

1.1 目標(biāo)井油藏基本特征

目標(biāo)井位于海上某油田，產(chǎn)層中深在2 500～3 000 m之間，儲(chǔ)層溫度110～120 ℃之間，儲(chǔ)層壓力30 MPa左右，壓力系數(shù)1.0～1.1，屬于常溫常壓儲(chǔ)層。

1.2 基本工藝原理

將連續(xù)油管下至產(chǎn)層深度，配合擠注暫堵體系，對(duì)可能的出水層位實(shí)施暫堵，同時(shí)通過地面測(cè)試分離器計(jì)量產(chǎn)層暫堵后的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，判斷出水層位。

1.3 配套暫堵體系

配套使用的暫堵劑需滿足流動(dòng)性好，黏度低，耐高溫高壓以及對(duì)儲(chǔ)層傷害小等要求，同時(shí)需要成膠和破膠時(shí)間可控。本文討論的GTA-WCF暫堵劑，主要由輕質(zhì)低分子樹脂材料為骨架，可降解酯類物質(zhì)為交聯(lián)劑所構(gòu)成。GTA-WCF具有良好的觸變性，在120 ℃高溫下，可保持一定時(shí)間的強(qiáng)度。在實(shí)驗(yàn)條件下（實(shí)驗(yàn)溫度120 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力30 MPa，高溫高壓釜中進(jìn)行）進(jìn)行巖心滲透率傷害測(cè)試[7]。從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)來看GTA-ACP暫堵劑對(duì)儲(chǔ)層傷害較小，具體數(shù)據(jù)見表2。同時(shí)GTA-WCF成膠時(shí)間不大于10 h，滿足連續(xù)油管注入時(shí)間要求，自動(dòng)破膠時(shí)間可調(diào)，也可注入解堵劑強(qiáng)制破膠，破膠后可隨著生產(chǎn)返排出井筒。

1.4 連續(xù)油管找水技術(shù)

以三層合采井為例，如圖2所示，首先依據(jù)動(dòng)態(tài)分析判斷出水層位，對(duì)其實(shí)施暫堵，同時(shí)對(duì)比封堵后的產(chǎn)量變化數(shù)據(jù)。

針對(duì)產(chǎn)水層位不明確的井，工藝上優(yōu)先選擇暫堵施工相對(duì)簡(jiǎn)單的層位。以三層合采井為例，對(duì)下層系實(shí)施暫堵工序最簡(jiǎn)單可靠。如圖3所示，連續(xù)油管直接下至下層系，擠注暫堵劑對(duì)X3層實(shí)施暫堵。待暫堵劑固化后，開井計(jì)量生產(chǎn)，若產(chǎn)水量減少，則X3層為主要產(chǎn)水層；若產(chǎn)水量變化不大，主要產(chǎn)水層可能為X1層或X2層。

表 2 GTA-WCF暫堵劑破膠后對(duì)巖心滲透率的傷害及恢復(fù)數(shù)據(jù)表Table 2 Data of damage to core permeability and recovery by GTA-WCP temporary plugging agent

圖 2 三層合采井管柱示意圖Fig. 2 Three layers commingled wells string diagram

圖 3 暫堵下層系工藝示意圖Fig. 3 Schematic diagram of temporary plugging of lower layer

在排除下層系X3層為主要產(chǎn)水層位后，可進(jìn)一步對(duì)X1、X2層實(shí)施判斷。連續(xù)油管下至X2層頂部，擠注暫堵劑，對(duì)X2、X3層實(shí)施暫堵，如圖4所示，待固化后開井生產(chǎn)X1層，若產(chǎn)水量降低，則證明X2層為主要產(chǎn)水層；若產(chǎn)水量變化不大，則證明X1層為主要產(chǎn)水層。

圖 4 暫堵中、下層系工藝示意圖Fig. 4 Schematic diagram of temporary plugging of middle and lower layer

該找水方法適合合采層系相對(duì)較少的井，對(duì)于合采層系較多的井，施工工序較為復(fù)雜，周期較長(zhǎng)。當(dāng)合采層系為2層時(shí)，只需要對(duì)下層系實(shí)施一次暫堵即可判斷出主要產(chǎn)水層位，找水準(zhǔn)確率更高。

2 連續(xù)油管堵水工藝

在不動(dòng)生產(chǎn)管柱前提下，籠統(tǒng)注入堵劑，依靠堵劑本身的選擇性對(duì)出水層位實(shí)施封堵在一定程度上會(huì)取得封堵效果。其原理是由于氣井各層之間滲透率存在差異，出水層的滲透率相對(duì)較高，層段吸水啟動(dòng)壓力低，而低滲透率層的吸水啟動(dòng)壓力相對(duì)較高。因此傳統(tǒng)意義上的籠統(tǒng)性注入堵劑堵水的方式利用了這一原理，堵劑進(jìn)入地層后優(yōu)先進(jìn)入高滲透低阻力的出水層，從而降低對(duì)低滲透產(chǎn)氣層的傷害率[8]。然而這種受施工壓力、排量、地層本身因素等條件影響，不可避免會(huì)對(duì)產(chǎn)層造成一定程度的傷害。

2.1 工藝原理及優(yōu)勢(shì)

利用連續(xù)油管技術(shù)對(duì)出水層位實(shí)施封堵的方法優(yōu)勢(shì)明顯，可將連續(xù)油管直接下至出水層位，實(shí)施定點(diǎn)封堵，提高封堵準(zhǔn)確率；同時(shí)針對(duì)籠統(tǒng)堵水容易造成非目的層污染的問題，配合暫堵技術(shù)，對(duì)非出水層位擠注暫堵劑實(shí)施保護(hù)，從而避免遭到堵劑的永久性傷害[9-10]。

2.2 堵劑選擇

海上氣田實(shí)施不動(dòng)管柱堵水作業(yè)，考慮到物料運(yùn)輸困難、平臺(tái)空間局限等限制因素，對(duì)堵劑的相關(guān)性能要求相對(duì)較高，配液工序簡(jiǎn)單，適合海上平臺(tái)操作。此外，堵劑在流動(dòng)狀態(tài)下黏度低，滿足“注得進(jìn)”，易于進(jìn)入地層深部實(shí)現(xiàn)深部封堵；同時(shí)還要滿足強(qiáng)度高、封堵穩(wěn)定性好、耐溫耐鹽性好等條件。

目前常用的堵劑基本分為兩大類，有機(jī)堵劑和無機(jī)堵劑。有機(jī)堵劑為高分子材料，相對(duì)來說密度低、黏度高、耐溫耐壓性較差、長(zhǎng)期穩(wěn)定性也較差；無機(jī)堵劑密度高、黏度低、流變性好，同時(shí)相對(duì)于有機(jī)堵劑耐溫耐壓性較好，進(jìn)入地層后可長(zhǎng)期有效。

根據(jù)堵劑的不同性能，有機(jī)堵劑在進(jìn)入地層后與地層黏結(jié)性較好，易留在地層內(nèi)。而無機(jī)堵劑進(jìn)入地層后的流動(dòng)性較差，封堵半徑有限，且不易與地層顆粒黏結(jié)。因此在封堵下層系時(shí)，建議選擇無機(jī)堵劑，形成塞面，封堵長(zhǎng)期穩(wěn)定性好；而封堵上層系時(shí)，建議使用有機(jī)堵劑，對(duì)射孔炮眼實(shí)施封堵，不形成化學(xué)橋塞，以避免影響下層系的正常生產(chǎn)。

2.3 堵水工藝

以三層合采井為例，當(dāng)出水層位為下層系時(shí)，選用無機(jī)堵劑，形成塞面至射孔炮眼以上位置，如圖5所示，封堵有效期長(zhǎng)，效果較好。

當(dāng)出水層位在中層系或者上層系時(shí)（圖6），封堵前首先應(yīng)對(duì)下層系實(shí)施暫堵保護(hù)，防止后期擠注堵劑時(shí)，在重力作用下進(jìn)入下層系，造成永久性傷害。其后利用連續(xù)油管下至出水層位，擠注有機(jī)堵劑實(shí)施封堵。封堵中層系時(shí)，為保護(hù)上層系不受污染，需綜合考慮連續(xù)油管內(nèi)容積，套管容積、封堵半徑、以及地面泵注設(shè)備的管線消耗、排代量等因素，精確計(jì)算堵劑用量。同時(shí)要求中、上兩層的射孔層位距離在30 m以上，以保證堵劑形成塞面后不會(huì)高過上層系射孔段下深。堵劑擠注過程需控制擠注速度，在控制壓力的前提下盡量提高擠注速率[11]。堵劑擠注結(jié)束后，從連續(xù)油管注入后置液，將套管內(nèi)剩余堵劑循環(huán)出井筒，此時(shí)進(jìn)入射孔炮眼的有機(jī)堵劑與地層巖石黏結(jié)，形成炮眼的有效封堵。暫堵劑自動(dòng)破膠以后，開井恢復(fù)生產(chǎn)，將殘留液帶出井筒外。

圖 5 封堵下層系管柱示意圖Fig. 5 Schematic diagram of plugging lower layer String

3 應(yīng)用實(shí)例

3.1 基本井況

海上某氣井于2011年6月投產(chǎn)，采用2-7/8″油管完井，三層合采，措施前日產(chǎn)氣3×104m3，日產(chǎn)水85 m3，出水層位不明確。2016年12月利用連續(xù)油管技術(shù)開展了找水、堵水作業(yè)。

3.2 現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)程序

（1）采用1.75″連續(xù)油管設(shè)備，進(jìn)行設(shè)備連接調(diào)試，配置暫堵劑；

（2）試擠注清水，測(cè)試地層吸水量；

（3）對(duì)下層系H8層實(shí)施暫堵，泵注排量0.2 L/min，泵壓25 MPa；

（4）開井放噴生產(chǎn)，計(jì)量產(chǎn)出：產(chǎn)氣2.8×104m3/d，產(chǎn)水量基本不變，判斷下層系為非主要產(chǎn)水層；

（5）對(duì)中、下層系實(shí)施暫堵，泵注排量0.2 L/min，泵壓25 MPa；

（6）開井生產(chǎn)，產(chǎn)氣量2.0×104m3/d，產(chǎn)水量70 m3/d，判斷上層系為主要產(chǎn)水層；

（7）配置堵劑，連續(xù)油管下至上層系底部，擠注堵劑，泵注排量0.2 L/min，泵壓28 MPa；

（8）頂替完井液，將井筒內(nèi)的堵劑返排出井筒外，候凝10 h；

圖 6 封堵上層系及中層系管柱示意圖Fig. 6 Schematic diagram of plugging top and middle layer String

（9）暫堵劑自動(dòng)破膠后，開井放噴生產(chǎn)，計(jì)量產(chǎn)量。

3.3 效果評(píng)價(jià)

措施結(jié)束后，經(jīng)開井重新計(jì)量生產(chǎn)，封堵效果良好，該氣井日產(chǎn)氣2.2×104m3，日產(chǎn)水降至20 m3（圖7），大大降低了氣井停噴風(fēng)險(xiǎn)，延長(zhǎng)了自噴生產(chǎn)周期。

圖 7 某氣井措施后生產(chǎn)曲線Fig. 7 Production curve of a gas well after treatment

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）利用連續(xù)油管技術(shù)配合暫堵工藝可實(shí)現(xiàn)在大斜度多層合采井完成找水作業(yè)的目的，解決了鋼絲/電纜工藝無法進(jìn)入水平段完成測(cè)試找水的問題，并可規(guī)避出油管管鞋后無法安全回收的作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)。

（2）多層合采井實(shí)施堵水，配合暫堵技術(shù)，可有效保護(hù)主力產(chǎn)層在堵水過程中免受污染。

（3）連續(xù)油管化學(xué)堵水作為一種新型的施工方式，成本低，定點(diǎn)封堵效果好，能有效改善氣井生產(chǎn)狀況，將成為不動(dòng)管柱堵水工藝的重要技術(shù)手段。