深層頁(yè)巖氣井壓后井筒堵塞解除技術(shù)
——以WY23-1HF井為例

王孝剛，史雪枝，朱 敏

（中國(guó)石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川德陽(yáng)618000）

頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，套變和地層返出物堵塞是影響頁(yè)巖氣壓后長(zhǎng)期生產(chǎn)的主要原因[1-4]。為了防止頁(yè)巖氣井改造丟段，常規(guī)做法是優(yōu)選套管[5-7]，優(yōu)化鉆完改工藝[8-10]，盡量減少套變發(fā)生。對(duì)于已套變井的井筒處理，鄭瑞等[11]介紹了采用套管整形工具,成功鉆磨剩余橋塞的案例，馬駿驥[12]、袁濤[13]、魏佳等[14]、胡尊敬[15]提出了連續(xù)油管進(jìn)行頁(yè)巖氣沖砂、解堵等井筒處理措施。在頁(yè)巖氣水平井井筒清潔等方面，張華禮等[16]通過(guò)研發(fā)針對(duì)大通徑橋塞處理的套磨打撈一體化工具、優(yōu)化沖洗液等措施進(jìn)行井筒沖洗與鉆磨；楊小城等[17]和王林等[18]研發(fā)了可降解橋塞；陳海力等[19]推薦采用免鉆大通徑橋塞進(jìn)行分段施工；胡英才等[20]研制的快鉆電纜橋塞，降低了后期施工作業(yè)難度。然而，對(duì)于頁(yè)巖氣井筒套變、堵塞、多種橋塞并存的復(fù)雜井況，單一處理方式難以實(shí)現(xiàn)有效解堵，需要探索新的解決思路。通過(guò)WY23-1HF 井井筒堵塞原因分析及復(fù)產(chǎn)技術(shù)實(shí)踐，為類(lèi)似的頁(yè)巖氣井提供借鑒。

1 WY23-1HF井基本情況

威榮頁(yè)巖氣田是中國(guó)石化繼焦石壩頁(yè)巖氣田之后發(fā)現(xiàn)的又一大型頁(yè)巖氣田。中國(guó)石化西南油氣分公司于2014年開(kāi)始川南海相頁(yè)巖氣勘探工作，在威遠(yuǎn)—榮縣區(qū)塊部署實(shí)施了第一口頁(yè)巖氣井——WY1HF 井，目的層位為志留系龍馬溪組，直導(dǎo)眼完鉆井深4 788 m。在目的層龍一段鉆遇的優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚度為49.5 m，實(shí)施水平段長(zhǎng)1 005 m的水平井，經(jīng)過(guò)16段壓裂改造，在井口壓力為26.2 MPa時(shí)，測(cè)試獲天然氣產(chǎn)量17.2×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了盆內(nèi)負(fù)向構(gòu)造帶深層頁(yè)巖氣的重大突破。

自2016年以來(lái)，先期實(shí)施完成了5臺(tái)5井，其中，WY23-1HF 井完鉆層位為志留系龍馬溪組，地層溫度約135 ℃，地壓梯度為1.9 MPa/hm，φ215.90 mm井眼完鉆，套管完井。完鉆井深5 555 m，水平段長(zhǎng)1 500.54 m。采用三開(kāi)制井身結(jié)構(gòu)，造斜點(diǎn)：3 490 m；A 靶點(diǎn)：4 054.46 m/3 838.60 m（斜深/垂深）；B 靶點(diǎn)：5 329.38 m/3 824.88 m（斜深/垂深）。油層套管全井采用φ139.7 mm×12.7 mm 125V 型氣密扣套管，抗內(nèi)壓強(qiáng)度為137 MPa，抗外擠強(qiáng)度為156.7 MPa。三開(kāi)φ139.7 mm 套管固井質(zhì)量總體較差，壓裂層段4 000～5 508.15 m，第一界面和第二界面固井質(zhì)量差的井段長(zhǎng)度分別為1 087.3 m 和1 035.8 m，合格率分別為24.1%和27.7%。WY23-1HF 井鉆遇地層上部為灰綠色頁(yè)巖，中部為深灰色頁(yè)巖，下部為灰黑色、黑色頁(yè)巖。在鉆井施工過(guò)程中，為減少漏失和坍塌等復(fù)雜情況，加強(qiáng)水平段巖屑的攜帶防止巖屑床的形成，造斜段和水平段采用油基鉆井液體系（密度為1.9～1.95 g/cm3）。該井測(cè)井解釋評(píng)價(jià)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層共6 層（1 677.2 m），其中，Ⅰ類(lèi)頁(yè)巖氣層3 層（1 348.3 m），Ⅱ類(lèi)頁(yè)巖氣層2 層（259.5 m），Ⅲ類(lèi)頁(yè)巖氣層1 層（69.4 m）。氣體組分以甲烷為主，占96 %～98 %，氮?dú)庹?.46 %～2.40 %，二氧化碳占0.2%～1.2%，不含硫化氫。

WY23-1HF井在工程上先后經(jīng)歷了改造過(guò)程的套變、丟段，生產(chǎn)過(guò)程中受鄰井壓裂影響而發(fā)生井筒堵塞，實(shí)施氣舉、頂通的復(fù)產(chǎn)措施等情況，于2017年6月壓裂施工，歷時(shí)37 d，完成20 段壓裂。該井采用泵送橋塞分段改造工藝，井口選擇140 MPa 實(shí)施超高壓施工，進(jìn)行了20 段45 簇分段壓裂，最高泵壓為120 MPa，最高排量為20 m3/min，總液量為48 020 m3、陶粒為1 428.15 m3。WY23-1HF井壓裂施工中，在第3段、第13段、第19段發(fā)生套變（表1），遇阻位置分別為4 997.5，4 493，4 159，4 148 m，造成3段5簇丟段。

表1 WY23-1HF井套變位置的變形量統(tǒng)計(jì)Table 1 Casing deformation rate of Well-WY23-1HF

WY23-1HF井于2017年10月完成測(cè)試，在井口壓力為35.4 MPa時(shí)，測(cè)試獲天然氣產(chǎn)量26×104m3/d，WY23-1HF 井于2017年12月6日開(kāi)始正式管輸試采，在配產(chǎn)6×104m3/d 條件下，生產(chǎn)穩(wěn)定。2019年7月，受同平臺(tái)鄰井壓裂影響，發(fā)生井筒堵塞無(wú)法重新開(kāi)井生產(chǎn)。2019年11月，該井成功實(shí)施了井筒解堵，復(fù)產(chǎn)作業(yè)至今。

2 WY23-1HF井筒堵塞原因分析

WY23平臺(tái)采用1臺(tái)6井模式，其中，WY23-1HF井、23-2HF 井、23-6HF 井位于WY23 平臺(tái)的同側(cè)，WY23-1HF 井與WY23-2HF 井水平距離為378 m，WY23-1HF 井與WY23-6HF 井水平距離為435 m。井區(qū)周?chē)⒘芽p高度發(fā)育，其中，高滲條帶橫跨WY23-1HF和WY23-2HF井（圖1）。

圖1 WY23-1HF井井位部署Fig.1 Location deployment of Well-WY23-1HF

2019年7月12 日WY23-2HF 和WY23-6HF 井開(kāi)始?jí)毫押?，WY23-1HF 井的產(chǎn)氣量呈現(xiàn)劇烈線性遞減趨勢(shì)，從1 800 m3/h下降到900 m3/h。7月15日，WY23-1HF 井的產(chǎn)氣量從900 m3/h 陡降到300 m3/h（圖2）。8月2日12點(diǎn)，油套壓劇增2.5 MPa，結(jié)合微地震監(jiān)測(cè)情況發(fā)現(xiàn)，WY23-1HF井前期壓裂改造縫網(wǎng)覆蓋WY23-2HF井，判定鄰井WY23-2HF井壓竄，導(dǎo)致壓裂液進(jìn)入WY23-1HF井，現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行了3次氮?dú)鈿馀e和2次油套連通機(jī)動(dòng)解堵，判斷油套連通，下部井段存在堵塞，放噴口產(chǎn)出黑液，且固相砂粒為地層返吐物。

圖2 WY23-2HF井和23-6HF井壓裂期間WY23-1HF井的產(chǎn)氣量變化曲線Fig.2 Gas production curve of WY23-1HF during fracturing of adjacent wells

3 解堵復(fù)產(chǎn)方案及實(shí)施情況

連續(xù)油管在頁(yè)巖氣井鉆掃橋塞、沖砂解堵、落物打撈等作業(yè)中得到應(yīng)用[1-2]。前期，針對(duì)中國(guó)石化頁(yè)巖氣區(qū)，在YY5-1HF井成功進(jìn)行了連油過(guò)橋塞解堵作業(yè)（橋塞最大外徑為109.55 mm，通徑為76.2 mm），對(duì)YY7HF、YY4-1HF等多口可溶橋塞分段井進(jìn)行了連油通井作業(yè)，因此，連續(xù)油管解堵技術(shù)相對(duì)成熟。然而，與使用單一類(lèi)型橋塞不同，WY23-1HF井可溶橋塞與大通徑橋塞混合使用，共使用橋塞19 只，其中，大通徑橋塞7 只（非易鉆橋塞）、可溶橋塞12 只，可溶橋塞與大通徑橋塞混合使用。橋塞從上到下的使用情況為：第19號(hào)至第12號(hào)為可溶橋塞，第11號(hào)至第7號(hào)為大通徑橋塞，第6號(hào)至第2號(hào)為可溶橋塞，第1號(hào)為大通徑橋塞，生產(chǎn)期間未進(jìn)行通井解堵作業(yè)。

根據(jù)前期認(rèn)識(shí)，可溶橋塞在壓后返排期間均不同程度地存在井筒堵塞造成的排液困難，而WY23-1HF 井水平段軌跡存在上翹14 m 的情況，長(zhǎng)時(shí)間生產(chǎn)不能確保可溶橋塞溶解粉末和非金屬不溶物完全排出井筒，因此，在鄰井壓裂液進(jìn)入本井后，存在鎂鋁合金殘留物、地層返吐物、卡瓦牙等橋塞不溶物在井筒內(nèi)，尤其是變徑部位的混合堵塞，以及中上部套管發(fā)生套變、橋塞混合使用等復(fù)雜情況，連油作業(yè)施工風(fēng)險(xiǎn)高。同時(shí)，連續(xù)油管內(nèi)徑小，沖洗排量受限，攜砂效果差，容易在變徑位置積砂，造成連油下入困難。因此，選擇油管作為大通徑橋塞以上解堵作業(yè)管柱，油管磨銑通井制定如下作業(yè)程序：①采用沖洗頭探塞面、沖砂，循環(huán)脫氣并壓井至平穩(wěn)；②連接螺桿馬達(dá)帶磨鞋（或鉆頭）的管柱進(jìn)行通掃或鉆磨；③根據(jù)進(jìn)尺和鉆頭磨損情況加工套銑筒，進(jìn)行鉆掃—打撈一體化作業(yè)，進(jìn)而處理大通徑橋塞上部井段；④替噴測(cè)試后，決定連油過(guò)橋塞解堵。

由于長(zhǎng)期生產(chǎn)后存在壓力虧空，堵塞發(fā)生時(shí)關(guān)井壓力為0 MPa，無(wú)法折算井底壓力，若壓井泥漿密度過(guò)高可能造成產(chǎn)層污染，而采用清水或低密度壓井液進(jìn)行鉆磨解堵，解堵瞬間易出現(xiàn)底部壓力釋放造成井控風(fēng)險(xiǎn)。因此，制定的解堵方案為：壓返液條件下采用φ73 mm油管沖洗、鉆磨、打撈相結(jié)合的方式，處理11 號(hào)大通徑橋塞以上井筒；在管柱上及井口處分別安裝內(nèi)防噴工具，一旦出現(xiàn)溢流，立即采取關(guān)閉防噴器、搶接防噴工具等井控措施，并進(jìn)行應(yīng)急壓井。

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施過(guò)程采用的管柱組合：φ73 mm×5.51 mm P110NU 油管+單流閥+筆尖，井深3 740.44 m 時(shí)探得砂面，沖砂至井深3 770.02 m 無(wú)進(jìn)尺，沖砂期間出口返出大量巖屑約50 kg（龍馬組灰褐色頁(yè)巖），直徑約0.5～3 cm，且噴口多次出現(xiàn)較大噴勢(shì)，證實(shí)為地層垮塌巖屑進(jìn)入井筒造成井筒堵塞，并在下部產(chǎn)層內(nèi)形成圈閉氣層。若繼續(xù)采用壓返液進(jìn)行沖砂或鉆磨解堵，則存在較大的井控及管柱卡埋的風(fēng)險(xiǎn)，因此，將井內(nèi)壓返液替換為泥漿壓井平穩(wěn)后起出油管作業(yè)管柱。根據(jù)鉆磨進(jìn)尺和返出物情況，多次優(yōu)化鉆掃管柱，先采用φ89 mm 合金齒短套銑筒進(jìn)行處理，由于套銑過(guò)程中頻繁出現(xiàn)蹩鉆現(xiàn)象（鉆壓為5 kN，轉(zhuǎn)盤(pán)轉(zhuǎn)速為20 r/min），反復(fù)上提下放多次（上提時(shí)有掛卡現(xiàn)象），開(kāi)動(dòng)轉(zhuǎn)盤(pán)扭矩較大，多次套銑無(wú)進(jìn)尺，難以有效通過(guò)遇阻點(diǎn)，于是更換φ60.32 mm 鉆桿帶3 種磨鞋（平底、領(lǐng)眼、西瓜皮）配合鉛模打印模式進(jìn)行調(diào)整，最后控制鉆壓為10～20 kN，轉(zhuǎn)速為35～40 r/min，排量為0.35 m3/min，泵壓為26～27 MPa，在保證進(jìn)出口泥漿密度一致的條件下，使用三翼刮刀鉆頭管柱組合（φ89 mm×0.3 m 三翼刮刀+φ89 mm×1.93 m 短鉆鋌+φ60.3 mm×7.11 mmG105 鉆桿+φ73 mm×9.19 mm G105鉆桿）進(jìn)行鉆掃作業(yè)，使WY23-1HF成功復(fù)產(chǎn)。

該井需解除可溶橋塞、非易鉆橋塞、地層返出物混合堵塞情況，為提高處理能力、降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，采用修井機(jī)配合，壓井泥漿下沖洗管柱、刮刀鉆頭鉆磨相結(jié)合，成功實(shí)現(xiàn)復(fù)產(chǎn)，對(duì)類(lèi)似的頁(yè)巖氣井堵塞處理具有借鑒意義。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）地層垮塌，巖屑進(jìn)入井筒造成WY23-1HF井井筒堵塞而停產(chǎn)，采用鉆桿帶鉆頭（或磨鞋）的管柱組合進(jìn)行鉆掃作業(yè)能夠成功復(fù)產(chǎn)，對(duì)于此類(lèi)堵塞嚴(yán)重井具有借鑒意義。

2）WY23-1HF井所屬區(qū)塊套變問(wèn)題突出，可溶橋塞的不溶物和大通徑橋塞的通徑限制加大了井筒堵塞后的處理難度。另外，由于井內(nèi)變徑多、軌跡上翹等因素，后期仍存在再次堵塞的可能。因此，同一口井應(yīng)避免混合使用不同類(lèi)型的橋塞。