安岳氣田易漏儲(chǔ)層高效完井投產(chǎn)技術(shù)研究及應(yīng)用

黃 船,李 杲,張國(guó)洪

1中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司試修公司 2中國(guó)石油西南油氣田工程項(xiàng)目造價(jià)管理中心

0 引言

裂縫—孔洞型儲(chǔ)層是縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層的主要類(lèi)型，該類(lèi)儲(chǔ)層裂縫、孔洞發(fā)育,非均質(zhì)強(qiáng),鉆完井期間極易發(fā)生漏失，若漏失控制不及時(shí),鉆完井液會(huì)在縫洞系統(tǒng)中傳遞、延伸到儲(chǔ)層深處，形成更為嚴(yán)重的惡性漏失，處理難度非常大[1]，是勘探開(kāi)發(fā)中面臨的一個(gè)典型難題。以安岳氣田燈影組為例，燈影組儲(chǔ)層產(chǎn)量高，含H2S[2-3]，長(zhǎng)裸眼水平段儲(chǔ)層漏失量達(dá)幾千方甚至上萬(wàn)方，試油期間井控風(fēng)險(xiǎn)大，若依靠建立液體暫堵屏障實(shí)現(xiàn)井筒內(nèi)壓力平衡，技術(shù)要求高，實(shí)施難度大，安全完井投產(chǎn)目的難以實(shí)現(xiàn)。

本文提出了一種針對(duì)易漏儲(chǔ)層的高效完井投產(chǎn)新方法，通過(guò)結(jié)合鉆井中精細(xì)控壓參數(shù)，制定精確的吊灌措施，安全高效下入一趟暫堵管柱，快速建立機(jī)械暫堵屏障，不需依靠液體反復(fù)封堵地層，在實(shí)現(xiàn)易漏儲(chǔ)層暫堵的條件下，再二次回插封隔器實(shí)現(xiàn)完井。該方法既縮短了易漏儲(chǔ)層下管柱期間的高風(fēng)險(xiǎn)作業(yè)時(shí)間，又保護(hù)了油氣儲(chǔ)層，達(dá)到了快速安全完井投產(chǎn)目的。

1 燈影組易漏儲(chǔ)層特征和對(duì)完井作業(yè)影響分析

四川盆地安岳氣田震旦系燈影組儲(chǔ)層是有利的天然氣富集帶[4-5]，主要集中在燈二和燈四段，孔隙度主要分布在3%～5%之間，平均為4.32%，滲透率介于0.01～10 mD之間，儲(chǔ)集類(lèi)型為裂縫—孔洞型和孔隙(洞)型，非均質(zhì)性強(qiáng)。燈影組儲(chǔ)層溫度在140～160 ℃之間，地層壓力系數(shù)在1.05～1.14之間，屬高溫、常壓氣藏。儲(chǔ)層溶洞主要有4種：孔隙性溶洞、裂縫性溶洞、礫間洞、殘余“葡萄花邊”洞。除殘余“葡萄花邊”洞連通性相對(duì)較差，其余3種溶洞極為發(fā)育，連通性較好[6]?？p洞發(fā)育特征導(dǎo)致鉆井期間鉆井液漏失量大，若儲(chǔ)層鉆獲高產(chǎn)天然氣，還會(huì)疊加測(cè)試期間地層放空影響，對(duì)完井作業(yè)帶來(lái)影響。據(jù)統(tǒng)計(jì)，安岳氣田燈影組水平裸眼段在鉆井和試油期間最高漏失量達(dá)11 167.3 m3，見(jiàn)表1。

表1 安岳氣田部分井鉆完井期間漏失量及產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)

儲(chǔ)層易漏特征對(duì)完井投產(chǎn)作業(yè)帶來(lái)的影響主要體現(xiàn)在：

(1)燈影組易漏失長(zhǎng)水平裸眼段段長(zhǎng)在700～1 300 m之間，選擇尾管完井,固井質(zhì)量難以保證，且對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)能影響較大；采用襯管完井或裸眼完井，在下入完井管柱前儲(chǔ)層暴露，封隔器坐封之前井漏對(duì)作業(yè)影響較大。

(2)易漏失長(zhǎng)水平裸眼段導(dǎo)致井筒難以建立靜態(tài)水力平衡，無(wú)法提供一個(gè)安全作業(yè)的完井井筒環(huán)境，若采用液體實(shí)現(xiàn)屏蔽暫堵技術(shù)難度高，耗費(fèi)巨大[7]。

(3)完井管柱下鉆期間液面通常維持在井口200～500 m以下，井控風(fēng)險(xiǎn)大，尤其是壓力窗口窄的情況[8-9]，環(huán)空液面控制不好，吊灌量不準(zhǔn)確，隨時(shí)可能導(dǎo)致漏速加快，漏噴轉(zhuǎn)化，受管柱結(jié)構(gòu)限制，發(fā)生復(fù)雜或險(xiǎn)情后處理起來(lái)極為困難。

(4)完井管柱需做氣密封檢測(cè)，為保護(hù)封隔器膠筒和避免激動(dòng)壓力造成地層漏速加快，需控制下鉆速度，兩者因素疊加后，單根下入時(shí)間由1 min變?yōu)?0 min，下鉆周期在3 d以上，井筒長(zhǎng)時(shí)間處于高風(fēng)險(xiǎn)狀態(tài)。

(5)管柱到位后無(wú)法準(zhǔn)確掌握環(huán)空保護(hù)液替入量，替液期間大量環(huán)空保護(hù)液漏入地層，極端情況“有進(jìn)無(wú)出”，后期投產(chǎn)無(wú)法對(duì)環(huán)空形成有效保護(hù)。

2 易漏儲(chǔ)層高效完井投產(chǎn)技術(shù)

西南油氣田2014～2020年已在高石梯累計(jì)開(kāi)展近170井次精細(xì)控壓鉆井技術(shù)應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)了窄密度窗口、多壓力系統(tǒng)條件下的安全鉆進(jìn)[10]，針對(duì)上述完井難題，在不對(duì)地層進(jìn)行液體暫堵屏蔽的前提下，基于前期精細(xì)控壓鉆進(jìn)過(guò)程中對(duì)壓力窗口的認(rèn)識(shí)，精確制定井底回壓控制措施，利用精細(xì)控壓設(shè)備對(duì)環(huán)空液面監(jiān)測(cè)和自動(dòng)灌漿，保障完井管柱的安全下入?？傮w方案為：鉆井完成后，不拆除精細(xì)控壓設(shè)備，利用鉆桿下入一只完井封隔器，下鉆期間參考精細(xì)控壓鉆井期間控壓參數(shù)調(diào)整灌漿措施，通過(guò)暫堵封隔器用最快速度建立井筒屏障，縮短高風(fēng)險(xiǎn)下鉆時(shí)間，為二次回插完井期間的氣密封檢測(cè)、替環(huán)空保護(hù)液、回插封隔器創(chuàng)造安全井筒作業(yè)條件。二次回插管柱含完井封隔器+井下安全閥，在替入環(huán)空保護(hù)液再回插坐封，打掉座芯溝通地層，實(shí)現(xiàn)酸化改造、排液、測(cè)試、投產(chǎn)。

2.1 暫堵管柱下入期間環(huán)空液面安全控制方法

由于存在壓力“窄窗口”、“零窗口”的情況，暫堵管柱下入期間，環(huán)空液面位于井口以下200～500 m，需要結(jié)合精細(xì)控壓作業(yè)參數(shù)，通過(guò)連續(xù)監(jiān)測(cè)環(huán)空液面來(lái)調(diào)整精確灌漿措施，維持環(huán)空液面高度，實(shí)現(xiàn)井底壓力合理調(diào)節(jié)，保證井底壓力略大于地層孔隙壓力或漏失壓力，避免下鉆期間為處理液面而中斷下鉆，安全、高效將暫堵封隔器下到位。

以高石梯某井為例[11-12]，鉆井期間采用1.20～1.23 g/cm3鉆井液鉆至井深5 239.42 m遇裂縫氣層，井漏失返，測(cè)試地層漏失壓力系數(shù)1.18，氣層壓力系數(shù)1.177，屬于極窄密度窗口儲(chǔ)層[11]。隨后降低鉆井液密度至1.12 g/cm3，井口控壓1～2 MPa，保持漏失量0.5～1 m3/h精細(xì)控壓鉆進(jìn)，順利鉆至井深5 943 m完鉆。精細(xì)控壓鉆進(jìn)過(guò)程漏失鉆井液89.5 m3，下入完井管柱期間油套環(huán)空容積為1.2 m3/100 m，環(huán)空液面每小時(shí)漏失1 m3下降約100 m，井底壓力減少1 MPa左右，在此基礎(chǔ)上下鉆環(huán)空灌漿原則為：先通過(guò)回壓補(bǔ)償系統(tǒng)單獨(dú)控制向井內(nèi)灌漿，按照每小時(shí)監(jiān)測(cè)液面1次并灌漿1次，若灌漿后液面比控制高度下降，則調(diào)整灌漿時(shí)間間隔，加密灌漿次數(shù)；反之則適當(dāng)增加灌漿時(shí)間間隔，漏失量越大的井越需要調(diào)整監(jiān)測(cè)與補(bǔ)償次數(shù)，通過(guò)精準(zhǔn)的補(bǔ)償環(huán)空液面，使井底壓力當(dāng)量密度維持在1.18～1.19 g/cm3，保持一個(gè)恒定合理的漏速，避免下鉆中氣體進(jìn)入井筒或過(guò)量灌漿漏失加速的復(fù)雜，若下鉆過(guò)程中出現(xiàn)應(yīng)急處置需進(jìn)行環(huán)空正推，則排量不大于0.30 m3/min，防止流速過(guò)快，損傷封隔器膠筒，影響封隔器坐封效果。

2.2 油管內(nèi)外壓差關(guān)系

完井管柱下部為完井封隔器，由于封隔器依靠?jī)?nèi)外壓差啟動(dòng)坐封，需要將油套壓差控制在安全范圍內(nèi)。因此不僅要制定環(huán)空灌漿措施，還要在下鉆過(guò)程中根據(jù)封隔器處壓差的動(dòng)態(tài)變化制定油管內(nèi)液墊高度控制措施。以坐封位置5 000 m左右井為例，假設(shè)封隔器處油管靜壓為pt，封隔器處環(huán)空靜壓為pa，兩者差值為pt-pa=Δp，由于初期環(huán)空液面在井口以下，按照全井鉆井液密度1.2 g/cm3，環(huán)空液面在井口以下500 m計(jì)算，如果從一開(kāi)始油管內(nèi)灌滿鉆井液下鉆，則Δp約6 MPa，而一般完井封隔器啟動(dòng)壓力為5～12 MPa，有提前坐封的風(fēng)險(xiǎn)，為防止油管壓力超過(guò)環(huán)空壓力剪切銷(xiāo)釘導(dǎo)致封隔器提前坐封，從下鉆初始至最后坐封pt與pa應(yīng)重點(diǎn)掌握兩個(gè)控制原則：即初始-下至環(huán)空液面點(diǎn)期間pt=pa=大氣壓力，超過(guò)環(huán)空液面點(diǎn)后保持Δp為負(fù)值，即pa>pt，見(jiàn)圖1。

圖1 作業(yè)期間封隔器處油套壓關(guān)系圖

根據(jù)上述原則推薦油管內(nèi)液墊高度控制的措施具體為：

(1)初始—下至環(huán)空液面點(diǎn)的階段油管內(nèi)不墊液墊，使Δp=0。

(2)超過(guò)環(huán)空液面點(diǎn)后，每下1 000 m按照900～1 000 m油管內(nèi)容積L灌一次，確保pa>pt。

(3)下鉆到坐封位置后暫不灌滿油管內(nèi)液墊。

(4)調(diào)整好坐封位置，計(jì)算出Δp，井口泵壓px=起始坐封壓力-Δp，油管內(nèi)灌滿液墊，油管加壓開(kāi)始啟動(dòng)封隔器坐封，在第一個(gè)坐封臺(tái)階完成后，可將環(huán)空液面灌至井口，驗(yàn)證封隔器是否已經(jīng)啟動(dòng)，繼續(xù)加壓坐封，最終完成坐封程序，驗(yàn)封合格后正轉(zhuǎn)丟手，起出鉆桿。

掌握好油套壓力關(guān)系，可削減封隔器提前啟動(dòng)坐封風(fēng)險(xiǎn)，保證下鉆的連續(xù)性和效率。由于暫堵封隔器通過(guò)鉆桿下入，不需要逐根進(jìn)行氣密封檢測(cè)，鉆桿在鉆臺(tái)提前組合成立柱，系列措施均可節(jié)約大量下鉆時(shí)間，將井漏的高風(fēng)險(xiǎn)影響控制在暫堵管柱下入階段，一旦坐封完成，即可消除井漏給后續(xù)回插完井管柱、替環(huán)空保護(hù)液等操作帶來(lái)的不利影響。

2.3 作業(yè)前井屏障識(shí)別

根據(jù)井基本數(shù)據(jù)作業(yè)前繪制井屏障圖，并做井評(píng)價(jià)表。根據(jù)評(píng)價(jià)表進(jìn)一步得出建議：① 第一井屏障能否滿足試油要求，以確定是否需調(diào)配壓井液且采用精細(xì)控壓裝置及吊灌方式配合作業(yè)，第二井屏障包括套管、套管頭、油管頭、防噴器組是否滿足合格條件;② 目前本井B、C環(huán)空是否帶壓，井筒試壓、壓裂酸化、排液測(cè)試、關(guān)井復(fù)壓期間是否有壓力傳感器連續(xù)記錄B、C環(huán)空壓力。

3 GSX28井技術(shù)應(yīng)用效果

3.1 完井方案設(shè)計(jì)

GSX28井產(chǎn)層位于?177.8 mm套管下部裸眼段，通過(guò)精細(xì)控壓設(shè)備下入一只?177.8 mm完井封隔器暫閉儲(chǔ)層段，替清水后再下完井封隔器+井下安全閥回插管柱，替環(huán)空保護(hù)液后，對(duì)試油井段進(jìn)行酸化改造后排液、測(cè)試。

3.2 球座設(shè)置

第一趟快速暫堵管柱下部帶有盲板坐封球座，采用銷(xiāo)釘固定，其值pz應(yīng)大于兩次封隔器中最大完全坐封壓力pmax至少15 MPa，避免提前丟手，在兩支封隔器之間加入了坐封短節(jié)作為備用坐封手段。

3.3 作業(yè)過(guò)程

(1)下暫閉封隔器。在精細(xì)控壓裝置條件下下入暫閉封隔器，下鉆期間先每40 min監(jiān)測(cè)灌漿一次，后參考精細(xì)控壓的井底當(dāng)量密度參數(shù)，調(diào)整為每25 min灌漿一次，漏失量穩(wěn)定維持在3.88 m3/h直至坐封，坐封丟手成功，下鉆用時(shí)10.5 h，坐封后將暫閉封隔器以上鉆井液替為清水，起鉆。

(2)下完井回插管柱。完井油管帶回插管+變徑球座+完井封隔器入井，逐根做氣密封，下鉆用時(shí)48 h。

(3)試回插，調(diào)整管柱，下井下安全閥，換裝井口。下油管串至井深5143.03 m，憋壓8.0 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓降0.2 MPa，試回插成功。上提調(diào)整管柱、替入環(huán)空保護(hù)液、下入井下安全閥、坐掛、換裝井口，用時(shí)26 h。

(4)坐封完井封隔器。拆防噴器，安裝完采油樹(shù)，用一臺(tái)700型壓裂車(chē)對(duì)插管驗(yàn)封20 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓降0.2 MPa。700型壓裂車(chē)逐級(jí)打壓15.0↑25.0↑35.0 MPa，最后臺(tái)階穩(wěn)壓15 min完成坐封。

(5)憋球座座芯。用一臺(tái)700型壓裂車(chē)對(duì)環(huán)空加壓，套壓39.7↑59.0↓58.6 MPa，油壓39.2↑47.8 MPa；撬裝泵對(duì)油管加壓，油壓47.8↑62.0↓8.9 MPa，套壓58.6↑59.0↓55.0 MPa，成功地打掉球座座芯。

(6)酸化、測(cè)試。采用暫堵球工藝對(duì)儲(chǔ)層分段酸化，酸量1 220 m3，酸化后放噴測(cè)試獲天然氣產(chǎn)量108×104m3/d，關(guān)井等待投產(chǎn)。

3.4 應(yīng)用效果總結(jié)

GSX28井燈影組精細(xì)控壓鉆進(jìn)期間累計(jì)漏失密度1.20～1.24 g/cm3壓井液2 175.8 m3。整個(gè)施工過(guò)程僅在下入暫堵管柱階段通過(guò)精細(xì)控壓裝置吊灌鉆井液40.7 m3漏入地層，相對(duì)鉆井期間和常規(guī)完井工藝的作業(yè)井節(jié)約漏失鉆井液95%以上，精確穩(wěn)定維持了環(huán)空液面，未發(fā)生漏噴復(fù)雜，兩趟管柱下鉆安全可控。其中,暫堵管柱鉆桿下入至完成暫堵坐封耗時(shí)10.5 h，大幅降低地層漏失井筒高風(fēng)險(xiǎn)條件下作業(yè)時(shí)間，按照設(shè)計(jì)量準(zhǔn)確替入環(huán)空保護(hù)液，由于井筒已建立暫堵屏障，替液期間基本實(shí)現(xiàn)零漏失，酸化后測(cè)試獲高產(chǎn)，完井管柱密封良好，井筒完整性得到保障，為長(zhǎng)期開(kāi)發(fā)穩(wěn)產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。

3.5 與原作業(yè)方式時(shí)效對(duì)比

新完井方法將原有下鉆—坐封—完井工序，改為下鉆—坐封—封堵—丟手—二次回插—坐封—打掉球座—完井工序[13]，兩種完井作業(yè)方式管柱、工藝及時(shí)效對(duì)比見(jiàn)表2。

表2 兩種完井方法管柱、工藝與時(shí)效對(duì)比表

表2對(duì)比分析顯示，雖然新完井方法將原來(lái)的一趟管柱變?yōu)榱藘商斯苤?，但不需中斷下鉆處理井漏，在允許一定漏失量的前提下建立井筒與儲(chǔ)層的動(dòng)態(tài)平衡[14-16]，防止無(wú)目的灌漿造成漏速加快或漏噴轉(zhuǎn)化，第一趟管柱下鉆時(shí)間通常在16 h以?xún)?nèi)，井漏高風(fēng)險(xiǎn)條件下的下鉆時(shí)間大幅縮短。實(shí)踐證明，井筒在井漏高風(fēng)險(xiǎn)條件下作業(yè)時(shí)間從原來(lái)的平均126 h降低至平均12 h，縮短了90.5%，為替入環(huán)空保護(hù)液等后續(xù)操作創(chuàng)造了有利條件，完井期間平均漏失量從原來(lái)的平均1 284.1 m3減少至平均148 m3，減少了88.5%，節(jié)約了大量鉆井液費(fèi)用。

4 結(jié)論與建議

(1)該技術(shù)通過(guò)參考精細(xì)控壓鉆井期間的控壓參數(shù)，連續(xù)合理控制環(huán)空液面和油管內(nèi)液墊高度，確保井底壓力略大于地層孔隙壓力或地層漏失壓力，大量縮短了窄安全密度窗口地層條件下入完井管柱的時(shí)間。通過(guò)快速建立井筒暫堵屏障，使整個(gè)完井期間在地層漏失高風(fēng)險(xiǎn)下作業(yè)時(shí)間縮短至常規(guī)方式的1/10，并為后續(xù)完井投產(chǎn)各個(gè)關(guān)鍵工序創(chuàng)造了良好的井筒條件，減少了因漏失對(duì)吊灌、替環(huán)空保護(hù)液造成的復(fù)雜和損耗費(fèi)用，保護(hù)了油氣層，值得在川渝、塔里木等同類(lèi)區(qū)域推廣應(yīng)用。

(2)該技術(shù)為碳酸鹽巖裂縫、溶洞易漏儲(chǔ)層提供了新的完井投產(chǎn)技術(shù)手段，在安岳氣田燈影組十余口井開(kāi)展了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，解決了惡性井漏地層完井投產(chǎn)難的問(wèn)題，使精細(xì)控壓技術(shù)在完井方面得到了拓展，單井完井投產(chǎn)效率獲得了極大提高，取得了良好社會(huì)效益和經(jīng)濟(jì)效益。