油管固井技術(shù)在川西致密砂巖氣藏水平井中的應(yīng)用

嚴(yán)焱誠 房 舟 朱禮平 黃 敏 岳志華 王晉瑤 王 棟

（1.中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000；2.中石化西南石油工程有限公司HSE督查大隊(duì)，四川 德陽 618000；3.中國石油西南油氣田公司工程項(xiàng)目造價(jià)中心，四川 成都 60051）

0 引言

為了保障四川盆地西部（以下簡稱川西）中淺層致密砂巖氣藏持續(xù)效益開發(fā)，解決現(xiàn)有開發(fā)模式鉆井周期較長、開發(fā)成本高的難題，基于利用全通徑無級(jí)滑套分段，完鉆后下油管固井，通過油管上的趾端滑套、無級(jí)滑套實(shí)現(xiàn)分層或分段改造，固井候凝后，第一級(jí)壓裂施工采用趾端滑套方式連通儲(chǔ)層，后續(xù)逐個(gè)打開油管固井滑套進(jìn)行壓裂施工。與常規(guī)工藝相比，該工藝可減小井眼尺寸，節(jié)約油層套管［1］，節(jié)約水泥漿、鉆井液等用量，減少了射孔作業(yè)工序，節(jié)約完井物資費(fèi)用，降低建井成本［2］。調(diào)研油管固井完井技術(shù)在國內(nèi)外的新動(dòng)態(tài)、技術(shù)現(xiàn)狀［3］，開展井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、不留塞自鎖固井附件研發(fā)、管柱下入模擬等技術(shù)攻關(guān)，形成適合川西中淺層氣藏開發(fā)的油管固井一體化建井技術(shù)。

1 油管固井技術(shù)難點(diǎn)分析

油管固井屬于大環(huán)空小套管固井，與常規(guī)井眼固井相比，存在環(huán)空頂替效果差、施工泵壓高等難題［4］，儲(chǔ)層以河道砂體為主，預(yù)測(cè)砂體厚度為25～30 m，孔隙度為8%～11%，其主要難點(diǎn)如下：

1）川西地區(qū)從未采用油管+滑套的方式固井，相應(yīng)的施工經(jīng)驗(yàn)缺乏，為保證固井質(zhì)量，優(yōu)化合適的環(huán)空間隙，需對(duì)井身結(jié)構(gòu)調(diào)整。

2）隨勘探開發(fā)不斷深入，水平段軌跡復(fù)雜，往往成“S”型或波浪形，油管柔性大，易貼邊，下入難度大。

4）替漿總量小，為保證后期趾端滑套能正常打開，塞面嚴(yán)格控制在該滑套之下，替漿精度要求高［6］。

2 油管固井水平井的井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

油管固井水平井從井底到地面只有油管一個(gè)流動(dòng)通道，對(duì)帶滑套的油管進(jìn)行封固，滑套間水泥環(huán)就像一段很長的生產(chǎn)封隔器，固井候凝結(jié)束后，依次打開油管串中滑套進(jìn)行分段壓裂［7］。國外油管固井完井的井眼和管串一般為Φ311.15 mm+Φ215.9 mm+Φ155.6 mm 井眼和Φ244.5 mm+Φ177.8 m+Φ 88.9 mm管串；有時(shí)也采用超小井眼和管串：Φ250.8 mm+Φ171.5 mm+Φ120.7 mm 井眼，Φ193.7 mm+Φ 139.7 mm+Φ73 mm管串［8］。通過調(diào)研，結(jié)合川西中淺層水平井地質(zhì)特點(diǎn)和已實(shí)施水平井井身結(jié)構(gòu)情況，通過必封點(diǎn)的確定，優(yōu)化形成井身結(jié)構(gòu)（表1、表2）。

表1 前期井身結(jié)構(gòu)表

表2 優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)表

第一必封點(diǎn)確定：鉆遇地層巖性剖面中，劍門關(guān)和夾關(guān)組是區(qū)域上的易漏層，不利于下部水平段的安全鉆進(jìn)，有必要下入套管封隔；同時(shí)川西地區(qū)淺層氣活躍，在揭開氣層前必須建立井控。因此，第一必封點(diǎn)應(yīng)封隔上部劍門關(guān)或夾關(guān)組，井深為300～500 m。

第二必封點(diǎn)確定：鉆至儲(chǔ)層前，一般都會(huì)鉆遇多套砂泥巖互層，前期水平井把造斜段和水平段放在同一裸眼內(nèi)，下入Φ139.7 mm 套管，正常下入摩阻一般在294～490 kN，如果在水平段鉆遇泥巖，摩阻急劇增加，存在套管下入不到位的情況。優(yōu)化后需要下入Φ88.9 mm 油管，同比Φ139.7 mm 套管，油管剛度小，單位重量輕，下不到位的風(fēng)險(xiǎn)更大。因此，需分隔造斜段和水平段，降低管串下入風(fēng)險(xiǎn)。設(shè)置在A 靶或者A 靶儲(chǔ)層的頂部，井深為2 000～2 500 m。

3 油管固井附件研發(fā)

3.1 高強(qiáng)度浮鞋、浮箍研制

針對(duì)油管固井的特殊性，研制適合于Φ88.9 mm油管高強(qiáng)度固井附件（浮箍和浮鞋），改進(jìn)密封面位置及加長連接螺紋長度，提高強(qiáng)度，確保施工碰壓后能完全密封，防止水泥漿倒流形成長水泥塞。開展評(píng)價(jià)試驗(yàn)，進(jìn)行地面沖蝕試驗(yàn)和井筒模擬試驗(yàn)，模擬循環(huán)300 m3鉆井液后對(duì)浮箍和浮鞋進(jìn)行檢查，未見損壞；在室內(nèi)對(duì)浮箍進(jìn)行試壓，正向打壓50 MPa、反向承壓30 MPa，穩(wěn)壓10 min 無壓降，完全滿足油管固井施工要求。

除在濰坊地名網(wǎng)上有對(duì)于個(gè)別地名由來、部分地名或街道名稱流變的介紹外，中國知網(wǎng)等權(quán)威學(xué)術(shù)網(wǎng)站上對(duì)于濰坊城區(qū)街道名稱的探究尙屬空白。

3.2 特殊自鎖球座及膠塞研制

研制特殊自鎖密封膠塞，自鎖部分的工作原理是利用中心桿上的C型棘齒與塞座實(shí)現(xiàn)鎖住功能。C型棘齒采用過盈配合安裝在中心桿的棘齒槽內(nèi)，棘齒槽為錐面，C 型棘齒內(nèi)部也為斜錐面與棘齒槽匹配，保證下行過程中C型棘齒的居中；C型自鎖環(huán)棘齒的角度、間隔與塞座內(nèi)壁的棘齒角度、間隔相契合。固井碰壓后C 型棘齒與塞座內(nèi)的棘齒嚙合連接。在反向壓差作用下，膠塞產(chǎn)生微小上移，C型棘齒擴(kuò)張，與塞座鎖死（圖1）。

圖1 自鎖結(jié)構(gòu)與塞座圖

后端膠塞部分進(jìn)行現(xiàn)場超過5 000 m地面磨損試驗(yàn)，檢測(cè)膠塞完好，耐磨性滿足固井要求，自鎖部分10 MPa 進(jìn)入塞座，自鎖效果良好，反向承壓50 MPa無變形脫開，確保固井碰壓到位后水泥漿在塞座上部油管內(nèi)無回流。

4 油管固井水泥漿體系

4.1 水泥漿體系配方

采用雙凝防氣竄膨脹水泥漿體系，確保固井質(zhì)量。

領(lǐng)漿配方為：G 級(jí)水泥+4%膨脹劑+2%增塑劑+4%降失水劑+4%緩凝劑+2%減阻劑+3%防氣竄劑+1.4%消泡劑

尾漿配方為：G 級(jí)水泥+4%膨脹劑+2%增塑劑+4%降失水劑+2%緩凝劑+2%減阻劑+3%防氣竄劑+1.6%消泡劑

4.2 性能評(píng)價(jià)

水泥漿在常壓80 ℃條件下48 h 抗壓強(qiáng)度大于14 MPa，滿足固井施工要求（表3）。

表3 水泥漿實(shí)驗(yàn)性能評(píng)價(jià)表

4.3 相容性實(shí)驗(yàn)

由于油管內(nèi)通徑小，若采用鉆井液替漿，一旦鉆井液沉降，油管內(nèi)處理手段有限且成本高昂，綜合考慮后期無級(jí)滑套打開需要專用替漿液，因此替漿直接采用該專用替漿液，減少作業(yè)工序。專用替漿液為酸性，對(duì)水泥漿有促凝作用，需嚴(yán)格進(jìn)行相容性實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)［9］。

開展80 ℃，兩相流體（水泥漿-專用替漿液）4類混合比例（100:∶0、95∶5、70∶30、50∶50）和三相流體（水泥漿-鉆井液-專用替漿液、水泥漿-隔離液-專用替漿液）3類混合比例（70∶20∶10、33∶33∶33、10∶20∶70）相容性實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：不同比例的混漿在80 ℃×50 MPa×20 min 條件下都滿足210 min 未稠，專用替漿液對(duì)固井水泥漿無影響，滿足施工要求。

5 油管固井的關(guān)鍵技術(shù)

5.1 井眼準(zhǔn)備技術(shù)

鉆井及通井過程中加入清砂接頭，產(chǎn)生鉆井液徑向分流，破壞巖屑床，促使巖屑懸浮，便于鉆井液攜帶，保證井眼暢通［10］。鉆具組合：每2～3 柱Φ 88.9 mm鉆桿之間加清砂接頭1只。

對(duì)井徑不規(guī)整、起下鉆遇阻、遇卡井段，井斜變化率或全角變化率大的井段，存在沉砂和砂橋井段，氣層或重點(diǎn)封固井段用原鉆具認(rèn)真劃眼［11］，達(dá)到井底無沉砂、井壁無臺(tái)階、無阻卡。

完鉆后采用鉆頭通井、雙扶通井、模擬通井等多工具串管柱下入仿真［12］，確保井眼準(zhǔn)備充分。

5.2 油管順利下入技術(shù)

按井深3 000 m、水平段長度800 m、20 段分段壓裂，進(jìn)行管柱下入模擬計(jì)算。經(jīng)模擬計(jì)算Φ73 mm油管剛性較差，在水平段下入難度大，且難以滿足后期大排量改造的需要，故僅對(duì)Φ89 mm、Φ101 mm油管的下入進(jìn)行模擬。

模擬結(jié)果表明Φ89 mm 和Φ101 mm 油管均能順利下入，但Φ89 mm油管在相同井眼質(zhì)量情況下，下放到位摩阻更低（低12 kN），更容易下入，結(jié)合排水采氣需求，油管尺寸越小越有利于氣層水的帶出，因此選擇Φ89 mm油管作為主要采氣管柱。

通過模擬通井等多工具串管柱下入仿真后，根據(jù)下入遇阻噸位情況優(yōu)化扶正器安放位置［13］，盡可能降低下入摩阻，采用整體式彈性扶正器+滾珠扶正器組合設(shè)計(jì)，確保下放到位。

直井段安裝整體式彈扶，保證居中度提高固井質(zhì)量，安放間距1個(gè)／50 m；造斜點(diǎn)開始安裝整體式彈扶+滾珠扶正器組合，間隔安放，安放間距1 個(gè)／20 m。

下油管過程中盡可能減少中途停頓，縮短油管在井下靜止的時(shí)間。灌漿時(shí)，上下活動(dòng)油管，其活動(dòng)距離不小于2 m，并注意懸重變化，同時(shí)嚴(yán)格控制下放速度，油管下放速度一般不應(yīng)超過0.5 m／s。

下油管若遇阻，嚴(yán)禁過提過壓，嚴(yán)禁吊卡離開接箍端面，拉力或壓縮力應(yīng)控制在強(qiáng)度許可范圍內(nèi)，并且保證安全系數(shù)大于1.5。如需開泵，應(yīng)充分考慮井下特殊工具的性能，確定開泵參數(shù)，循環(huán)時(shí)，方鉆桿和循環(huán)接頭不允許進(jìn)入轉(zhuǎn)盤。

油管下到位后，小排量開泵頂通，建立循環(huán)泵壓穩(wěn)定后，按固井設(shè)計(jì)排量循環(huán)2周以上，直至振動(dòng)篩上無泥餅和巖屑，鉆井液進(jìn)出口密度差為0.02 g／cm3、黏度差小于5 s。

以JS206-10HF 為例，通井順利后，油管下入摩阻較通井管柱略低（完井管柱下入摩阻降低49～78 kN）（圖2），管柱順利下入。

圖2 JS206-10HF不同管柱下入摩阻分布圖

5.3 油管固井技術(shù)

固井安全是油管固井完井技術(shù)得以實(shí)施的關(guān)鍵，油管固井的關(guān)鍵是避免固結(jié)趾端滑套，利用研發(fā)的自鎖密封膠塞精確控制固井水泥塞高度，避免掃塞及其他復(fù)雜。

采取憋壓候凝工藝，保障固井質(zhì)量，通過合理設(shè)計(jì)水泥漿用量控制水泥返高，為采氣、挖潛及施工安全提供空間［14］。

6 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

油管固井技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用了20 口井，均取得了成功，水泥塞長度為30～50 m，固井優(yōu)良率超過90%，壓裂改造過程中固井滑套順利開啟，實(shí)現(xiàn)多級(jí)分段的目的。

在JS206-6HF井開展首口井試驗(yàn)（圖3），完鉆井眼尺寸由Φ215.9 mm縮小至Φ152.4 mm，采用清砂接頭，高性能水基鉆井液后大幅降低了實(shí)鉆過程摩阻，由前期294 kN 降低至98～147 kN，鉆井速度由前期平均4.19 m／h 提高至6.15 m／h，提高了46.8%，開展專項(xiàng)模擬通井，保障管柱順利下入，下入摩阻為98～117 kN，比區(qū)域平均摩阻147～196 kN降低了49～78 kN。

圖3 JS206-6HF井井身結(jié)構(gòu)示意圖

固井施工注加重隔離液為25 m3，注水泥漿為15 m3，替漿為9 m3，降排量后碰壓為5～8 MPa，候凝48 h 后探塞塞面正常，井筒試壓40 MPa 合格，固井質(zhì)量滿足施工要求。

后期壓裂施工趾端滑套、無級(jí)滑套開啟正常、分5 段壓裂施工順利，累計(jì)加砂為95 m3，施工過程未發(fā)現(xiàn)套管變形及環(huán)空竄氣，試驗(yàn)成功。

7 結(jié)論及建議

1）油管固井技術(shù)在川西中淺層水平井成功實(shí)施，為利用無級(jí)滑套分段、實(shí)現(xiàn)分層改造的水平井開發(fā)提供又一手段，滿足川西中淺層氣藏持續(xù)效益開發(fā)，縮小了井眼尺寸，提高了機(jī)械鉆速，縮短了建井周期、降低了建井成本。

2）通過油管固井完井技術(shù)在JS206-6HF 井試驗(yàn)，取得了良好的效果，機(jī)械鉆速提高了46.8%，鉆井周期縮短了10%。

3）已完成20 余口井現(xiàn)場試驗(yàn)，都取得了成功，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值，建議系列化相關(guān)的固井工藝和工具，完善相應(yīng)的配套固井技術(shù)措施。