壓裂后卡管柱原因分析及對(duì)策研究

宋征楊濤薛永強(qiáng)

（1.吉林油田長(zhǎng)春采油廠，吉林長(zhǎng)春130000；2.吉林油田勘探部，吉林長(zhǎng)春130000；3.吉林油田新木采油廠，吉林長(zhǎng)春130000）

壓裂后卡管柱原因分析及對(duì)策研究

宋征1楊濤2薛永強(qiáng)3

（1.吉林油田長(zhǎng)春采油廠，吉林長(zhǎng)春130000；2.吉林油田勘探部，吉林長(zhǎng)春130000；3.吉林油田新木采油廠，吉林長(zhǎng)春130000）

××油田在壓裂開(kāi)發(fā)中存在壓后卡管柱現(xiàn)象，即壓裂后由于種種原因?qū)е鹿苤鶡o(wú)法起出，最后不得已采取大修解卡，這一問(wèn)題嚴(yán)重制約著油田的開(kāi)發(fā)，我們通過(guò)多個(gè)方面進(jìn)行了分析總結(jié)，最后成功的解決了此技術(shù)瓶頸，為××油田的快速開(kāi)發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

壓裂；卡管柱；解卡

1.概述

××油田隸屬于吉林油田長(zhǎng)春采油廠，平均井深2900m，投產(chǎn)方式為射孔后壓裂投產(chǎn)，由于地層水敏嚴(yán)重，產(chǎn)量遞減快，年遞減率達(dá)到20%以上，年平均老井補(bǔ)壓在30口井左右。自2010年3月份大規(guī)模開(kāi)發(fā)以來(lái)至今，在老井補(bǔ)壓中共出現(xiàn)壓后卡管柱8口井，其中強(qiáng)拔解卡4口井，大修處理4口井（80萬(wàn)/口），直接造成經(jīng)濟(jì)損失300多萬(wàn)。由于受此問(wèn)題的影響嚴(yán)重制約著油田的開(kāi)發(fā)動(dòng)用。

2.壓后卡管柱單井實(shí)例：伊××井

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

斜井，最大井斜15.77，對(duì)應(yīng)井段1200米，鉆井完井日期2009年11月6日，人工井底2668.93米，聯(lián)入4.8米；油層套管P110*139.7/121.36mm。

該井于2010年2月8日投產(chǎn)，投產(chǎn)層位為93-95號(hào)層，射孔井段為2623米—2616.4米，射開(kāi)6.6米，壓裂前該井平均日產(chǎn)液5.8噸，沉沒(méi)度153米。

本次壓裂為補(bǔ)孔壓裂，目的層段為68-72號(hào)層，射孔井段為2388.8米—2368米，射開(kāi)13.4m，設(shè)計(jì)加砂量50方。

2.2 管柱結(jié)構(gòu)

井下管柱（由上至下）：φ88.9mm*6.5mm N80平式油管——高壓封隔器PSK344-107G（2350.16m）上接高壓水力錨——高壓封隔器PSK344-107G（2390.1m）上接無(wú)滑套噴砂器——2根φ 88.9mm*6.5mm平式N80油管+高壓絲堵（2389.67m）；

2.3 大修解卡處理過(guò)程

2011年2月11日：試提負(fù)荷達(dá)到75噸，未能解卡；上下竄油管，負(fù)荷在56---65噸之間波動(dòng)，總共竄10次以上，加深的油管接箍下深最大達(dá)到7米，當(dāng)負(fù)荷達(dá)到35噸時(shí)，開(kāi)始起壓裂管柱。起第3根時(shí)負(fù)荷降為24噸，一共起出10根壓裂管，負(fù)荷不增，起出油管超過(guò)油層段60米，解卡成功。

起出封隔器后發(fā)現(xiàn)：水力錨收縮完好，一封膠筒靠近上臺(tái)階的部分損壞，二封膠筒全部脫落，2根尾管內(nèi)全是壓裂砂。

3.壓后卡管柱原因分析

3.1 壓裂后卡管柱井共有以下4個(gè)共性特點(diǎn)：

①全部是老井補(bǔ)壓，莫里青油田有老井補(bǔ)壓和新井壓裂，對(duì)于新井壓裂從未發(fā)生過(guò)壓后卡管柱的現(xiàn)象，已經(jīng)發(fā)生的8口壓后卡管柱井全部是老井進(jìn)行二次壓裂時(shí)發(fā)生的。

②壓裂放噴結(jié)束后打開(kāi)井口上提壓裂管柱時(shí)，強(qiáng)拔至50噸管柱沒(méi)有任何伸長(zhǎng)，井口蘑菇頭紋絲不動(dòng)。（正常起壓裂管柱時(shí)噸位一般為30噸左右）

③反循環(huán)洗井時(shí)，沒(méi)有憋泵現(xiàn)象，均能正常洗通，井內(nèi)有一定的循環(huán)通道。

④發(fā)生壓后卡管柱的井管柱結(jié)構(gòu)全部是雙封單壓井，對(duì)于單峰單壓井和雙封雙壓井，從未發(fā)生過(guò)壓后卡管柱現(xiàn)象。

3.2 壓裂施工因素分析

8 口壓裂后卡井的老井，壓裂施工過(guò)程中基本平穩(wěn)，均未出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象，后置液用量采用等量頂替，可能造成二封以上有少量沉砂，但卡井的8口井在洗井過(guò)程中均可洗通，說(shuō)明噴砂器以上通道是暢通的，壓后卡井與壓裂施工質(zhì)量關(guān)系不大。

3.3 壓裂管柱結(jié)構(gòu)與卡井的關(guān)系

伊通地區(qū)壓裂延用近兩年成熟做法：采用雙錨定式水力錨（544-114B），封隔器采PSK344-107G擴(kuò)張式封隔器（耐壓70MPa，耐溫120℃），油管采用3寸平式油管，同時(shí)為了避免井眼軌跡不直造成壓裂工具串卡井，封間距全部保持在20米以上，為了避免因壓裂過(guò)程中沉砂，尾管采用20米。分析認(rèn)為壓后卡井與管柱結(jié)構(gòu)無(wú)關(guān)。

3.4 二封距離油層底界過(guò)遠(yuǎn)是否可以導(dǎo)致卡井

從8口正常起出的雙封單壓井來(lái)看二封距離油層底界的距離有長(zhǎng)有短，在0.45-2.86m之間。8口卡管柱井二封距離油層底界的距離在0.68-2.73m之間，可以排除二封距離油層底界過(guò)遠(yuǎn)引起砂卡的可能。

3.5 新老井對(duì)比

2010年至今新井已完成壓裂施工60口井/81層，其中單封縮徑管壓裂施工39口井，雙封雙壓21口井/42層，均未出現(xiàn)壓后卡井現(xiàn)象。而老井施工38口井/49層，單封縮徑管壓裂8口井均未出現(xiàn)卡井，雙封壓裂30口/38層，卡井8口，卡井比例高達(dá)26%。分析認(rèn)為卡井與新老井有直接關(guān)系，老井一方面受井內(nèi)流體影響可以導(dǎo)致封隔器膠筒性能的變化，但最重要的一點(diǎn)是補(bǔ)孔壓裂的層壓后與已投產(chǎn)層存在壓力差，目前伊通地區(qū)壓裂停泵壓力多數(shù)在20MPa左右，而已生產(chǎn)層地層壓力小的僅6MPa左右，層間壓差大勢(shì)必造成壓后高壓層向低壓層倒灌，造成在二封上部形成砂橋卡井。

3.6 壓后卡管柱綜合原因分析及對(duì)策

要徹底的弄清楚壓后卡管柱的具體原因，必須首先弄清楚以下幾個(gè)問(wèn)題。

①只考慮壓裂砂，不考慮其他因素，壓后出砂砂埋封隔器會(huì)不會(huì)導(dǎo)致卡管柱？砂埋封隔器肯定能卡管柱，這毫無(wú)疑問(wèn)。在單一壓裂砂砂埋封隔器的前提下肯定會(huì)卡管柱，但是管柱仍然有一定的活動(dòng)能力，不會(huì)被卡死。

從大修和強(qiáng)拔解卡后起出的壓裂管看，二封下兩根尾管內(nèi)均發(fā)現(xiàn)大量壓裂砂，可以肯定，壓后出砂造成二封上部形成砂橋是壓后卡管柱的主要原因之一。

②補(bǔ)孔壓裂的層壓后與已投產(chǎn)層存在壓力差，層間壓差大勢(shì)必造成壓后高壓層向低壓層倒灌，一是造成在二封上部形成砂橋卡井，二是引起封隔器膠筒變形不易收縮卡井。

4.結(jié)語(yǔ)

4.1 砂卡時(shí)砂子來(lái)源分析和預(yù)防措施

4.2 防止水力錨、封隔器下入位置不準(zhǔn)引起卡管柱

4.3 為防止壓后倒灌所采取的措施