大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏水平井固井完井及改造方式優化探討

儲銘匯，何 青，陳付虎，張永春，王 帆

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450006)

大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏水平井固井完井及改造方式優化探討

儲銘匯，何 青，陳付虎，張永春，王 帆

(中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450006)

大牛地氣田下古生界水平井形成了以裸眼預置管柱多級管外封隔器完井，投球打滑套方式分段改造，以水力加砂壓裂和膠凝酸酸壓相結合進行大排量復合酸壓，取得了初步成果。但由于裸眼預置管柱完井裂縫起裂位置不明確，投球打滑套分段壓裂時滑套打開后酸液與儲層接觸面積大，酸液濾失嚴重，酸壓改造體積有限。針對這些問題，開展了大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏水平井固井完井及改造方式論證，優化不同井身結構下固井完井管柱，優選不同完井管柱下分段改造方式。對馬五5氣層的一口水平井采用三級井身結構41/2"尾管懸掛固井完井，可鉆橋塞分段改造方式進行大排量復合酸壓。現場試驗表明固井完井方式下選用合適的改造方式能滿足大排量復合酸壓的施工要求，水平井壓后能取得較好的產量和較強的穩產能力，固井完井及優化的改造方式對大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏有較好的適用性。

大牛地氣田；固井完井；大排量復合酸壓；可鉆橋塞分段壓裂

1 大牛地氣田簡介

大牛地氣田位于陜西省榆林市與內蒙古自治區鄂爾多斯市交界地區，構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的東北部。大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏儲量豐富，是氣田重要的增儲上產接替陣地。

大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖儲層為低孔、低滲致密儲層，儲層豐度低，非均質性強，常規完井及改造方式難以有效動用該類儲層[1]，且氣井投產后產量遞減快，穩產難度大。大牛地氣田下古生界自2011年采用水平井開發以來，初步形成了裸眼預置管柱多級管外封隔器完井、投球滑套分段壓裂改造方式，取得了初步的改造成果。由于采用裸眼預置管柱完井方式下裂縫起裂位置不明確[2]，投球滑套分段壓裂時滑套打開后酸液與儲層接觸面積大，酸液濾失嚴重[3]，酸壓過程中難以在地層形成較高的凈壓力，酸蝕裂縫長度不足，酸壓改造體積有限，影響了酸壓改造效果和穩產能力。針對這些問題，本文提出水平段采用套管固井完井、優化不同井身結構下固井完井管柱參數、優選合適的分段改造方式。現場對馬五5儲層一口水平井開展試驗，采用三級井身結構41/2"尾管懸掛固井完井，可鉆橋塞分段改造方式進行大排量復合酸壓，該井順利完成8段酸壓改造，壓后穩定產氣量為3.7445×104m3/d，目前該井已生產414 d，平均壓降速率為0.0051 MPa/d。現場試驗表明固井完井及優化的改造方式應用于大牛地下古生界碳酸鹽巖氣藏水平井開發是可行的，為大牛地氣田下古生界氣藏高效開發提供新的思路。

2 井身結構的確定

套管固井完井采用的井身結構可分為兩種：三級井身結構和二級井身結構。三級井身結構三開水平段采用6"井眼，二開井眼尺寸83/4"，通過增加技術套管環空間隙減小因固井過程激動壓力過大導致壓漏劉家溝組等破裂壓力較低地層。二級井身結構二開井眼尺寸為7"。大牛地氣田下古生界水平井大斜度井段鉆遇山西組、太原組的泥巖、煤層，易發生井壁失穩風險。通過對大牛地氣田下古生界已鉆井分析統計，在大斜度井段鉆遇泥巖、煤層，井壁穩定期可達11～27 d。目前下古生界水平井斜井段平均鉆井周期12.11 d，水平段鉆進時間7.68 d，推算下古生界二級井身結構水平井斜井段泥巖煤層至完鉆時間20天左右。通過對比得出，在無復雜情況延誤鉆井時間情況下，下古生界二級井身結構井出現井壁失穩概率較小，控制好鉆井液性能可順利完鉆。

3 完井管柱及改造方式優化

3.1 三級井身結構

三開井身結構三開6"裸眼水平段內下41/2"尾管套管固井，水泥返至懸掛器以上，鉆井相對安全[4],如圖1所示。在水平井套管固井完井方式下，改造方式主要有連續油管帶底封環空加砂分段壓裂和可鉆橋塞分段壓裂[5]。

圖1 三級井身結構示意圖

對41/2"套管固井完井方式下，連續油管帶底封、環空加砂分段壓裂施工的管柱進行受力分析，以井深4 100 m，垂深2 900 m，2"連續油管施工為例，復合酸壓施工排量取8 m3/min，利用壓裂施工管柱摩阻軟件計算，分別考慮連續油管外壁摩阻和套管內壁摩阻[6]，預測井口壓力為99 MPa左右。對可鉆橋塞分段壓裂施工的管柱進行受力分析，管柱摩阻只考慮套管內壁摩阻，預測井口壓力為68 MPa左右。施工管柱最薄弱點為井口處，因此管柱承受壓力高于井口壓力就能施工。參考套管管柱參數表(表1)，41/2"套管固井完井下，連續油管帶底封、環空加砂分段壓裂施工井口壓力較高，綜合考慮套管承壓強度以及地面施工泵注機組能力，該工藝現場施工難度較大，且施工成本較高，不建議現場應用。可鉆橋塞分段壓裂施工水平段采用P110鋼級6.35 mm壁厚的41/2"套管，抗內壓73.7 MPa，滿足施工壓力需求。

3.2 二級井身結構

二級井身結構二開井眼尺寸為81/2"， 51/2"套管固井到水平段(圖2)，分別對連續油管帶底封、環空加砂分段壓裂和可鉆橋塞分段壓裂施工管柱進行受力分析，同樣以井深4 100 m，垂深2 900 m，2"連續油管施工為例，復合酸壓施工排量取8 m3/min，預測井口壓力分別為70 MPa、52 MPa左右。參考套管管柱參數表(表1)，采用P110鋼級7.72 mm壁厚51/2"套管固井完井，套管抗內壓73.4 MPa，均能滿足連續油管帶底封、環空加砂分段壓裂和可鉆橋塞分段壓裂施工壓力要求。

表1 套管管柱參數

圖2 二級井身結構示意圖

綜上分析，不同井身結構下完井及改造方式優化最終結果如表2所示。

4 選井選層

大牛地氣田下古生界主力開發層位為馬五1+2亞段、馬五5亞段。馬五1+2亞段是以微-粉晶白云巖和細晶白云巖為主的儲集巖相類型，馬五5亞段以灰巖白云化形成的白云巖或者灰質白云巖及裂縫泥晶灰巖為主的儲集巖相類型[7,8]。馬五5亞段儲層天然裂縫較發育，水平井鉆遇裂縫幾率高，采用套管固井完井，能有效降低酸液在水平段井壁周圍大量濾失，提高酸液進入地層的有效利用率，避免了酸液過度濾失導致井筒附近形成“糖葫蘆”現象，有利于酸液進入地層深處，實現深度酸壓。因此初步優選在馬五5亞段氣層進行套管固井完井試驗。

表2 不同井身結構完井及改造方式優化結果

5 現場試驗

根據優化結果，綜合考慮到鉆井安全性，在大牛地氣田下古生界馬五5氣藏優先試驗三級井身結構鉆井，尾管懸掛41/2"套管固井完井，并在該完井方式下探索可鉆橋塞分段壓裂改造方式的適應性。

5.1 井的基本情況

D-1井是鉆遇大牛地氣田下古生界馬五5氣層的一口水平井，氣層厚度在32 m左右，巖性以灰黑色含云灰巖為主，導眼段鉆遇目的氣層平均孔隙度為5.55%，平均滲透率為0.41×10-3μm2，為低孔、低滲致密氣層。

5.2 完井方式

D-1井采用三級井身結構，水平段41/2"尾管懸掛在7"套管固井完井，井身結構參數如表3，其中一開、二開環空水泥均返至地面。D-1井完鉆井深4243 m(完鉆垂深3029.42 m)，水平段長1001 m。

5.3 改造方式

表3 D-1井井身結構參數

D-1井采用三級井身結構、41/2"套管固井完井下，若采用連續油管帶底封、環空加砂分段壓裂改造方式，井口施工壓力較高，不能滿足大排量復合酸壓工藝的要求。因此采用可鉆橋塞分段壓裂改造方式，懸掛器以上回接41/2"套管至井口，并且水平段和回接段均使用P110鋼級套管。可鉆橋塞分段壓裂通過電纜射孔+橋塞封隔逐段完成壓裂，最后鉆掃井筒中各段橋塞，實現井筒全通徑后，進行放噴試氣。

D-1井水平段長1 001 m，根據水平段地質鉆遇顯示以及裂縫間距優化[9,10]，確定對水平段分8段進行改造。

5.3.1 可鉆橋塞分段壓裂工藝原理

可鉆橋塞分段壓裂能實現射孔和壓裂聯作施工。水平段第一段可采用油管、連續油管或者爬行器拖動射孔槍實施射孔[11]，取出射孔槍后進行第一段壓裂作業。然后通過電纜一次泵送射孔槍和橋塞聯作工具串到預定位置，通過點火實現橋塞坐封和丟手，橋塞試壓合格后上提射孔槍至第二段射孔段設計位置，完成射孔，起出射孔槍進行第二段壓裂。依次類推完成各段下入橋塞、射孔、壓裂施工，最后采用油管或連續油管配合不壓井作業裝置，鉆掃各段橋塞，進行排液試氣。

5.3.2 可鉆橋塞分段壓裂工藝適用性

(1)井筒全通徑為P110鋼級41/2"套管，壓裂過程中施工摩阻較小，管柱抗壓強度滿足大牛地氣田下古生界氣藏大排量復合酸壓施工參數的要求，確保各段酸壓改造的順利實施。

(2)大牛地氣田下古生界氣藏水平井酸壓改造后，酸液在地層反應一定時間需盡快從地層返排出來，可鉆橋塞分段壓裂采用更加易鉆的YQY復合材料橋塞，優化鉆壓10～15 kN，排量0.45 m3/min，循環液采用羥丙基瓜爾膠基液，可快速鉆掃各段橋塞并將碎屑循環出井筒[12-13]。

(3)可鉆橋塞分段壓裂能實現定點改造，裂縫起裂位置明確，尤其對于大牛地氣田下古生界馬五5天然裂縫發育儲層，可鉆橋塞分段壓裂能有效降低酸液在水平段井壁附近的濾失，使更多的酸液能夠進入地層深處，提高酸液改造范圍。壓裂后井筒實現全通徑，有利于后期沖砂等二次作業施工。

5.4 應用情況

D-1井采用可鉆橋塞分段壓裂完成8段大排量復合酸壓改造，入地總液量5296.1 m3，總加砂量226.6 m3，最高施工排量達8 m3/min，最高施工壓力達67.3 MPa。各段壓裂施工順利，壓裂施工用時33.6 h。采用連續油管配合不壓井裝置鉆掃橋塞，鉆壓不大于15 kN，排量控制在180～480 L/min，鉆掃橋塞用時15.1 h，平均單個橋塞用時2.2 h。

壓后試氣期間，穩定產氣量3.7445×104m3/d，取得了初步效果。目前該井已生產414 d，平均壓降速率為0.0051 MPa/d，比同層位鄰井穩產能力強。

6 結論與建議

(1)大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏水平井采用的固井完井技術能降低酸液在井筒附近的濾失，實現定點改造，有利于提高酸壓改造效果和穩產能力。本文論證了固井完井不同井身結構的可行性，優選完井管柱參數及改造方式，初步形成了水平井固井完井及改造技術體系。

(2)對大牛地氣田下古生界馬五5碳酸鹽巖氣層的一口水平井試驗三級井身結構下套管固井完井，并在該完井方式下優選可鉆橋塞分段壓裂改造方式，水平井各段壓裂施工順利，壓后取得了較好的產量和較強的穩產能力，體現了水平井固井完井及論證優化的改造方式對大牛地氣田下古生界碳酸鹽巖氣藏具有較好的適用性。

(3)建議進一步加快二級井身結構安全鉆井技術優化，開展二級井身結構下51/2"套管固井完井試驗，從而適應套管固井完井下更高的復合酸壓施工排量，為提高酸壓改造效果提供保障。

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編輯：岑志勇

1673-8217(2017)03-0114-04

2017-02-10

儲銘匯，碩士，工程師，1988年生，2013年畢業于西安石油大學石油與天然氣工程專業，現從事低滲透油氣藏酸化壓裂等儲層改造工藝及技術方面的研究工作。

“十三五”國家科技重大專項“低豐度致密低滲油藏開發關鍵技術”(2016X05048)。

TE256

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