114.3 mm尾管射孔技術在渤海高溫高壓井的應用

王 鵬，和鵬飛

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

射孔技術是主要完井工藝之一，是完井工藝的重要組成部分，它對油氣井的完井方式、產能、壽命和開發生產成本等都有重大的影響。高溫高壓井因特殊的井下環境，射孔過程中存在較大難度。海上油氣田開發費用昂貴，根據不同地層物性條件選擇合理的射孔工藝和優化射孔參數（孔徑、孔密、相位、孔深），對儲層保護、提高作業效率、保證井下安全、改善非常規油氣田開發效果、增加產能和提高采收率，提高油氣田開發生產效益有重大的影響[1-3]。

1 作業背景及難點

1.1 作業概述

海3井為渤海油田第一深井，該井自噴生產，使用鉆井平臺進行鉆完井作業，采用114.3 mm尾管射孔不防砂完井方式，采用平衡射孔負壓返涌射孔工藝，使用防水鎖隱形酸完井液體系，射孔液使用隱形酸射孔液，下入防腐自噴生產管柱，下入井下安全閥保證井的安全，下入化學藥劑注入閥防止生產結蠟，下入井下壓力計監測地層壓力及溫度。

1.2 基本數據

該油田儲層主要有沙一段生屑云巖、粒屑砂礫巖、砂礫巖、云質砂礫巖及中生界潛山凝灰巖。探井、開發井鉆遇生屑云巖厚度1.0 m～7.1 m，砂礫巖厚度2.1 m～8.5 m。儲集空間主要為原生孔隙和次生孔隙。生屑云巖儲層物性較好，巖心孔隙度分布范圍15.5%～37.7%，平均28.6%；滲透率分布范圍7.9 mD～992.8 mD，平均250.0 mD，儲層具有中高孔滲的物性特征；砂礫巖儲層物性較差，平均孔隙度9.1%，平均滲透率0.7 mD，儲層具有低孔、低滲的物性特征。該油田溶解氣油比高，體積系數大，收縮率高，地層原油密度小，地層原油黏度低。沙河街組溶解氣C1含量62%～67%，C2含量2%～9%，不含H2S，氣體相對密度0.711～0.817。根據水樣分析，總礦化度為6 317 mg/L～19 735 mg/L，為NaHCO3水型。

該井射孔段 5 182.5 m～5 226.6 m，5 098.1 m～5 126.8 m，受火工器材數量影響，分兩次進行射孔作業，預測地層壓力系數為1.15，目的層地層溫度約180 ℃（見表1）。

1.3 作業難點

（1）作業經驗不足。針對此類高溫高壓深井射孔作業，渤海油田作業經驗較少，工藝工具相對不夠成熟。

（2）井身結構復雜。該井生產套管尺寸為114.3 mm，且177.8 mm套管回接，井身結構復雜，前期洗井壓力較大，后期下入射孔管柱遇阻遇卡風險較高，且回接尾管掛位置下有牽制短節（有縮徑），容易造成射孔槍或服務工具阻卡。

（3）井下工具受限。小井眼尺寸工具應用較少，工具抗拉強度低，解卡能力相對欠缺，工具可靠性是決定作業成敗的關鍵。

（4）井控壓力。地層壓力系數1.15，射孔后井口存在溢流風險，且分兩趟射孔不排除頂層下射孔管柱或射孔作業時底層發生溢流，作業前應制定各極限工況下應對措施，保證井控安全。

2 射孔方式選擇

常規渤海油田此類井均采用射孔生產聯作射孔方式[4-8]，既安全又高效，但考慮該平臺其他本批次完井作業結束后發現地層不同程度上受鉆完井液堵塞，為避免由于鉆完井液因素影響地層滲透性，本井設計采用平衡射孔負壓返涌方式進行射孔作業，射孔后起射孔槍至射孔段以上，坐封RTTS封隔器，負壓返涌，既可防止射孔槍遇卡，又可充分清潔炮眼。

3 點火方式選擇

3.1 投棒點火

井深5 329 m，最大井斜32°，射孔段位于114.3 mm尾管內，地層溫度高達170℃。井身結構復雜，雖采取分段洗井、替稠塞攜帶等技術手段保證洗井質量，仍然不排除114.3 mm尾管掛頂部堆積少量沉淀，極有可能發生點火棒不到位或者沖擊力不足以點火。發生此種情況后只能打撈點火棒，撈獲點火棒后上提過程中容易發生點火棒脫落撞擊點火頭引爆射孔槍，所以打撈點火棒過程中必須安裝井口防噴裝置以保證安全，且引爆后需及時上提打撈電纜，此時間內若發生溢流或射孔槍遇卡，造成井況更加復雜，施工難度及風險較高。

表1 井身結構及套管程序表

3.2 鉆桿內加壓點火

鉆桿內加壓點火可設計為投球點火或加壓點火裝置為起爆器。若選用投球點火方式，則同投棒點火相類似極有可能發生投球不到位或者沖擊力不足以點火的情況。若選用加壓點火方式，為平衡射孔，若考慮充分清潔炮眼，則需單獨增加一趟負壓返涌，影響作業時效，并且RTTS封隔器只能下至114.3 mm尾管掛（4 491 m）之上，距離射孔段頂600 m左右，返涌效果受限。

3.3 環空加壓點火

高溫加壓點火頭即能滿足作業要求，射孔管柱可實現造負壓，管柱造負壓工具可同時選取棒極負壓閥和油管加壓開孔裝置，實現“雙保險”。因本井為高溫高壓井，對井下射孔器材要求較高，本次使用的射孔器材均為第一次在海洋完井中應用，若下入過程中棒極負壓閥或油管加壓開孔裝置失效，則采用平衡射孔，后決定是否增加一趟單獨負壓返涌作業。

另外，考慮到射孔后充分清潔炮眼以降低鉆完井液對儲層的影響，海3井最終設計為環空加壓點火方式。

4 射孔管柱設計

射孔管柱組合：射孔槍+轉接頭+直壓延時點火組件+2-3/8″EU油管短節1根+盲堵加壓接頭+油管短節2根+棒擊負壓閥（關閉）+油管短節1根+變扣+油管6根+油管67根+變扣+油管壓力開孔裝置+倒角油管短節1根+油管流量閥+倒角油管短節1根+變扣+艾普RTTS封隔器總成+短鉆桿1根+隨鉆震擊器（液壓）。

選用直壓式高溫延時點火頭，耐溫200℃/200 h，延遲時間10 min，導爆索使用超高溫導爆索。此管柱可實現負壓返涌，負壓值由油管流量閥深度控制，依據設計負壓值部分鉆桿內無液體，管柱內外形成負壓，射孔后將射孔槍起出射孔段以防止卡槍（如若卡槍，隨鉆液壓震擊器震擊噸位大且較為可靠，可用作解卡），此過程中內外管柱不連通，較為安全。坐封RTTS封隔器后，井口投棒砸開負壓閥（若負壓閥失效則加壓打開油管加壓開孔裝置建立循環），放噴，反循環壓井。若負壓閥或油管加壓開孔裝置失效則改為平衡射孔。

5 現場應用

5.1 現場施工控制

洗井過程中采取分段洗井、替稠塞等手段以保證井內基本干凈，為后續下入射孔槍做好鋪墊。控制純下鉆速度0.3 m/s，射孔管柱進177.8 mm尾管掛、114.3 mm尾管掛，RTTS封隔器進177.8 mm尾管掛等關鍵位置提前測管柱上提下放懸重，緩慢下放通過。采用地面TCP監測裝置協同判斷射孔槍引爆。保證作業連續性，盡量減少射孔器材在井下的時間。

5.2 實際作業情況

刮管洗井管柱順利到位，分段洗井、替入稠塞，最終NTU值連續一個循環周＜30，洗井效果良好。PCL測中子，順利到位。測固井質量，結果顯示固井質量良好。下射孔管柱順利到位，RTTS封隔器過177.8 mm尾管掛回接筒位置未發生阻掛。到位后電纜校深順利到位。調整管柱至射孔位置，關防噴器，環空加壓至12.4 MPa后壓力不再上漲，停泵后壓力迅速下降，停泵，開防噴器，環空液面下降。反循環驗證管柱內外是否連通，期間控制循環壓力在安全范圍內。反循環總量為造負壓鉆桿內容積基本持平，判斷管柱內外連通，負壓閥或壓力開孔裝置提前打開。經現場與基地共同分析，最終確定改為平衡射孔。關防噴器，正打壓19 MPa穩壓1 min，迅速放壓至2 MPa，等待15 min，環空壓力及射孔監測裝置未見變化；倒流程，關鉆桿考克，固井泵環空打壓21 MPa穩壓1 min，迅速放壓至2 MPa，7 min后射孔監測裝置監測到明顯震動信號，鉆臺管柱有較明顯震動，環空壓力降為0，確認點火成功。反循環洗壓井。起鉆，發現油管加壓開孔裝置密封圈完全破碎，拆甩加壓開孔裝置，管柱內外不連通，井口投棒砸開負壓閥，繼續起鉆，發現加壓盲堵及其上面的一根3 m油管里堆滿油泥，手摸有細粉砂感覺，敲擊油管，從油管內落出大量油泥物，現場目測并用水清洗，發現有類似石墨和地層細粉砂物，錄井分析主要為泥漿材料，含有少量地層粉砂和重晶石，有少量熒光。

5.3 原因分析

針對以上情況，分析造成工具失效原因主要有以下幾點：高溫造成工具內密封膠圈軟化、斷裂。工具上部液柱壓力高，造成密封膠圈斷裂。工具組裝過程中密封膠圈損壞。

6 總結及建議

（1）射孔作業應以安全及施 工可靠性為首要前提，對射孔方案、點火方式、射孔器材、射孔管柱等進行優選，以保證作業安全順利的進行。

（2）海洋石油高溫高壓井相對陸地較少，相關工具在海洋石油使用較少，可靠性不得而知。

（3）對于高溫高壓井，除考慮井下射孔器材滿足高溫要求外，還需考慮作業的不確定性并準備備用手段，以免造成到位后無法點火或點火后循環通道建立失敗無法壓井等問題發生。

（4）在設計階段應充分考慮各種極限工況下的應對措施，現場謹慎施工，提前落實相關備用手段及極限工況下的處理方式。

［1］萬仁傅．現代完井工程（第三版）［M］.北京：石油工業出版社，2008.

［2］陸大衛．油氣井射孔技術［M］.北京：石油工業出版社，2012.

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