安岳氣田易漏儲層高效完井投產技術研究及應用

黃 船,李 杲,張國洪

1中國石油川慶鉆探工程有限公司試修公司 2中國石油西南油氣田工程項目造價管理中心

0 引言

裂縫—孔洞型儲層是縫洞型碳酸鹽巖儲層的主要類型，該類儲層裂縫、孔洞發育,非均質強,鉆完井期間極易發生漏失，若漏失控制不及時,鉆完井液會在縫洞系統中傳遞、延伸到儲層深處，形成更為嚴重的惡性漏失，處理難度非常大[1]，是勘探開發中面臨的一個典型難題。以安岳氣田燈影組為例，燈影組儲層產量高，含H2S[2-3]，長裸眼水平段儲層漏失量達幾千方甚至上萬方，試油期間井控風險大，若依靠建立液體暫堵屏障實現井筒內壓力平衡，技術要求高，實施難度大，安全完井投產目的難以實現。

本文提出了一種針對易漏儲層的高效完井投產新方法，通過結合鉆井中精細控壓參數，制定精確的吊灌措施，安全高效下入一趟暫堵管柱，快速建立機械暫堵屏障，不需依靠液體反復封堵地層，在實現易漏儲層暫堵的條件下，再二次回插封隔器實現完井。該方法既縮短了易漏儲層下管柱期間的高風險作業時間，又保護了油氣儲層，達到了快速安全完井投產目的。

1 燈影組易漏儲層特征和對完井作業影響分析

四川盆地安岳氣田震旦系燈影組儲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，儲集類型為裂縫—孔洞型和孔隙(洞)型，非均質性強。燈影組儲層溫度在140～160 ℃之間，地層壓力系數在1.05～1.14之間，屬高溫、常壓氣藏。儲層溶洞主要有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”洞連通性相對較差，其余3種溶洞極為發育，連通性較好[6]。縫洞發育特征導致鉆井期間鉆井液漏失量大，若儲層鉆獲高產天然氣，還會疊加測試期間地層放空影響，對完井作業帶來影響。據統計，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11 167.3 m3，見表1。

表1 安岳氣田部分井鉆完井期間漏失量及產量統計

儲層易漏特征對完井投產作業帶來的影響主要體現在：

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

(2)易漏失長水平裸眼段導致井筒難以建立靜態水力平衡，無法提供一個安全作業的完井井筒環境，若采用液體實現屏蔽暫堵技術難度高，耗費巨大[7]。

(3)完井管柱下鉆期間液面通常維持在井口200～500 m以下，井控風險大，尤其是壓力窗口窄的情況[8-9]，環空液面控制不好，吊灌量不準確，隨時可能導致漏速加快，漏噴轉化，受管柱結構限制，發生復雜或險情后處理起來極為困難。

(4)完井管柱需做氣密封檢測，為保護封隔器膠筒和避免激動壓力造成地層漏速加快，需控制下鉆速度，兩者因素疊加后，單根下入時間由1 min變為10 min，下鉆周期在3 d以上，井筒長時間處于高風險狀態。

(5)管柱到位后無法準確掌握環空保護液替入量，替液期間大量環空保護液漏入地層，極端情況“有進無出”，后期投產無法對環空形成有效保護。

2 易漏儲層高效完井投產技術

西南油氣田2014～2020年已在高石梯累計開展近170井次精細控壓鉆井技術應用，實現了窄密度窗口、多壓力系統條件下的安全鉆進[10]，針對上述完井難題，在不對地層進行液體暫堵屏蔽的前提下，基于前期精細控壓鉆進過程中對壓力窗口的認識，精確制定井底回壓控制措施，利用精細控壓設備對環空液面監測和自動灌漿，保障完井管柱的安全下入。總體方案為：鉆井完成后，不拆除精細控壓設備，利用鉆桿下入一只完井封隔器，下鉆期間參考精細控壓鉆井期間控壓參數調整灌漿措施，通過暫堵封隔器用最快速度建立井筒屏障，縮短高風險下鉆時間，為二次回插完井期間的氣密封檢測、替環空保護液、回插封隔器創造安全井筒作業條件。二次回插管柱含完井封隔器+井下安全閥，在替入環空保護液再回插坐封，打掉座芯溝通地層，實現酸化改造、排液、測試、投產。

2.1 暫堵管柱下入期間環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，環空液面位于井口以下200～500 m，需要結合精細控壓作業參數，通過連續監測環空液面來調整精確灌漿措施，維持環空液面高度，實現井底壓力合理調節，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，測試地層漏失壓力系數1.18，氣層壓力系數1.177，屬于極窄密度窗口儲層[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精細控壓鉆進，順利鉆至井深5 943 m完鉆。精細控壓鉆進過程漏失鉆井液89.5 m3，下入完井管柱期間油套環空容積為1.2 m3/100 m，環空液面每小時漏失1 m3下降約100 m，井底壓力減少1 MPa左右，在此基礎上下鉆環空灌漿原則為：先通過回壓補償系統單獨控制向井內灌漿，按照每小時監測液面1次并灌漿1次，若灌漿后液面比控制高度下降，則調整灌漿時間間隔，加密灌漿次數；反之則適當增加灌漿時間間隔，漏失量越大的井越需要調整監測與補償次數，通過精準的補償環空液面，使井底壓力當量密度維持在1.18～1.19 g/cm3，保持一個恒定合理的漏速，避免下鉆中氣體進入井筒或過量灌漿漏失加速的復雜，若下鉆過程中出現應急處置需進行環空正推，則排量不大于0.30 m3/min，防止流速過快，損傷封隔器膠筒，影響封隔器坐封效果。

2.2 油管內外壓差關系

完井管柱下部為完井封隔器，由于封隔器依靠內外壓差啟動坐封，需要將油套壓差控制在安全范圍內。因此不僅要制定環空灌漿措施，還要在下鉆過程中根據封隔器處壓差的動態變化制定油管內液墊高度控制措施。以坐封位置5 000 m左右井為例，假設封隔器處油管靜壓為pt，封隔器處環空靜壓為pa，兩者差值為pt-pa=Δp，由于初期環空液面在井口以下，按照全井鉆井液密度1.2 g/cm3，環空液面在井口以下500 m計算，如果從一開始油管內灌滿鉆井液下鉆，則Δp約6 MPa，而一般完井封隔器啟動壓力為5～12 MPa，有提前坐封的風險，為防止油管壓力超過環空壓力剪切銷釘導致封隔器提前坐封，從下鉆初始至最后坐封pt與pa應重點掌握兩個控制原則：即初始-下至環空液面點期間pt=pa=大氣壓力，超過環空液面點后保持Δp為負值，即pa>pt，見圖1。

圖1 作業期間封隔器處油套壓關系圖

根據上述原則推薦油管內液墊高度控制的措施具體為：

(1)初始—下至環空液面點的階段油管內不墊液墊，使Δp=0。

(2)超過環空液面點后，每下1 000 m按照900～1 000 m油管內容積L灌一次，確保pa>pt。

(3)下鉆到坐封位置后暫不灌滿油管內液墊。

(4)調整好坐封位置，計算出Δp，井口泵壓px=起始坐封壓力-Δp，油管內灌滿液墊，油管加壓開始啟動封隔器坐封，在第一個坐封臺階完成后，可將環空液面灌至井口，驗證封隔器是否已經啟動，繼續加壓坐封，最終完成坐封程序，驗封合格后正轉丟手，起出鉆桿。

掌握好油套壓力關系，可削減封隔器提前啟動坐封風險，保證下鉆的連續性和效率。由于暫堵封隔器通過鉆桿下入，不需要逐根進行氣密封檢測，鉆桿在鉆臺提前組合成立柱，系列措施均可節約大量下鉆時間，將井漏的高風險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回插完井管柱、替環空保護液等操作帶來的不利影響。

2.3 作業前井屏障識別

根據井基本數據作業前繪制井屏障圖，并做井評價表。根據評價表進一步得出建議：① 第一井屏障能否滿足試油要求，以確定是否需調配壓井液且采用精細控壓裝置及吊灌方式配合作業，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環空是否帶壓，井筒試壓、壓裂酸化、排液測試、關井復壓期間是否有壓力傳感器連續記錄B、C環空壓力。

3 GSX28井技術應用效果

3.1 完井方案設計

GSX28井產層位于?177.8 mm套管下部裸眼段，通過精細控壓設備下入一只?177.8 mm完井封隔器暫閉儲層段，替清水后再下完井封隔器+井下安全閥回插管柱，替環空保護液后，對試油井段進行酸化改造后排液、測試。

3.2 球座設置

第一趟快速暫堵管柱下部帶有盲板坐封球座，采用銷釘固定，其值pz應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作為備用坐封手段。

3.3 作業過程

(1)下暫閉封隔器。在精細控壓裝置條件下下入暫閉封隔器，下鉆期間先每40 min監測灌漿一次，后參考精細控壓的井底當量密度參數，調整為每25 min灌漿一次，漏失量穩定維持在3.88 m3/h直至坐封，坐封丟手成功，下鉆用時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48 h。

(3)試回插，調整管柱，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，穩壓10 min，壓降0.2 MPa，試回插成功。上提調整管柱、替入環空保護液、下入井下安全閥、坐掛、換裝井口，用時26 h。

(4)坐封完井封隔器。拆防噴器，安裝完采油樹，用一臺700型壓裂車對插管驗封20 MPa，穩壓10 min，壓降0.2 MPa。700型壓裂車逐級打壓15.0↑25.0↑35.0 MPa，最后臺階穩壓15 min完成坐封。

(5)憋球座座芯。用一臺700型壓裂車對環空加壓，套壓39.7↑59.0↓58.6 MPa，油壓39.2↑47.8 MPa；撬裝泵對油管加壓，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、測試。采用暫堵球工藝對儲層分段酸化，酸量1 220 m3，酸化后放噴測試獲天然氣產量108×104m3/d，關井等待投產。

3.4 應用效果總結

GSX28井燈影組精細控壓鉆進期間累計漏失密度1.20～1.24 g/cm3壓井液2 175.8 m3。整個施工過程僅在下入暫堵管柱階段通過精細控壓裝置吊灌鉆井液40.7 m3漏入地層，相對鉆井期間和常規完井工藝的作業井節約漏失鉆井液95%以上，精確穩定維持了環空液面，未發生漏噴復雜，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10.5 h，大幅降低地層漏失井筒高風險條件下作業時間，按照設計量準確替入環空保護液，由于井筒已建立暫堵屏障，替液期間基本實現零漏失，酸化后測試獲高產，完井管柱密封良好，井筒完整性得到保障，為長期開發穩產奠定了基礎。

3.5 與原作業方式時效對比

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]，兩種完井作業方式管柱、工藝及時效對比見表2。

表2 兩種完井方法管柱、工藝與時效對比表

表2對比分析顯示，雖然新完井方法將原來的一趟管柱變為了兩趟管柱，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層的動態平衡[14-16]，防止無目的灌漿造成漏速加快或漏噴轉化，第一趟管柱下鉆時間通常在16 h以內，井漏高風險條件下的下鉆時間大幅縮短。實踐證明，井筒在井漏高風險條件下作業時間從原來的平均126 h降低至平均12 h，縮短了90.5%，為替入環空保護液等后續操作創造了有利條件，完井期間平均漏失量從原來的平均1 284.1 m3減少至平均148 m3，減少了88.5%，節約了大量鉆井液費用。

4 結論與建議

(1)該技術通過參考精細控壓鉆井期間的控壓參數，連續合理控制環空液面和油管內液墊高度，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間。通過快速建立井筒暫堵屏障，使整個完井期間在地層漏失高風險下作業時間縮短至常規方式的1/10，并為后續完井投產各個關鍵工序創造了良好的井筒條件，減少了因漏失對吊灌、替環空保護液造成的復雜和損耗費用，保護了油氣層，值得在川渝、塔里木等同類區域推廣應用。

(2)該技術為碳酸鹽巖裂縫、溶洞易漏儲層提供了新的完井投產技術手段，在安岳氣田燈影組十余口井開展了現場應用，解決了惡性井漏地層完井投產難的問題，使精細控壓技術在完井方面得到了拓展，單井完井投產效率獲得了極大提高，取得了良好社會效益和經濟效益。