乍得基巖注氣井膨脹管懸掛二次完井技術

劉 琦 王 剛 黎小剛 曲兆峰 劉紀童 仲 昭

(1.中國石油集團工程技術研究院 2.中國石油國際勘探開發有限公司)

0 引 言

隨著氣頂油藏的不斷開發，上部氣頂逐步消失，由此導致油藏天然能量不足，儲層壓力快速下降，業內常用的開發方式為采用注氣補充地層能量或氣驅保持油藏壓力，以此提高油藏整體采收率。從降低桶油操作成本的角度考慮，一般會將瀕臨衰竭的低壓低產開發井轉為注氣井繼續服役，從而最大化地利用現有生產資源，起到降本增效的目的。乍得B區塊潛山油藏是典型低豐度油藏，投產5年后油藏上部氣頂逐漸消失，需要注氣保持油藏壓力以提高油田采收率。在現有生產井改注氣井過程中，曾發生BX9井因注氣高壓擊穿裸眼段上部套管鞋以上水泥環，引起上部地層出砂，掩埋下部裸眼井段的事故，最終導致報廢棄井。應開發需要，計劃選擇BX20井作為BX9的替代井，再次開展注氣試驗。該備選井套管鞋位置和砂巖與基巖界面僅有2～3 m距離，上部地層含有破碎疏松過渡帶，且固井質量一般，注氣過程中極易發生BX9的同類問題；為避免注氣破壞套管鞋以上水泥環，及由此導致的地層出砂淹埋注氣井段等問題再次出現，考慮對該井采取二次完井作業，以完善該井井筒完整性，保障注氣井長期穩定注氣。

1 影響注氣生產的瓶頸問題

乍得潛山油藏基巖開發井通常采用三開井身結構設計，二開鉆至上部砂巖與下部基巖交界面以下2～3 m完鉆，下入外徑244.5 mm(9in)套管至基巖頂界以下固井，整個下部三開基巖井段采用裸眼完井方式[1-3]。生產過程中，由于井底流壓為10 MPa左右，產量平均為20 t/d，該裸眼井身結構設計滿足油井生產要求。

轉注氣井后，上部注氣管柱攜帶生產封隔器入井，封隔器坐封在外徑244.5 mm(9in)套管鞋上部，注氣管柱根部下探至基巖層段注氣。基巖層段注氣壓力主控因素為內部相互溝通的天然裂縫系統，由于基巖層段非均質性極強，不均勻的產注剖面對注氣壓力影響非常大；為達到開發需要的合理注氣量，試注氣時通常會不斷向上調整壓力，反復的憋放壓對井筒完整性造成了嚴重影響。較高注氣壓力將導致套管鞋處水泥環損壞，注入氣繞過過渡帶層段繼續上竄，引起上部砂巖層垮塌，大量沉砂將掩埋整個裸眼井段，需要上大修作業整理井筒方可恢復生產，嚴重時會因套管發生擠毀變形使注氣井報廢，從而造成無法彌補的損失。

2 基于膨脹管懸掛的二次完井技術

2.1 油田基本情況

BX9潛山油藏位于BC區塊西部，含油面積3 km2，地質儲量248.9×104m3。2017年3月，BX9潛山第一口井BX9井率先投產。截至2022年，潛山區塊共完鉆井5口，投產油井4口，目前開井2口，平均日產油100 t，含水體積分數12.8%，年采油速度1.4%，采出程度14.8%。低產低壓影響了油藏的采出程度，急需開展有效的二次采油措施，提高整體采收率，考慮基巖油藏的特點，注氣開發成為最優方案。

2.2 注氣先導井生產情況

BX20井位于BX9潛山區塊西北部，緊鄰BX9井。該井2017年9月電泵投產，初期日產油15 t，日產氣46 m3，含水體積分數15.82%，氣油比8.5 m3/m3；2017年10月低壓間開，2019年4月低產關井。由于該井井位位于油藏高部位，適合開展注氣研究，確定該井轉為注氣試驗井。2020年6月，計劃利用二次完井作業完善該井井筒完整性，確保該井井身完整性滿足長期注氣要求。

2.3 技術要求

結合開發和生產需求，提出該井二次完井技術要求如下。

(1)二次完井作業需對上部裂縫發育的主要注氣層段進行保護，防止注氣過程中高壓擊穿套管鞋上部水泥環導致封固的砂巖層出砂、填埋下部裸眼井段，以延長注氣井使用壽命。

(2)二次完井作業后，需保證注氣層段和井筒之間保持最佳的連通條件，使注氣層所受的損害最小，進而防止裂縫發育層段的堵塞。

(3)二次完井作業后，注氣層和井筒之間應保留盡可能大的滲流面積，使注入氣進入儲層段的阻力最小，由此降低井口注氣壓力(井口注氣壓力低于地層破裂壓力28 MPa)。

(4)二次完井工藝需要盡可能利用現場庫存的井下工具，以及優化作業程序，在實現二次完井作業目的同時，最大限度地降低完井作業投資成本。

2.4 技術原理

膨脹管技術的發展和應用[4]對國內外鉆完井工程領域產生了革命性的影響，特別是膨脹管尾管懸掛技術的出現，提升了完井作業效率，大幅度縮短了施工周期，減少了作業費用。

膨脹管懸掛二次完井技術的核心為膨脹管懸掛器系統，該系統主要由下入丟手、 膨脹管懸掛本體、中心管、膨脹錐、下接頭以及密封腔底座組成[5]，如圖1所示。

1—下入丟手；2—懸掛器本體；3—中心管；4—膨脹錐；5—下接頭。

當懸掛器下入到設計懸掛位置，投球，球落入密封腔內的球座內，堵塞內循環通道，開泵加壓，壓力推動膨脹錐上行，通過機械力、液壓力兩者的共同作用擠壓懸掛器本體，利用膨脹管材的金屬塑性應變特性，擠壓膨脹管材與套管內壁貼合；此外，為增加密封與懸掛能力，在懸掛器本體上粘接排列著彈性元件(橡膠環密封件)，彈性元件同時被擠壓在懸掛器和上層套管上，形成密封，從而有效地封隔套管環空，擠壓形成的殘余應力對外層套管產生一定的擠壓，通過摩擦力完成對下部完井管串的懸掛。

對于該次基巖井二次完井，選擇膨脹管懸掛篩管完井方式，與常規套管固井完井方案相比，該方式可最大限度地保留儲層裂縫與井筒的溝通能力，大幅度續注氣啟動壓力；與常規尾管懸掛技術相比，膨脹管懸掛二次完井技術充分發揮了膨脹管將封隔器與懸掛器融為一體的技術優勢，攜帶的外部零件少、結構更加簡單，降低了二次完井作業難度；膨脹管坐封后，實現上部套管與下部完井管柱的完全貼合，密封腔底座可以承受最高35 MPa的壓力；膨脹管懸掛器本體上沒有傳壓孔，降低了漏失風險；膨脹管不攜帶卡瓦、錐體等配件，通徑更大，避免了井筒中臺階的出現，降低了后續生產作業及測試施工風險。

2.5 試驗井井筒條件及施工準備

2.5.1 原生產管柱結構

BX20井采用乍得標準三開裸眼水井井身結構，外徑244.5 mm(9in)套管下入基巖頂界以下，?215.9 mm(8in)裸眼段1 595.72～1 905.00 m之間，套管鞋處固井質量為合格。套管程序見表1。

表1 BX20井套管程序信息Table 1 Casing program information of Well BX20

2.5.2 基巖產層段物性情況

觀察基巖段取芯數據，該井基巖產層剖面非均質性極強，產層段的物性發育非常不均勻，天然裂縫發育井段主要集中在上部1 600 m左右處。BX20井巖心數據如表2所示。

由電成像測井(XRMI)解釋結果(見圖2)可以看出，98～107號小層之間裂縫集中發育，即主要在井段1 565～1 623 m區間，此結果印證了巖心觀察的結論，基巖儲層上半段是主要的吸氣層段，需要防止上部砂巖層出砂導致儲層砂埋事故的發生。

表2 BX20井巖芯描述Table 2 Core description of Well BX20

圖2 基巖裸眼井段裂縫發育層段測井曲線Fig.2 Well logging curves of fracture development interval in open hole section of basement

2.5.3 二次完井方案設計

依據二次完井技術要求，本著最大限度地保護井筒完整性，釋放地層天然裂縫兩個原則，為該井設計了二次完井工藝。依據?215.9 mm(8in)裸眼井身尺寸，設計采用篩管+雙密封膠筒封隔器+套管+膨脹管懸掛器組合[6-8]來實現下部完井管柱的懸掛密封，并對上部外徑244.5 mm(9in)套管鞋處產生足夠的保護，由此減小上部水泥環承壓，防止砂巖地層出砂下埋注氣井段的問題發生。

根據裸眼段測井解釋結果，確定下部管串配件工具的具體下入深度，懸掛器坐封位置設在(1 505±2)m，下部管柱長度約400 m，具體參數詳見表3。

下部完井管串中設計攜帶2個串聯的裸眼封隔器①和②(見圖3)，坐封位置為1 572.6～1 577.0 m，以保護外徑244.5 mm(9in)套管鞋上部管外水泥環，并同時攔截上部掉塊及沉砂。

篩管段在每隔2～3根篩管處加裝彈性扶正器，以保證整個管柱居中，平衡管柱整體受力，并可減少注氣過程中管柱震動，對上部裸眼封隔器及懸掛封隔器起到一定支撐和保護作用。

表3 BX20井二次完井管柱下入深度與測井結果對照Table 3 Contrast between setting depth of recompletion string and logging result of Well BX20

圖3 ?244.5 mm膨脹管懸掛器+套管+篩管下部完井管柱Fig.3 ?244.5 mm expandable tube hanger + casing + liner lower completion string

2.5.4 作業程序及施工預案

該次二次完井現場作業施工嚴格按照乍得項目修井作業及井控作業規程[9]執行，主要步驟包括起出原井生產管柱，下部完井管柱入井并完成懸掛密封，下入上部注氣管柱，開展試注氣作業。具體流程見圖4。

圖4 二次完井作業標準作業程序Fig.4 Standard operation procedure of recompletion

該次作業主要存在3個風險點，在施工前針對每項風險建立了控制措施及應急預案。

(1)400 m下部完井管串下入遇阻。控制措施：要求井隊控制下鉆速度，操作時應緩慢平穩下放；鉆井液工程師應根據實際井況，調整完井液性能，提高完井液的潤滑性。應急預案：遇阻超過80 kN時，上提、下放、旋轉活動鉆具，嘗試通過，如反復嘗試無法通過，可起鉆，對井眼重新進行處理，處理過程中可過提懸重不超過150 kN，下壓不超過150 kN。

(2)膨脹壓力過高(大于25 MP)，影響懸掛封隔器順利坐封。控制措施：膨脹管技術專家在現場指揮施工，與司鉆形成良好配合，確保加壓排量與上提速度的配合在最佳狀態。應急預案：上提管柱不及時會引起膨脹壓力過高，此時可降低加壓排量，同時保持原上提管柱懸重，使施工壓力小于25 MPa。上提管串時，采用機械方式輔助膨脹，將會比原懸重過提30～50 kN，可降低膨脹壓力，使之恢復到正常值。

(3)裸眼段井徑擴大影響裸眼封隔器坐封[10-11]。按照已有井徑測井曲線，通過優選井徑規則的位置布置封隔器坐封位置，并建議在沖砂后下電測，以獲取最新的井徑數據，由此優化上部2個裸眼封隔器位置。裸眼封隔器坐封壓力嚴格控制在10～13 MPa以內，防止因壓力過高導致封隔器密封膠筒的損壞。

3 現場應用效果

2022年10月，對BX20 井實施二次完井作業。利用低密度鹽水循環壓井，提出原井電泵管柱，通井刮削，下剛性扶正器管柱模擬通井，下部完井管串入井，下電測校深，確保封隔器及管柱下入到位。投入?52 mm鋼球至球座，試壓合格，運行膨脹錐坐封懸掛封隔器。投?36 mm銅球至球座，緩慢加壓至12 MPa，穩壓10 min，坐封裸眼封隔器。下鉆磨管柱鉆球座，并下探人工井底，確認下部管柱內部暢通。起鉆磨管柱，下入上部注氣管柱。拆防噴器組，安裝注氣井口，井口試壓合格。拆卸鉆臺，開展試注氣作業，注氣排量2 000 m3/h，注入時間6～18 h，日注入量10 000～38 000 m3，井口注入壓力始終低于20 MPa，數據如圖5所示。截至目前，已實現連續注氣180 d，注入壓力始終保持平穩，注氣量滿足油藏開發的注氣要求。整個作業周期為10 d，較傳統二次完井平均17 d的施工周期，減少7 d作業時間，節省修井作業費用超20萬美元，是一種低成本高效完井方案。

圖5 BX20井注氣曲線Fig.5 Gas injection curve of Well BX20

4 結論和建議

(1)乍得基巖井通常采用三開裸眼井身結構，作為生產井時滿足開發需要；然而轉注氣井后，現有井身結構無法滿足高壓注氣要求，高壓會擊穿水泥環、損壞套管，導致上部地層出砂，嚴重時會掩埋下部裸眼井段。該類生產井轉注氣井前需進行二次完井，以保障井筒完整性，延長注氣井壽命。

(2)基巖油藏生產或注氣均通過花崗巖內部天然裂縫作為儲層內部與井筒的溝通渠道，如采用套管完井方式進行二次完井，將導致滲流通道被完全堵死，后續無法進行注氣。膨脹管懸掛篩管的完井方式，不但滿足最大限度保留裂縫通道的目的，還因工藝流程簡單，可大幅度提升作業時效。

(3)該次試驗的膨脹管二次完井管柱主要包括膨脹懸掛器、管外封隔器、篩管。該二次完井管柱一次下入到位，懸掛封隔器及兩只裸眼封隔器成功坐封，整個作業周期為10 d，較傳統二次完井平均17 d的施工周期，減少7 d作業時間，節省修井作業費用超20萬美元，是一種低成本高效完井方案。

(4)BX20井注氣先導試驗井二次完井實踐證明，通過坐封二次完井管柱解決注氣井井筒完整性的方式可行。該井完井后能夠有效封固和保護套管，使之免受注氣高壓的破壞，可有效解決裸眼注氣井井筒完整性問題，確保注氣井平穩注氣。試注氣壓力達到20 MPa，注氣量達到2 000 m3/h，滿足潛山油藏注氣開發需求，具有較高推廣價值和重要借鑒作用。