向文剛 何銀達(dá) 吳云才 胡 超 趙 鵬 周忠明何川江 王春雷 吳鎮(zhèn)江

（1.中國(guó)石油塔里木油田公司迪那油氣開發(fā)部，新疆 庫(kù)爾勒 841000；2.中國(guó)石油塔里木油田公司勘探事業(yè)部，新疆 庫(kù)爾勒 841000）

0 引言

塔里木盆地庫(kù)車山前構(gòu)造迪那2氣田屬于低含凝析油塊狀底水異常高壓凝析氣藏，原始地層壓力高達(dá)105 MPa，壓力系數(shù)為2.18，原始地層溫度為136℃，儲(chǔ)層多具低孔低滲或特低孔低滲特征，大多需要完井后進(jìn)行酸化增產(chǎn)作業(yè)。由于鉆井液密度窗口小，鉆進(jìn)過程中鉆井液漏失量大（一口井最高漏失量達(dá)8 487 m3），鉆井成本高，鉆井技術(shù)難度大，鉆井預(yù)留的井底口袋都不可能太長(zhǎng)［1-2］。新井完井工藝采用耐壓差超過120 MPa的全通徑射孔工藝；修井后的完井工藝采用的是先行鉆桿傳輸射孔，然后再下完井管柱的完井工藝［3-4］。兩種生產(chǎn)管柱在完井、生產(chǎn)及后期修井存在以下問題：①替漿不充分造成產(chǎn)層污染問題；②生產(chǎn)過程中部分井砂堵無法處理、影響產(chǎn)能問題；③尾管打撈效率低、周期長(zhǎng)、風(fēng)險(xiǎn)高、成本高問題；④長(zhǎng)時(shí)間鉆磨套銑對(duì)生產(chǎn)套管造成損傷。為解決該類完井問題，應(yīng)針對(duì)性開展清潔完井技術(shù)研究。

1 清潔完井工藝原理

油氣井清潔完井技術(shù)主要針對(duì)高溫高壓完井及安全高效修井兩種作業(yè)需求，是一種全新的能夠?qū)崿F(xiàn)低成本清潔完井及后期安全修井作業(yè)的完井管柱與工藝方法。采用清潔完井工藝時(shí)，用清潔完井液替換出原井重泥漿，在不影響現(xiàn)有完井工藝的基礎(chǔ)上，對(duì)封隔器下部管柱進(jìn)行管柱優(yōu)化，首先根據(jù)井筒井底條件，管鞋下過射孔低界或者下至射孔中下部；同時(shí)對(duì)應(yīng)射孔段的管柱采用填塞可溶孔塞的篩管。

用可溶材料制造的可溶孔塞安裝在可溶篩管的孔眼內(nèi)，可暫時(shí)封堵篩管的孔眼，保證在反循環(huán)頂替重泥漿作業(yè)過程中懸掛尾管的完整性，為下步替重漿清潔井底及儲(chǔ)層改造提供井筒條件。自油管正打壓擠注酸液后，可溶孔塞溶解，溝通產(chǎn)層，從而為實(shí)現(xiàn)改造作業(yè)和生產(chǎn)提供通道（圖1）。

圖1 填塞可溶孔塞的篩管圖

2 D1井清潔完井可行性分析及優(yōu)化方案

2.1 可行性分析

迪那2氣田D1井屬于老井利用，地層壓力為79.3 MPa，壓力系數(shù)為1.70，地層溫度為136℃。儲(chǔ)層具低孔低滲特征，需要酸化改造；設(shè)計(jì)要求：射孔井段為4 732.5～4 774.0 m，射開厚度為30.5 m；人工井底在4 779 m；井底預(yù)留口袋為5 m；依據(jù)地質(zhì)和工程設(shè)計(jì)要求分析，D1井井身結(jié)構(gòu)及井筒清理都完全符合清潔完井工藝的實(shí)施條件。

可溶塞管每根長(zhǎng)為4.39 m，在5"尾管內(nèi)完井，為了保證篩管的屈服強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度，采用塞管外徑為Φ88.9 mm，材質(zhì)為超級(jí)13Cr110，孔眼之間的距離為62 mm，相位角為90°。孔眼直徑為M16*1的細(xì)牙螺紋孔，16孔／m；同時(shí)要保證可溶塞管下入5"尾管時(shí)的安全，因此采用HKS雙級(jí)直連扣塞管，可消除接箍入井可能帶來的遇卡風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 D1井清潔完井施工方案及管柱優(yōu)化

D1井清潔完井施工方案：①根據(jù)測(cè)井解釋資料確定生產(chǎn)層段位置并完成射孔；②地面配置清潔完井管柱，管柱下至人工井底坐油管掛，裝采油樹；③利用打孔篩管反循環(huán)替換出井筒以及油管內(nèi)部的重泥漿；④按照封隔器操作規(guī)程坐封封隔器；⑤油管正打壓注入酸性液體，將可溶篩管的可溶部件溶蝕脫落，形成增產(chǎn)改造及生產(chǎn)通道。⑥儲(chǔ)層需要改造時(shí)，通過油管將改造液經(jīng)可溶篩管擠入儲(chǔ)層；完成改造后，通過篩管即可實(shí)現(xiàn)自噴生產(chǎn)（圖2）。

圖2 D1井清潔完井管柱圖

3 清潔完井工藝在D1井的應(yīng)用要點(diǎn)分析

D1井完井后，從鉆桿傳輸射孔后清潔完井管柱開始下入井筒，到酸化結(jié)束的工藝流程及清潔管柱力學(xué)參數(shù)要點(diǎn)做如下分析。

3.1 可溶塞管抗內(nèi)壓及抗拉載荷實(shí)驗(yàn)

3.1.1 可溶塞管抗內(nèi)壓實(shí)驗(yàn)

安裝?？籽壑睆綖镸16*1的細(xì)牙螺紋孔，孔塞安裝螺紋為M16*1，耐高溫密封件安裝在可溶孔塞上，可溶孔塞用扭距板手按照3～4 N／m的扭矩上扣，保證用力均衡。與可溶篩管本體實(shí)現(xiàn)密封。

試壓?？扇芎Y管的孔塞抗內(nèi)壓為17 MPa，滿足15 MPa的密封設(shè)計(jì)要求。雙級(jí)扣的強(qiáng)度密封為50 MPa。

3.1.2 可溶塞管抗拉載荷實(shí)驗(yàn)

液動(dòng)拉伸機(jī)打壓實(shí)驗(yàn)。①打壓68.41 MPa穩(wěn)壓15 min，無降壓現(xiàn)象，壓力數(shù)據(jù)曲線顯示68.25 MPa；②篩管的試驗(yàn)抗拉載荷為650 kN。測(cè)量篩管的密封孔為19.1 mm，無變形；③3 1／2"平式油管的實(shí)測(cè)線重：13.84 kg／m，抗拉安全系數(shù)滿足施工要求。D1井現(xiàn)場(chǎng)射孔后各工序施工數(shù)據(jù)表明，D1井下入的清潔完井塞管，在抗內(nèi)壓、抗拉載荷及可溶孔塞與密封孔密封方面都達(dá)到設(shè)計(jì)要求，清潔完井塞管完整性良好。

3.2 液體體系對(duì)可溶孔塞腐蝕數(shù)據(jù)對(duì)比評(píng)價(jià)

重泥漿、主體酸腐蝕實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)由西安摩爾實(shí)驗(yàn)室提供；有機(jī)鹽完井液腐蝕實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)由塔里木油田實(shí)驗(yàn)檢測(cè)中心提供；實(shí)驗(yàn)室所取不同類型液體的配方比與D1井在射孔后井筒內(nèi)所用液體體系配比相近?？扇芸兹馁|(zhì)類型選取與D1井下入井筒內(nèi)一致。

1）可溶孔塞耐重漿腐蝕分析

實(shí)驗(yàn)選取重漿性能。庫(kù)車山前K1井現(xiàn)場(chǎng)重漿密度為1.72 g／cm3；氯根含量為36 000 g／L；D1井射孔后循環(huán)油基重漿密度為1.80 g／cm3，塑性黏度為63 mPa·s，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)氯根含量為25 000～35 000 g／L。由表1實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知，相同直徑不同厚度的可溶孔塞在170℃溫度下重漿腐蝕介質(zhì)環(huán)境中，48h無明顯腐蝕。D1井射孔后循環(huán)壓井的油基重漿腐蝕介質(zhì)氯根含量比實(shí)驗(yàn)用重漿氯根含量低，且D1井產(chǎn)層溫度為136℃，由此判斷，可溶孔塞在下入清潔完井管柱至替漿之前的4天的油基重漿環(huán)境中，D1井井筒內(nèi)可溶孔塞不會(huì)產(chǎn)生明顯腐蝕。

表1 170℃、48 h試驗(yàn)清洗后試樣的重量測(cè)量結(jié)果表

2）可溶孔塞耐甲酸鹽完井液腐蝕分析

實(shí)驗(yàn)所用完井液配方與D1井完井液配方相同，都是淡水＋甲酸鉀；由表2數(shù)據(jù)可知，可溶孔塞在甲酸鹽完井液中實(shí)驗(yàn)后質(zhì)量有所增加，無明顯腐蝕。因此判斷，D1井井底完井液溫度不會(huì)超過136℃的狀態(tài)下，可溶孔塞不會(huì)被腐蝕。D1井井筒容積為83.73 m3，塞管下深位置為4 773.84 m，現(xiàn)場(chǎng)替漿施工數(shù)據(jù)：采用密度為1.50 g／cm3過渡漿7 m3＋密度為1.02 g／cm3隔離液10 m3＋密度為1.20 g／cm3有機(jī)鹽92 m3反替出井內(nèi)油基泥漿，泵壓為4.553～35.824 MPa，控制回壓為0～35.270 MPa，排量為200～250 L／s，回收油基泥漿為74 m3，排混漿為34 m3，計(jì)算可知井筒內(nèi)重漿全部替出，證實(shí)了可溶塞物在重漿及甲酸鹽完井液內(nèi)無腐蝕脫落，清潔完井管柱完整性良好［5］，達(dá)到設(shè)計(jì)要求工況。

表2 不同溫度下（3 h）試驗(yàn)清洗后試樣的重量測(cè)量結(jié)果表

3）可溶孔塞耐酸腐蝕分析

實(shí)驗(yàn)選用主體酸主要配方為：12.0%HCl＋3.0%HF＋5.1%酸化緩蝕劑（3.4%緩蝕主劑A＋1.7%緩蝕輔劑B），實(shí)驗(yàn)時(shí)間為30 min；由不同溫度實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)所繪制曲線圖（圖3）腐蝕趨勢(shì)分析，相同材質(zhì)、相同直徑、不同厚度的可溶孔塞的酸溶材料在溫度為110℃時(shí)30 min內(nèi)全部溶解；由曲線圖（圖4）趨勢(shì)分析不同材質(zhì)相同直徑、相同厚度的酸溶材料及鋼體在150℃的實(shí)驗(yàn)條件下，30 min內(nèi)可溶孔塞酸溶材料全部溶解，不同材質(zhì)鋼體僅有微量腐蝕；

圖3 可溶孔塞（直徑15 mm）酸溶材料減薄量隨溫度變化趨勢(shì)圖

圖4（直徑15 mm）酸溶材料及不同鋼體減薄量隨溫度變化趨勢(shì)圖

D1井所用主體酸主要配方為：9.0%HCl＋1.5%HF＋4.5%酸化緩蝕劑（3.0%緩蝕主劑A＋1.5%緩蝕輔劑B），其中氫氟酸濃度較實(shí)驗(yàn)所采用的濃度低一半，而且少量用來溶解可溶材料的主體酸在30 min內(nèi)完全能在井底地層溫度的影響下達(dá)到110℃，由此判斷D1井井筒內(nèi)可溶材料在少量主體酸正替到可溶塞管位置后，30 min內(nèi)可以完全溶解，為下步大量主體酸順利均勻擠入地層打開通道。酸化現(xiàn)場(chǎng)施工數(shù)據(jù)顯示：當(dāng)5.0 m3主體酸擠到可溶塞管位置，停泵反應(yīng)30 min后，泵壓由36.6 MPa降至28.3 MPa；說明可溶孔塞內(nèi)可溶材料已完全溶解脫落至井底，同時(shí)也證明了在射孔后，下完井管柱至酸化前的這段時(shí)間，可溶孔塞與塞管本體之間密封良好，清潔完井管柱完整［6-7］。

4 結(jié)論

1）D1井完井后放噴測(cè)試，日產(chǎn)天然氣量為48.6×104m3，日產(chǎn)油量為46.7 m3，遠(yuǎn)超地質(zhì)設(shè)計(jì)要求指標(biāo)，D1井清潔完井工藝的實(shí)施獲得成功。清潔完井管柱酸化前的完整性在施工中完全達(dá)到設(shè)計(jì)要求；為塔里木油田庫(kù)車山前超深高溫高壓氣井清潔完井工藝的進(jìn)一步推廣應(yīng)用提供了堅(jiān)實(shí)的技術(shù)基礎(chǔ)。

2）D1井射開厚度為30.5 m，三段射開層的頂?shù)捉缈缍葍H為41.5 m，對(duì)于產(chǎn)層厚度大，射孔層段多的山前井的清潔完井工藝，針對(duì)帶丟手短節(jié)的完井管柱的修井打撈，后期還需深入開展研究。

3）考慮到要降低后期開發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)以及修井打撈的風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)該拓展思路，在管體材質(zhì)、力學(xué)結(jié)構(gòu)以及射孔后井筒內(nèi)不同液體體系化學(xué)腐蝕方面加大可溶塞管整體酸溶的可行性研究。