張文斌 張明友 賀秋云 黃靖富 謝奎 魏國安

1.川慶鉆探工程有限公司試修公司；2.川慶鉆探工程有限公司國際工程公司

試氣作為天然氣勘探開發(fā)不可缺少的環(huán)節(jié)，是獲取氣藏產(chǎn)能、原始地層壓力、地層溫度等儲量計(jì)算不可或缺參數(shù)的直接手段，是氣藏是否轉(zhuǎn)入開發(fā)的決策依據(jù)，但是，目前國內(nèi)對試氣至投產(chǎn)期間如何保護(hù)儲層、提高采收率的研究甚少。從川渝地區(qū)裂縫發(fā)育的縫洞型碳酸鹽巖天然氣儲層開發(fā)經(jīng)驗(yàn)得知，試氣后轉(zhuǎn)封堵或投產(chǎn)過程前的壓井、堵漏以及鉆塞過程會使大量壓井液、堵漏材料以及其他固相顆粒侵入儲層流通通道，嚴(yán)重堵塞、傷害儲層，導(dǎo)致儲層初次投產(chǎn)采收率顯著下降［1-3］。因此，亟需開發(fā)一種試氣后不壓井即可封堵儲層和更換生產(chǎn)管柱的試氣投產(chǎn)一體化技術(shù)。

1 縫洞型碳酸鹽巖儲層常規(guī)試氣投產(chǎn)困境

1.1 儲層試氣后易漏難堵

常規(guī)試氣作業(yè)結(jié)束后，需先進(jìn)行壓井作業(yè)，再根據(jù)儲層測試情況選擇進(jìn)行永久封堵、投產(chǎn)或上試等后續(xù)工序［4-5］。當(dāng)試氣目的層為裂縫發(fā)育的縫洞型天然氣儲層時(shí)，壓井過程極易發(fā)生漏失，且漏失量大、漏失速度快，存在壓不住、堵不住的問題［6-8］，壓井及堵漏周期長，耗費(fèi)人力物力成本巨大。

以川渝地區(qū)高石梯?磨溪構(gòu)造為例，試氣后的壓井堵漏過程困難極大［9-10］，如GS2 井燈二段壓井總時(shí)長156 h，漏失總量78.1 m3，堵漏18 次；燈四上段壓井總時(shí)長215 h，漏失總量達(dá)439.3 m3，堵漏4 次；MX11 井壓井總時(shí)長845 h，漏失總量201 m3，堵漏6 次。通過對川渝地區(qū)近5 年來的試氣數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，儲層試氣后易漏難堵問題已經(jīng)成為制約勘探開發(fā)提質(zhì)提效的重大工程難題之一(表1)。

表1 2017?2021 年川渝高石梯?磨溪構(gòu)造試氣壓井情況Table 1 Lost circulation plugging of formation testing wells in the Gaoshiti-Moxi structure,Sichuan-Chongqing region (2017?2021)

1.2 壓井、堵漏對儲層傷害大

研究表明，固相顆粒是造成碳酸鹽巖裂縫型油氣層損害的主要因素之一，其中壓井液和堵漏液是固相顆粒的主要來源［11-12］。由于儲層流通通道在試氣過程中處于開放狀態(tài)，因此，試氣結(jié)束后的壓井及堵漏過程會導(dǎo)致富含固相顆粒的井筒液大量地侵入儲層，造成儲層油氣流通道堵塞［13-14］?，F(xiàn)場作業(yè)表明，試氣后壓井及堵漏工序?qū)赢a(chǎn)能影響顯著，部分井的投產(chǎn)初測產(chǎn)量甚至降低到試氣產(chǎn)量50%以下(表2)。

表2 川渝高石梯?磨溪構(gòu)造壓井堵漏污染儲層典型情況Table 2 Typical case of reservoir damage by well killing and plugging in the Gaoshiti-Moxi structure,Sichuan-Chongqing region

1.3 壓井、堵漏易沉埋作業(yè)管柱

封隔器是試氣作業(yè)中必不可少的密封工具［15］，其最大外徑處與套管內(nèi)壁環(huán)隙僅2 mm 左右，在壓井和堵漏時(shí)，液體通過封隔器時(shí)發(fā)生節(jié)流過濾，導(dǎo)致大量固相顆粒沉淀堆積，使作業(yè)管柱沉埋風(fēng)險(xiǎn)增加，部分典型井例見表3。

表3 川渝地區(qū)高石梯?磨溪構(gòu)造堵漏造成管柱埋卡典型情況Table 3 Typical case of pipe string burial and sticking caused by plugging in the Gaoshiti-Moxi structure,Sichuan-Chongqing region

2 井下脫手回接開關(guān)閥

2.1 工具結(jié)構(gòu)與技術(shù)參數(shù)

降低儲層傷害的關(guān)鍵是避免試氣后壓井和堵漏，為此，設(shè)計(jì)了井下脫手回接開關(guān)閥，可通過在油套環(huán)空施加壓力操控，實(shí)現(xiàn)管柱封堵、脫手及回插開井功能。脫手回接開關(guān)閥技術(shù)參數(shù)：外徑138 mm，通徑60.0 mm，總長2 496 mm，拉伸屈服強(qiáng)度2 108 kN、扭矩屈服強(qiáng)度67 kN·m，耐內(nèi)壓屈服強(qiáng)度105.9 MPa，耐外壓屈服強(qiáng)度99.7 MPa，空氣室耐內(nèi)壓屈服強(qiáng)度167.8 MPa，空氣室耐外壓屈服強(qiáng)度158.6 MPa，工作壓力70 MPa，工作溫度?29～204 ℃，防酸防硫符合NACE MR0175?2002 標(biāo)準(zhǔn)?？赏ㄟ^兩種組合形態(tài)轉(zhuǎn)換，實(shí)現(xiàn)儲層試氣后封堵或投產(chǎn)。在試氣作業(yè)管柱中，脫手回接開關(guān)閥由關(guān)井總成和球閥總成自上而下組合連接(圖1)；在生產(chǎn)管柱中，脫手回接開關(guān)閥由開井總成和球閥總成自上而下組合連接(圖2)。

圖1 試氣時(shí)井下脫手回接開關(guān)閥結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Structural diagram of the downhole disconnection on/off valve during formation testing

圖2 生產(chǎn)時(shí)井下脫手回接開關(guān)閥結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Structural diagram of the downhole disconnection on/off valve during production

2.2 球閥總成設(shè)計(jì)

球閥總成主要由外筒、彈性指套、操作臂及球閥組成(圖3)。彈性指套是具有周向擴(kuò)張彈性的割縫金屬套，上部指端掛扣在活塞芯軸鍵槽內(nèi)，當(dāng)活塞芯軸上下移動時(shí)，其周向擴(kuò)張彈性保證了上部指端與活塞芯軸鍵槽的順利連接或脫離；下端與操作臂上端嵌入連接，當(dāng)彈性指套運(yùn)動時(shí)可帶動操作臂同步動作，且操作臂下端的操作銷又可同時(shí)帶動球閥轉(zhuǎn)動，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)活塞芯軸、彈性指套和球閥的聯(lián)動。

圖3 球閥總成結(jié)構(gòu)示意圖Fig.3 Schematic diagram of the ball valve assembly structure

2.3 關(guān)井總成設(shè)計(jì)

關(guān)井總成主要由外筒、空氣腔、破裂盤及活塞芯軸組成。活塞芯軸上、下各設(shè)置有1 個空氣腔，破裂盤孔道與下空氣腔連通(見圖4(a))。當(dāng)環(huán)空液柱壓力擊破破裂盤進(jìn)入下空氣腔，壓力驅(qū)動活塞芯軸壓縮上腔空氣實(shí)現(xiàn)上移，聯(lián)動球閥關(guān)閉(見圖4(c))。與上提管柱帶動球閥關(guān)閉的聯(lián)動結(jié)構(gòu)不同，此設(shè)計(jì)將關(guān)閉球閥和脫手管柱動作相互獨(dú)立，解決了聯(lián)動結(jié)構(gòu)在球閥關(guān)閉后無法進(jìn)行密封驗(yàn)證的問題，保障了后續(xù)更換管柱過程的井控安全［16-17］。

圖4 關(guān)井總成操作過程示意圖Fig.4 Schematic diagram of the shut-in assembly operation process

2.4 開井總成設(shè)計(jì)

開井總成主要由外筒、空氣腔、破裂盤、活塞芯軸、反扣棘齒及密封組件組成。反扣棘齒為左旋矩形粗扣螺紋，右旋管柱可退扣。密封組件采用雙向V 型組合密封圈，具備雙向承壓密封能力。活塞芯軸上、下各設(shè)置有1 個空氣腔，破裂盤孔道與上空氣腔連通(圖5(a))。當(dāng)環(huán)空液柱壓力擊破破裂盤進(jìn)入上空氣腔，壓力活塞驅(qū)動芯軸壓縮下腔空氣實(shí)現(xiàn)下移，聯(lián)動球閥開啟(圖5(c))。與插入即帶動球閥轉(zhuǎn)動開啟的聯(lián)動結(jié)構(gòu)不同，開井總成插入球閥總成后，還需通過環(huán)空加壓至設(shè)定值才能使球閥動作，因此在開井總成插入后，仍可對密封組件進(jìn)行單獨(dú)驗(yàn)封，如果密封組件失效，可將其起出更換，解決了聯(lián)動機(jī)構(gòu)無法單獨(dú)驗(yàn)證密封組件回插后可靠性的問題。

3 作業(yè)設(shè)計(jì)

3.1 作業(yè)管柱

以不同的作業(yè)目的區(qū)分，作業(yè)管柱分為放噴試氣作業(yè)管柱、井下暫堵/封堵作業(yè)管柱和投產(chǎn)作業(yè)管柱3 種。

放噴試氣作業(yè)管柱主要由“油管+伸縮管+油管+APR 工具+電子壓力計(jì)+封堵總成+球閥總成+封隔器”組成，若進(jìn)行射孔酸化測試聯(lián)合作業(yè)，可以在封隔器下攜帶射孔槍(圖6(a))。

圖6 作業(yè)管柱示意圖Fig.6 Schematic diagram of the operation string

井下暫堵/封堵作業(yè)管柱針對多氣層井，起出上部試氣管柱后，可利用井內(nèi)的球閥總成和封隔器對已試氣層暫時(shí)封堵，轉(zhuǎn)入上部層位測試；若確定永久封堵已試氣層段，可在球閥總成上方注入水泥塞進(jìn)行封堵(圖6(b))。

投產(chǎn)作業(yè)管柱主要由“油管+井下安全閥+油管+開井總成+球閥總成+封隔器”組成(圖6(c))。

3.2 作業(yè)流程

利用井下脫手回接開關(guān)閥的功能優(yōu)勢，從試氣至投產(chǎn)的全過程均不需要進(jìn)行鉆井液壓井，試氣投產(chǎn)一體化作業(yè)流程見圖7。

圖7 試氣投產(chǎn)一體化作業(yè)流程示意圖Fig.7 Schematic diagram of the integrated operation workflow of formation testing and production

3.3 作業(yè)注意事項(xiàng)

(1)需在管柱下入階段提前測量管柱的實(shí)際浮重G浮，并通過短程上提、下放測得上提載荷G上和下放載荷G下，計(jì)算管柱實(shí)際摩阻f=(G上+G下)/2。脫手上部管柱時(shí)，上提大鉤至G浮+f+(20～50) kN，右旋管柱并觀察懸重表，出現(xiàn)懸重突降信號時(shí)說明管柱已成功脫手，若失敗則重復(fù)脫手步驟，直至成功。

(2)關(guān)閉球閥后，必須進(jìn)行球閥密封性驗(yàn)證，驗(yàn)證合格后方可允許更換上部管柱。

(3)在起出上部管柱前，建議將井筒內(nèi)球閥上部鉆井液全部頂替為清水，以降低回插后的開閥操作壓力，增加環(huán)空安全操作壓力窗口。

(4)回插生產(chǎn)管柱前，建議在回插開井總成上部安裝扶正器，方便居中對接，避免刮傷密封組件。

(5)回插管柱底部下入至回接筒上方50 cm 左右，開泵循環(huán)沖洗，避免因少量沉淀導(dǎo)致的回插困難。

(6)完成回插后，必須先通過油管內(nèi)加壓驗(yàn)封，確認(rèn)密封組件工作正常后方可允許環(huán)空加壓操作工具開井。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

截至2023 年6 月底，該試氣投產(chǎn)一體化技術(shù)已在 CT1 井、MX126 井、PY6 井、PS11 井等井成功應(yīng)用15 井次，單層試油周期平均縮減15 d，單層鉆井液漏失減少300 m3以上。典型井例如下。

MX131 井是一口評價(jià)井，位于四川盆地川中古隆起磨溪?龍女寺構(gòu)造，井深6 310 m。產(chǎn)層棲霞組試氣完成后需及時(shí)投產(chǎn)，因此采用試氣?投產(chǎn)一體化技術(shù)，在試氣完成后暫堵產(chǎn)層，起出上部測試管柱(?136 mm 關(guān)井總成×0.87 m+內(nèi)置內(nèi)偏心壓力計(jì)托筒×1.4 m+?127 mmRD 閥×1.34 m+?127 mm 伸縮接頭×4.57 m+?88.9 mm 油管×4 348.55 m+?88.9 mm 雙公短節(jié)×0.62 m+?226 mm 油管掛×0.46 m），下入回插生產(chǎn)管柱(?136 mm 開井總成×1.09 m+?88.9 mm 篩管×3.94 m+?108 mm 固定球座×0.43 m+?88.9 mm 油管×60.82 m+?142.74 mm 井下安全閥×4.06 m+?88.9 mm 油管×72.09 m+?88.9 mm 雙公短節(jié)×0.58 m+?226 mm 油管掛×0.42 m)快速投產(chǎn)。作業(yè)工藝：(1)操作關(guān)井總成關(guān)閉球閥總成，暫堵產(chǎn)層；(2)操作RD 閥，將壓井液替入球閥以上井筒內(nèi)；(3)起出上部試氣管柱；(4)下入生產(chǎn)管柱，將井內(nèi)壓井液循環(huán)替換為完井液，將生產(chǎn)管柱底端開井總成回插入球閥總成內(nèi)，環(huán)空加壓打開球閥開井。本井試氣、投產(chǎn)作業(yè)歷時(shí)7 d，較常規(guī)技術(shù)試氣周期節(jié)約10 d 以上，產(chǎn)層暫堵期間未發(fā)生鉆井液漏失，開井后測試日產(chǎn)天然氣22.26×104m3/d，應(yīng)用效果良好。

5 結(jié)論

(1)通過環(huán)空壓力操作井下脫手回接開關(guān)閥可快速封堵儲層，解決縫洞型碳酸鹽巖儲層易漏難堵問題，減少壓井、堵漏和注水泥塞工序，避免壓井液、堵漏材料侵入儲層，降低管柱埋卡風(fēng)險(xiǎn)，有效提高了儲層初次投產(chǎn)采收率。

(2)利用球閥總成和封隔器替代傳統(tǒng)機(jī)械橋塞、水泥塞封堵儲層，回插生產(chǎn)管柱可快速開井，避免了鉆磨機(jī)械橋塞和水泥塞產(chǎn)生碎屑造成儲層傷害。

(3)井下脫手回接開關(guān)閥采用空氣腔結(jié)構(gòu)，使井下封堵與管柱脫手、回插管柱與開井投產(chǎn)均相互獨(dú)立，2 次驗(yàn)封程序?qū)τ诒Ｕ暇匕踩陵P(guān)重要。

(4)以脫手回接式開關(guān)閥為核心工具的試氣投產(chǎn)一體化技術(shù)，相較傳統(tǒng)的試氣、壓井、封堵、投產(chǎn)分步實(shí)施技術(shù)，平均節(jié)約施工周期50%以上，經(jīng)濟(jì)效益顯著，推廣優(yōu)勢明顯。