全通径分段改造工艺在超深碳酸盐岩水平井中的应用

黄龙藏，张 浩，单 锋，郭俊杰，汪 鑫

（中国石油塔里木油田分公司塔中勘探开发项目经理部，新疆 库尔勒841000）

1 地质背景

塔里木塔中气田碳酸盐岩储层区域分布广、含油气面积大，储量丰富。储层埋藏深度5 000～7 000m、温度范围130℃～170℃、含硫化氢 （1～40）×104PPm。储层岩性以灰岩为主，其次是白云质灰岩和白云岩；储集空间以缝、洞为主，基质平均孔隙度小于2%、平均渗透率小于0.01×10－3μm2，非均质性强；裂缝和溶蚀孔洞空间展布复杂，流体分布规律性差，属缝洞型准层状非均质的特殊油气藏。受埋藏深度和储层特征的影响，采用直井开发大部分井产能衰竭迅速、最终采出量低，因此采用改造水平井方式进行开发。

2 塔里木碳酸盐岩超深水平井以往分段改造技术

塔中气田碳酸盐岩超深水平井完井方式有裸眼完井和筛管完井，以往水平井改造技术主要有：

1）裸眼完井的大型笼统酸压。裸眼水平井笼统酸压改造的有效性和针对性差，很难实现水平井段的均匀改造，不能解决产能衰竭迅速、最终采出量低。

2）筛管完井的投球选择性酸压。筛管完井的投球选择性酸压主要用于以下几种情况：①水平井钻进缝洞储集体后，如果发生严重漏失，并伴有活跃油气显示，井控安全风险很大，难以进行完井测井，无法取全分段酸压所必需的测井资料；②井眼轨迹复杂、拐点多、狗腿度大，井眼不规则，无法下入分段改造管柱；③无法确定封隔器的座封位置。该工艺基本能够解除水平井筒的近井污染，但由于筛管外串流，难以实现各段的深度酸压改造。

3）裸眼完井的遇油膨胀封隔器＋滑套的分段酸压。裸眼完井的遇油膨胀封隔器＋滑套分段酸压技术实现了分段深度酸压的目的，取得了较好的增产效果。但存在以下问题：①分段数有限，31／2″基管工具目前最多分6段，不能实现更长裸眼的改造要求。塔中大多数水平段设计长度800～1 200m，最长达1 561m，根据国外100m左右分一段的常规做法，普遍要分8－12段。为满足多分段，虽然可以降低球的级差，但碳酸岩盐储层压力低，返排时球很容易在下一球座形成反向单流阀，不利于生产；若球不能返出井口，难以实现重复改造作业；②费用昂贵，且订货周期长，遇油膨胀封隔器等候膨胀作业时间长（膨胀时间约7天 ），节奏慢、施工时效低、消防压力大，难以满足塔中地区快速高效的完井作业要求；③由于采用了投球的滑套设计，球座的存在导致管柱不能实现全通径（国内外有可钻式球座，但塔中井深，使用连续油管钻磨尚处于调研阶段），难以满足开发期间的测产液剖面要求。

因此，需要使用新型分段工艺实现塔中碳酸盐岩超深水平井的多级分段改造。

3 全通径分段改造工具介绍

全通径分段改造工具主要包括：液压式裸眼封隔器、压控式筛管和投球式筛管。

3.1 液压式封隔器

液压式封隔器（图1），依靠芯管内外压差剪断销钉，外滑套下行挤压胶筒，完成坐封。四段胶筒的硬度由下至上依次升高，可保证每段胶筒充分膨胀，依次坐封，提高裸眼封隔效果，同时止退机构能有效防止外滑套回退，保证永久有效。主要特点有：有效封隔压差70MPa；全通径，最大通径Φ86mm，可为后期作业提供有利条件；耐温达到204℃；外滑套最大行程800mm，最大膨胀比1.19，坐封后的有效密封长度为1 200mm，可对裂缝地层有效封隔，适用于碳酸盐岩的裸眼完井分段改造。

图1 液压式封隔器示意图

3.2 压控式筛管

压控式筛管（图2），使用前需在氮气室内注入一定压力的氮气，通过向芯管内打压，在内外压差作用下，使销钉剪断，滑套下行打开筛管，同时在氮气膨胀的作用下，确保筛管流道完全打开，且永不回退。主要特点有：有独立的能量腔，能确保筛管完全打开；全通径，最大Φ86mm；液压式打开，无须球座，不受管柱尺寸限制，可实现更多分段；采用小球暂堵技术，方便下一级酸化压裂作业且不影响筛管正常使用；小球可抗压70MPa以上，密度可根据工作液密度调整。

图2 压控式筛管示意图

3.3 投球式筛管

投球式筛管（图3），主要是通过投球、憋压，使球座和内滑套一起在筛管内下行，从而打开管柱与环空的流通通道。限位环可保证在后期生产压差下，内滑套永不回退。投球式筛管的球座与不同尺寸的球相匹配，通过投放不同尺寸的球，打开相应的筛管。

图3 投球式筛管示意图

3.4 全通径分段改造工具管柱结构

全通径分段改造工具管柱结构（图4）为：第一级采用投球筛管，其它级为压控式筛管。压控式筛管打开压差由销钉剪切值决定，部分井在分级较多的情况下，通过优化设置，一个打开压力级控制两级或三级压控式筛管。

图4 全通径管柱结构示意图

4 全通径分段改造技术应用及效果

4.1 典型井应用

中古X－H2井是塔中隆起北斜坡塔中Ⅰ号坡折带上的一口开发井，完钻层位为下奥陶统鹰山组鹰一下亚段，完钻井深7 810.0／6 305.49m，水平段长1 357.1m，裸眼段长1 701m。该井在奥陶系鹰山组共发现气测异常显示357.0m／20层，最高气测全烃：0.09↑62.35%，C1：0.0115↑38.9834%；测井解释在鹰山组发育3套储层，共解释II类油气层90.5m／7层，孔隙度2.3%～4.0%；II类差油气层65.0m／5层。

该井为国内陆上最深水平井，斜深达7 810m，井底测井温度为159℃，井深、高温、高压以及改造段长的储层条件给后期的完井试油及储层改造工作带来了巨大挑战，同时，中古X－H2井的勘探成功对建立该井区高产稳产井组、增加塔中I号气田Ⅱ区产能和产量具有积极意义。从地震剖面来看，中古X－H2井水平段揭穿3个串珠状储集体（图5）。若采用笼统改造工艺，该井大部分储层无法得到改造，泄油面积大大减少；若采用进口工具“遇油膨胀封隔器＋滑套”的改造工艺，最多只能分6段改造，而该井改造井段达1 701m，无法充分挖掘水平井潜能。经反复论证，采用7－7／8"SQS套管悬挂器＋裸眼封隔器全通径分段改造工艺，以低伤害、低摩阻和造长缝为基本原则，采用胶凝酸＋地面交联酸体系多级分段酸压以形成高导流油气通道，充分挖掘水平井产能。

图5 中古 ×－H2井地震剖面图

为了降低液体管柱摩阻，首次使用4″BG110／NU（δ8.38mm）油管，对该井奥陶系裸眼段分10段（1个投球滑套＋9个压控滑套组合方式）进行酸压改造，压控式筛管分6级压力打开，分别为44.55，48.6，52.65，56.7，60.75和64.8MPa。该井的各段酸压采用压裂液＋胶凝酸＋交联酸多级注入方式，施工最高泵压达94.7MPa，最大排量8.2m3／min，共注入地层液体4 171m3。在施工过程中，出现三次压控式筛管明显开启响应。

改造后，6mm油嘴放喷求产，油压31.29MPa，折日产油42.12方，折日产气78 044方。该井从2013年10月5日开始试采，截止2013年12月17日，油压18.2MPa，日产油23.4t，日产气3.8万方，累计产油量2 438t，累计产气345万方，折油当量4 638.72t，并且含水得到很好抑制。

4.2 推广应用情况

从2012年中旬至2013年，塔中地区共实施了全通径分段改造工艺储层改造28井，共分189段、平均6.7段／井；平均改造规模2 990.7方／井、443方／段；分段酸压后求产期间平均日产油41.15方／井、日产气6.2万方／井、油气产量当量90.6方。

截至目前，国产全通径分段改造工艺在塔里木盆地碳酸盐岩水平井改造中屡创纪录，该套工具完成陆上水平井最深井改造施工，斜深最深7 810m；垂深最深井达6 405.73m；完成改造段最长1 776.13m（水平段长1 561m）；完成水平井单井最多分段数11段；完成水平井单井最大液量规模5 997方，储层改造整体效果较好。

5 结论

1）塔中气田碳酸盐岩超深水平井分段酸压效果优于投球选择性酸压和笼统酸压，分段酸压提高了单井日产量和累积产量。

2）全通径分段改造工具不但可以实现管柱的全通径，减少滑套球座的截流摩阻，而且工具实现了国产化，分段成本降大幅降低。

3）全通径分段改造工具仍需改进和完善，如压控式筛管销钉剪切精度、投球控制打开特定的压控筛管等。

［1］陈海龙，李晓平，李其正.水平井段最优长度的确定方法研究［J］.西南石油学院学报，2003：25（01）：47－48.

［2］陈作，王振铎，等.水平井分段压裂工艺技术现状及展望［J］.天然气工业，2007：78－80.