大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏水平井固井完井及改造方式优化探讨

储铭汇，何 青，陈付虎，张永春，王 帆

(中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006)

大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏水平井固井完井及改造方式优化探讨

储铭汇，何 青，陈付虎，张永春，王 帆

(中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006)

大牛地气田下古生界水平井形成了以裸眼预置管柱多级管外封隔器完井，投球打滑套方式分段改造，以水力加砂压裂和胶凝酸酸压相结合进行大排量复合酸压，取得了初步成果。但由于裸眼预置管柱完井裂缝起裂位置不明确，投球打滑套分段压裂时滑套打开后酸液与储层接触面积大，酸液滤失严重，酸压改造体积有限。针对这些问题，开展了大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏水平井固井完井及改造方式论证，优化不同井身结构下固井完井管柱，优选不同完井管柱下分段改造方式。对马五5气层的一口水平井采用三级井身结构41/2"尾管悬挂固井完井，可钻桥塞分段改造方式进行大排量复合酸压。现场试验表明固井完井方式下选用合适的改造方式能满足大排量复合酸压的施工要求，水平井压后能取得较好的产量和较强的稳产能力，固井完井及优化的改造方式对大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏有较好的适用性。

大牛地气田；固井完井；大排量复合酸压；可钻桥塞分段压裂

1 大牛地气田简介

大牛地气田位于陕西省榆林市与内蒙古自治区鄂尔多斯市交界地区，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东北部。大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏储量丰富，是气田重要的增储上产接替阵地。

大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层为低孔、低渗致密储层，储层丰度低，非均质性强，常规完井及改造方式难以有效动用该类储层[1]，且气井投产后产量递减快，稳产难度大。大牛地气田下古生界自2011年采用水平井开发以来，初步形成了裸眼预置管柱多级管外封隔器完井、投球滑套分段压裂改造方式，取得了初步的改造成果。由于采用裸眼预置管柱完井方式下裂缝起裂位置不明确[2]，投球滑套分段压裂时滑套打开后酸液与储层接触面积大，酸液滤失严重[3]，酸压过程中难以在地层形成较高的净压力，酸蚀裂缝长度不足，酸压改造体积有限，影响了酸压改造效果和稳产能力。针对这些问题，本文提出水平段采用套管固井完井、优化不同井身结构下固井完井管柱参数、优选合适的分段改造方式。现场对马五5储层一口水平井开展试验，采用三级井身结构41/2"尾管悬挂固井完井，可钻桥塞分段改造方式进行大排量复合酸压，该井顺利完成8段酸压改造，压后稳定产气量为3.7445×104m3/d，目前该井已生产414 d，平均压降速率为0.0051 MPa/d。现场试验表明固井完井及优化的改造方式应用于大牛地下古生界碳酸盐岩气藏水平井开发是可行的，为大牛地气田下古生界气藏高效开发提供新的思路。

2 井身结构的确定

套管固井完井采用的井身结构可分为两种：三级井身结构和二级井身结构。三级井身结构三开水平段采用6"井眼，二开井眼尺寸83/4"，通过增加技术套管环空间隙减小因固井过程激动压力过大导致压漏刘家沟组等破裂压力较低地层。二级井身结构二开井眼尺寸为7"。大牛地气田下古生界水平井大斜度井段钻遇山西组、太原组的泥岩、煤层，易发生井壁失稳风险。通过对大牛地气田下古生界已钻井分析统计，在大斜度井段钻遇泥岩、煤层，井壁稳定期可达11～27 d。目前下古生界水平井斜井段平均钻井周期12.11 d，水平段钻进时间7.68 d，推算下古生界二级井身结构水平井斜井段泥岩煤层至完钻时间20天左右。通过对比得出，在无复杂情况延误钻井时间情况下，下古生界二级井身结构井出现井壁失稳概率较小，控制好钻井液性能可顺利完钻。

3 完井管柱及改造方式优化

3.1 三级井身结构

三开井身结构三开6"裸眼水平段内下41/2"尾管套管固井，水泥返至悬挂器以上，钻井相对安全[4],如图1所示。在水平井套管固井完井方式下，改造方式主要有连续油管带底封环空加砂分段压裂和可钻桥塞分段压裂[5]。

图1 三级井身结构示意图

对41/2"套管固井完井方式下，连续油管带底封、环空加砂分段压裂施工的管柱进行受力分析，以井深4 100 m，垂深2 900 m，2"连续油管施工为例，复合酸压施工排量取8 m3/min，利用压裂施工管柱摩阻软件计算，分别考虑连续油管外壁摩阻和套管内壁摩阻[6]，预测井口压力为99 MPa左右。对可钻桥塞分段压裂施工的管柱进行受力分析，管柱摩阻只考虑套管内壁摩阻，预测井口压力为68 MPa左右。施工管柱最薄弱点为井口处，因此管柱承受压力高于井口压力就能施工。参考套管管柱参数表(表1)，41/2"套管固井完井下，连续油管带底封、环空加砂分段压裂施工井口压力较高，综合考虑套管承压强度以及地面施工泵注机组能力，该工艺现场施工难度较大，且施工成本较高，不建议现场应用。可钻桥塞分段压裂施工水平段采用P110钢级6.35 mm壁厚的41/2"套管，抗内压73.7 MPa，满足施工压力需求。

3.2 二级井身结构

二级井身结构二开井眼尺寸为81/2"， 51/2"套管固井到水平段(图2)，分别对连续油管带底封、环空加砂分段压裂和可钻桥塞分段压裂施工管柱进行受力分析，同样以井深4 100 m，垂深2 900 m，2"连续油管施工为例，复合酸压施工排量取8 m3/min，预测井口压力分别为70 MPa、52 MPa左右。参考套管管柱参数表(表1)，采用P110钢级7.72 mm壁厚51/2"套管固井完井，套管抗内压73.4 MPa，均能满足连续油管带底封、环空加砂分段压裂和可钻桥塞分段压裂施工压力要求。

表1 套管管柱参数

图2 二级井身结构示意图

综上分析，不同井身结构下完井及改造方式优化最终结果如表2所示。

4 选井选层

大牛地气田下古生界主力开发层位为马五1+2亚段、马五5亚段。马五1+2亚段是以微-粉晶白云岩和细晶白云岩为主的储集岩相类型，马五5亚段以灰岩白云化形成的白云岩或者灰质白云岩及裂缝泥晶灰岩为主的储集岩相类型[7,8]。马五5亚段储层天然裂缝较发育，水平井钻遇裂缝几率高，采用套管固井完井，能有效降低酸液在水平段井壁周围大量滤失，提高酸液进入地层的有效利用率，避免了酸液过度滤失导致井筒附近形成“糖葫芦”现象，有利于酸液进入地层深处，实现深度酸压。因此初步优选在马五5亚段气层进行套管固井完井试验。

表2 不同井身结构完井及改造方式优化结果

5 现场试验

根据优化结果，综合考虑到钻井安全性，在大牛地气田下古生界马五5气藏优先试验三级井身结构钻井，尾管悬挂41/2"套管固井完井，并在该完井方式下探索可钻桥塞分段压裂改造方式的适应性。

5.1 井的基本情况

D-1井是钻遇大牛地气田下古生界马五5气层的一口水平井，气层厚度在32 m左右，岩性以灰黑色含云灰岩为主，导眼段钻遇目的气层平均孔隙度为5.55%，平均渗透率为0.41×10-3μm2，为低孔、低渗致密气层。

5.2 完井方式

D-1井采用三级井身结构，水平段41/2"尾管悬挂在7"套管固井完井，井身结构参数如表3，其中一开、二开环空水泥均返至地面。D-1井完钻井深4243 m(完钻垂深3029.42 m)，水平段长1001 m。

5.3 改造方式

表3 D-1井井身结构参数

D-1井采用三级井身结构、41/2"套管固井完井下，若采用连续油管带底封、环空加砂分段压裂改造方式，井口施工压力较高，不能满足大排量复合酸压工艺的要求。因此采用可钻桥塞分段压裂改造方式，悬挂器以上回接41/2"套管至井口，并且水平段和回接段均使用P110钢级套管。可钻桥塞分段压裂通过电缆射孔+桥塞封隔逐段完成压裂，最后钻扫井筒中各段桥塞，实现井筒全通径后，进行放喷试气。

D-1井水平段长1 001 m，根据水平段地质钻遇显示以及裂缝间距优化[9,10]，确定对水平段分8段进行改造。

5.3.1 可钻桥塞分段压裂工艺原理

可钻桥塞分段压裂能实现射孔和压裂联作施工。水平段第一段可采用油管、连续油管或者爬行器拖动射孔枪实施射孔[11]，取出射孔枪后进行第一段压裂作业。然后通过电缆一次泵送射孔枪和桥塞联作工具串到预定位置，通过点火实现桥塞坐封和丢手，桥塞试压合格后上提射孔枪至第二段射孔段设计位置，完成射孔，起出射孔枪进行第二段压裂。依次类推完成各段下入桥塞、射孔、压裂施工，最后采用油管或连续油管配合不压井作业装置，钻扫各段桥塞，进行排液试气。

5.3.2 可钻桥塞分段压裂工艺适用性

(1)井筒全通径为P110钢级41/2"套管，压裂过程中施工摩阻较小，管柱抗压强度满足大牛地气田下古生界气藏大排量复合酸压施工参数的要求，确保各段酸压改造的顺利实施。

(2)大牛地气田下古生界气藏水平井酸压改造后，酸液在地层反应一定时间需尽快从地层返排出来，可钻桥塞分段压裂采用更加易钻的YQY复合材料桥塞，优化钻压10～15 kN，排量0.45 m3/min，循环液采用羟丙基瓜尔胶基液，可快速钻扫各段桥塞并将碎屑循环出井筒[12-13]。

(3)可钻桥塞分段压裂能实现定点改造，裂缝起裂位置明确，尤其对于大牛地气田下古生界马五5天然裂缝发育储层，可钻桥塞分段压裂能有效降低酸液在水平段井壁附近的滤失，使更多的酸液能够进入地层深处，提高酸液改造范围。压裂后井筒实现全通径，有利于后期冲砂等二次作业施工。

5.4 应用情况

D-1井采用可钻桥塞分段压裂完成8段大排量复合酸压改造，入地总液量5296.1 m3，总加砂量226.6 m3，最高施工排量达8 m3/min，最高施工压力达67.3 MPa。各段压裂施工顺利，压裂施工用时33.6 h。采用连续油管配合不压井装置钻扫桥塞，钻压不大于15 kN，排量控制在180～480 L/min，钻扫桥塞用时15.1 h，平均单个桥塞用时2.2 h。

压后试气期间，稳定产气量3.7445×104m3/d，取得了初步效果。目前该井已生产414 d，平均压降速率为0.0051 MPa/d，比同层位邻井稳产能力强。

6 结论与建议

(1)大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏水平井采用的固井完井技术能降低酸液在井筒附近的滤失，实现定点改造，有利于提高酸压改造效果和稳产能力。本文论证了固井完井不同井身结构的可行性，优选完井管柱参数及改造方式，初步形成了水平井固井完井及改造技术体系。

(2)对大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩气层的一口水平井试验三级井身结构下套管固井完井，并在该完井方式下优选可钻桥塞分段压裂改造方式，水平井各段压裂施工顺利，压后取得了较好的产量和较强的稳产能力，体现了水平井固井完井及论证优化的改造方式对大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏具有较好的适用性。

(3)建议进一步加快二级井身结构安全钻井技术优化，开展二级井身结构下51/2"套管固井完井试验，从而适应套管固井完井下更高的复合酸压施工排量，为提高酸压改造效果提供保障。

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编辑：岑志勇

1673-8217(2017)03-0114-04

2017-02-10

储铭汇，硕士，工程师，1988年生，2013年毕业于西安石油大学石油与天然气工程专业，现从事低渗透油气藏酸化压裂等储层改造工艺及技术方面的研究工作。

“十三五”国家科技重大专项“低丰度致密低渗油藏开发关键技术”(2016X05048)。

TE256

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