天然气井绒囊流体活塞技术不降压压井工艺

李 治 魏攀峰 吕 建 卢 冰 牛智民 樊晶晶

0 引言

气井生产中后期，由于管柱腐蚀、设备损坏等原因需要通过修井实现正常生产。目前或者通过油管堵塞器、井口带压作业装置等机械手段，或者通过流体压井手段平衡地层压力，提供修井安全作业井筒环境。其中，国内以苏里格气田为代表的高压气井产区利用带压作业机械手段已实现井口压力小于15 MPa的气井不降压压井作业累计30余口[1]，但机械手段应用成本高、安全性差等缺陷也迫切需要克服。相比之下，利用流体手段实现压井具有工艺简单、安全性高、成本可控等优势，逐渐成为气井修井作业常用压井手段。

流体手段实现气井压井关键在于形成稳定液柱压力平衡地层高压气体压力，对于压力系数较低气井，液柱压力过高导致大量流体漏失进入地层伤害气井产能恢复。以四川某气田池18井现场压井作业为例，前后累计泵入清水压井液1 100 m3以上，导致作业后产能恢复困难[2]。特别是致密砂岩气井一般都经过储层改造[3]，漏失更为严重。为此，部分研究人员从降低压井液储层伤害特征完善压井流体。王喜峰等[4]通过加入有机类黏土稳定剂、增黏剂等处理剂开发低伤害气井压井液QY体系，室内评价压井液伤害渗透率介于2.71～139.73 mD，岩心孔隙度介于14.6%～19.2%。邬国栋等[5]开发高密度、低黏度GCP-2型压井液，室内评价岩心渗透率伤害率小于10%，于新疆克拉玛河气田、滴西气田成功实施压井作业。此外，部分人员通过开发具有封堵效果压井液以改善压井效果。贾虎等[6]利用高分子吸水材料开发固化水压井液，通过于气层中形成固态封堵结构控制压井液漏失，先后于天东61井、平湖B8井成功应用。卢宏伟等[7]针对地层压力系数仅0.3～0.4的气井开发吸水型暂堵压井液，通过压井液在储层顶部和井筒处形成高强度暂堵层实现安全压井，并于靖边气田成功应用。这些压井液相对常规清水储层保护、漏失控制效果得到加强，但压井液泵入过程中需保证井筒属于低压甚至无压力状态，现场施工需完成降压后再压井。对于井口压力大于15 MPa的天然气井，降压过程周期长、危险性高。修井作业完成后，有的需要恢复措施，有的气井产能恢复缓慢，困扰现场作业人员选择合适的技术。

在模糊封堵理论指导下，郑力会等[8]开发了绒囊流体实现全面封堵地层。通过多年技术改进，已逐渐发展形成适合不同类型油气井、不同作业需求的封堵流体技术，先后于气井钻井过程漏失控制[9]、固井水泥浆漏失控制[10]、油井修井漏失控制[11]、油井转向压裂暂堵[12]、气井重复酸化暂堵[13]、油井稳油控水[14]、气井转向压裂暂堵[15]等领域获得成功应用。其封堵机理区别于刚性封堵和柔性封堵，而是黏结内封堵改变岩石力学特征[16]。2015年，王金凤等[17]利用绒囊内部结构力解决井底气体上窜抑制困难，提出绒囊流体活塞压井流体技术，为天然气井，尤其是井口高压气井不降压压井作业提供了可选择技术。但是，目前对此尚缺乏系统的施工工艺技术研究。笔者现结合现场需求，首次系统地研究天然气井绒囊流体活塞不降压压井工艺，为高效快速地实现天然气井产量恢复提供技术支撑。

1 室内研究

实现气井不降压压井关键在于井口高压条件下，压井液平衡地层压力的同时有效抑制井底气体上窜。前者通过泵入足够体积绒囊流体形成一定高度液柱，利用液柱重力平衡地层压力，后者利用绒囊流体自身内部结构力实现高、低剪切速率下抑制井筒内任意体积气泡上浮浮力。为此，利用绒囊流体自身重力与内部结构力特征，参考现场地层压力系数、井身结构参数、绒囊流体性能、现场施工条件等因素，开展天然气井不降压绒囊流体用量计算、泵入方式选择、泵入流程设计、返排方式选择等工艺研究（图1）。

图1 现场施工工艺研究思路图

依据研究思路，开展天然气井绒囊流体活塞技术不降压压井工艺绒囊流体用量计算、绒囊流体泵入方式选择、绒囊流体泵入流程设计以及返排方式选择等研究，展示天然气井绒囊流体活塞技术现场应用工艺中不降压作业的关键点。

1.1 绒囊流体用量计算

天然气井压井用绒囊流体现场用量包括平衡地层压力有效用量、安全附加量以及管线消耗量，计算方法为：

式中Va、Ve、Vs、Vl分别表示绒囊流体现场用量、有效用量、安全附加量、管线消耗量，m3。

其中，根据目标气井地层压力系数、地层深度与绒囊流体密度大小，计算平衡地层压力所需液柱高度，参考气井管柱尺寸，计算绒囊流体有效用量。

绒囊流体有效用量计算为：

式中p1表示地层压力，MPa；ρf表示绒囊流体密度，g/cm3；g表示重力加速度，取值9.8 m/s2；H1表示油管底部距离井底高度，m；D1、D2、D3分别表示气井生产套管内径、油管外径、油管内径，m。

为加强井筒液柱平衡地层压力效果，增加绒囊流体安全附加用量，参考现有井控技术规范中气井压井压力附加值取值范围要求[18]。计算方法为：

式中p2表示气井压力附加值，一般取值3～5 MPa。

考虑泵注管线及配浆罐中不可避免绒囊流体残留，实际压井液现场用量中包含管线消耗量部分，经验取值5～10 m3。

1.2 绒囊流体泵入方式选择

常用压井液泵入方式根据泵入通道选择油套环空和油管分为正循环、反循环两种模式，并配套专用管柱结构[19]。现场根据作业气井管柱油管与环空连通状态、油管与套管承压能力等情况优选绒囊流体泵入方式。

对于管柱环空中没有封隔器且处于连通状态或封隔器能够安全解封[20]的天然气井，目前常用正循环压井能够更快建立平衡地层压力所需液柱，且正循环压井具有泵压低[21]、管柱环空要求低等优势，但泵入过程套压更高，油管液柱横截面积小、受气体扰动强烈等缺陷；而反循环泵入方式具有压井液泵入效率高、控制井口压力与地层回压处于较低水平[22]等优势，但建立平衡地层压力液柱时间相对更长。以快速压井为目标，推荐绒囊流体优先选择反循环压井方式。

对于管柱环空中存在封隔器无法解封或落物堵塞的天然气井，管柱内无法建立循环，油管内正注泵入能够更快建立平衡地层压力所需液柱。

1.3 绒囊流体泵入流程设计

现场作业时，考虑绒囊流体具备一定黏度，直接泵入过程润湿井壁效果较差，不利于快速形成封闭液柱。设计绒囊流体之前泵入液柱高度约500 m常规清水作为前置液，一方面润湿气井管柱、井壁，提高绒囊流体泵入效率，另一方面利用清水与绒囊流体形成低黏度、低内部结构力的混浆段，加强作业后气举返排效率。

据前置液泵入方式选择计算正、反循环泵入过程清水体积。反循环泵入清水前置液体积计算为：

式中Vw表示清水前置液体积，m3；H2表示清水前置液液柱高度，m。

正循环泵入清水前置液体积计算为：

泵入清水前置液后无需停泵，直接泵入绒囊流体，泵注排量根据现场流体泵实际状况选择，一般控制在0.25～1.25 m3/min。

1.4 压井液返排方式选择

绒囊流体活塞不降压压井作业后返排方式包括直接气举和破胶后气举两种方式，根据气井地层能量衰竭程度选择合适返排方式。

对于地层压力系数相对较高、地层能量充足的天然气井，建议采用直接气举返排方式，通过降低井筒液柱压力后实现快速返排。由于未采取降压措施，较高的地层压力有利于气举过程绒囊流体快速返出，但返排周期相比破胶返排略慢。

对于部分地层压力系数极低、地层能量衰竭严重的天然气井，建议采用破胶后气举返排方式。即配制浓度0.1%～0.5%破胶剂直接泵入井筒完成绒囊流体快速破胶，促使绒囊流体黏度下降至接近清水状态后气举返排。破胶工序虽然增加工艺环节，但返排周期缩短。

室内配制绒囊流体：0.2%囊核剂＋2.5%囊层剂＋0.8%囊膜剂＋1.2%绒毛剂＋0.1%氢氧化钠。利用六速旋转黏度计测量体系初始表观黏度及100 ℃下混合0.1%破胶剂15 min后表观黏度。完成平行实验共3套，实验数据如图2所示。

图2 破胶前后绒囊流体表观黏度变化图

由图2可看出，绒囊流体加入浓度0.1%破胶剂混合15 min后表观黏度由52.0～54.5 mPags降至3.7～4.5 mPags，破胶快速且彻底。现场施工时，考虑破胶作业增加工艺流程及工艺成本，利用清水前置液降低底部混浆段黏度及内部结构力，直接气举返排效果理想。

2 现场应用实例

天然气井绒囊流体活塞技术不降压压井工艺先后于SX井、DY、GZ井等3口天然气井完成现场压井作业。不同气井管柱结构、地层压力系数不同，作业过程中压井液用量、泵入方式选择同样存在差异。

2.1 SX井更换管柱

中国西北某气田SX井生产中后期需开展修井作业更换管柱。SX井井深3 550 m，作业前地层压力系数0.44，井口压力15.5 MPa，产气量3h104m3/d。气层套管直径177.8 mm、油管外径73 mm、内径62 mm。计划使用绒囊流体活塞开展不降压压井作业。

1）绒囊流体用量计算。根据套管尺寸计算平衡井筒最大直径（177.8 mm）气泡时内部结构力大于261.37 Pa，室内优化绒囊流体配方：0.1%～0.3%囊核剂＋2.0%～2.5%囊层剂＋0.6%～1.0%囊膜剂＋0.8%～1.2%绒毛剂＋0.1%氢氧化钠。现场配制绒囊流体密度0.90～0.92 g/cm3，表观黏度35～45 mPags、动塑比0.90～1.20 Pa/mPags。计算平衡地层压力需密度0.91 g/cm3绒囊流体有效用量35.36 m3，安全附加量6.8 m3，管线附加量8 m3，现场配制绒囊流体共50 m3。

2）绒囊流体泵入方式选择。考虑井筒环空无封隔器，实施反循环泵入提高压井效率。

3）绒囊流体泵入流程设计。从环空中先期泵入高度585 m清水前置液12 m3，再从油套环空泵入绒囊流体45 m3，井口压力降至0，后续更换管柱作业72 h井口无压力。

4）绒囊流体返排方式选择。修井作业完成后，直接气举3 d后气井产量恢复至3h104m3/d。相对常规降压修井作业邻井，产量恢复周期缩短80%以上。

2.2 高含硫化氢的DY井正循环压井

中国西南地区DY井，因高含硫化氢长期生产导致管柱腐蚀严重需修井更换管柱。该井井深5 060 m，作业前地层压力系数0.88，井口油压30.85 MPa，产气量45h104m3/d。气层套管直径177.8 mm、油管外径73 mm、内径62 mm。前期泵入360 m3清水压井液后井口压力降为0，仅4 h后快速恢复至30.85 MPa，压井失败。为此，开展绒囊流体活塞不降压正挤压井作业。

1）绒囊流体用量计算。根据套管尺寸计算平衡井筒最大直径（177.8 mm）气泡时内部结构力大于261.37 Pa，室内优化绒囊流体配方：0.1%～0.3%囊核剂＋2.0%～2.5%囊层剂＋0.6%～1.0%囊膜剂＋0.8%～1.2%绒毛剂＋0.1%氢氧化钠。现场配制绒囊流体密度0.91～0.93 g/cm3，表观黏度35～50 mPags、动塑比0.90～1.20 Pa/mPags。计算平衡地层压力需密度0.92 g/cm3绒囊流体有效用量78 m3，安全附加量6 m3，管线附加量8 m3，现场配制绒囊流体共92 m3。

2）绒囊流体泵入方式选择。考虑油套环空1928 m处存在封堵器且无法解封，选择正注泵入方式。

3）绒囊流体泵入流程设计。从油管先泵入清水前置液约20 m3，再泵入绒囊流体85 m3，井口压力降至0，后续起下管柱作业顺利且54 h井口无压力。

4）绒囊流体返排方式选择。由于该井后续考虑井下管柱腐蚀严重直接封井，未开展返排复产作业。

2.3 储气库GZ井反循环压井

中国西北某气田GZ井需开展修井作业检测管柱腐蚀。该井井深3 560 m，作业前地层压力系数0.68，井口压力20.3 MPa，产气量7h104m3/d。气层套管直径177.8 mm，油管外径73 mm、内径62 mm。开展绒囊流体活塞不降压反循环压井作业。

1）绒囊流体用量计算。根据套管尺寸计算平衡井筒最大直径（177.8 mm）气泡时内部结构力大于261.37 Pa，室内优化绒囊流体配方：0.1%～0.3%囊核剂＋2.0%～2.5%囊层剂＋0.6%～1.0%囊膜剂＋0.8%～1.2%绒毛剂＋0.1%氢氧化钠。现场配制绒囊流体密度0.90～0.92 g/cm3，表观黏度35～45 mPags、动塑比0.90～1.20 Pa/mPags。计算平衡地层压力需密度0.91 g/cm3绒囊流体有效用量54.80 m3，安全附加量8.5 m3，管线附加量8 m3，现场配制绒囊流体共70 m3。

2）绒囊流体泵入方式选择。考虑井筒环空无封隔器，实施反循环泵入提高压井效率。

3）绒囊流体泵入流程设计。从环空环空先期泵入高度610 m清水前置液12.50 m3，再泵入绒囊流体65 m3，井口压力快速降至0，后续72 h井口压力为0且无火苗显示。

4）绒囊流体返排方式选择。修井作业完成后，连续气举3 d气井产量恢复至7h104m3/d。相对常规降压修井作业邻井，产量恢复周期缩短80%以上。

3 结果讨论

从绒囊流体用量计算、绒囊流体泵入方式选择、绒囊流体泵入流程设计、绒囊流体返排方式选择等4个方面讨论天然气井绒囊流体活塞不降压压井工艺效果。

1）绒囊流体用量计算合理。根据井筒内体积最大气泡上浮浮力计算平衡所需内部结构力，优化绒囊流体配方，确定合理密度、表观黏度、动塑比等基本性能参数。根据气井地层压力系数及井深，计算平衡地层压力需绒囊流体液柱高度，结合管柱尺寸，计算绒囊流体有效用量。在此基础上，考虑安全压力附加值和管线消耗量，计算绒囊流体整体用量，计算方式合理可行。实际压井作业过程中，井筒内形成稳定液柱绒囊流体在地层压力作业下，囊泡体积逐渐压缩，表现为后续修井作业过程中井口液面缓慢下降。此时液柱高度下降，但囊泡压实作业导致液柱整体密度提高，所以液柱压力未损失，平衡地层压力效果稳定，与常规压井液漏失需要区别对待。现场作业周期过长，可从井口适当补充绒囊流体，提高作业安全性。与此同时，实际具备一定黏度绒囊流体与管柱间摩擦力有利于平衡地层压力，压井液有效用量存在下降空间，后续发展不接触地层压井工艺。

2）绒囊流体泵入方式灵活。根据气井管柱结构选择反循环、正循环等两种压井液泵入方式，工艺适用范围广泛。相对而言，现场推荐泵入效率更高的反循环泵入方式。但部分天然气井，尤其是高含硫气井，油套环空中封隔器难以解封，无法实现反循环泵入。此时，推荐正循环泵入方式快速建立平衡地层液柱压力。对于另外一部分气井，井下管柱腐蚀或者落物堵塞，导致油管泵入困难，可采用反循环泵入方式。后续配合正反水力连续循环修井装置[23]、井底正反循环转向钻具[24]等修井工具，探索油套同注工艺进一步提高压井液泵入速率。

3）绒囊流体泵入流程简单。不降压条件下先泵入清水前置液润湿井壁，无需停泵，再直接泵入绒囊流体，泵入流程简单。清水与底部绒囊流体混合形成低黏度混浆段有利于提高修井作业后气举返排速度。但目前清水前置液用量设计仅仅属于经验总结，下一步将寻找混浆段最佳高度，优化清水前置液用量。对于部分井口压力较高天然气井，绒囊流体泵入之后、完整液柱形成之前，近井口区域少量气体在绒囊流体挤压作用下升至井口，此时可将少量气体从井口排出后再补充绒囊流体，加强井筒内液柱连续性。

4）绒囊流体返排方式高效。根据地层压力系数评价地层能量大小，选择直接气举与破胶后气举两种返排方式，修井作业结束后2～3 d内气井产量恢复至作业前等产量点，返排措施常规高效。现场施工时，面对地层压力衰竭幅度大气井，绒囊流体性能及用量设计过高易导致返排周期延长。为此，需加强绒囊流体合理性能设计方法研究，实现适当漏失条件下最大返排效率。同时，对于压井后实施测井措施的天然气井，研究破胶前后测井信号强弱变化指导性能调整。

4 结论

1）天然气井绒囊流体活塞不降压压井工艺为修井作业提供安全井筒环境的前提下，避免常规降压环节，降低气井压井作业周期，解决常规降压过程导致安全性差、产能浪费等问题。

2）天然气井绒囊流体活塞不降压压井工艺实现井口高压条件下修井作业，通过常规返排措施，修井结束后气井产能恢复效果优于降压作业，是未来天然气井修井工艺重要发展方向。

3）利用绒囊流体良好的封堵性能及返排效果，初步探索形成适合天然气井绒囊流体活塞技术不降压压井工艺。下一步将利用现场作业实施数据，建立绒囊流体性能、用量以及施工方式与压井有效周期、产能恢复周期间定量数学关系，指导不降压压井工艺优化和完善。

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（修改回稿日期 2017-12-08 编 辑 凌 忠）

中石化水平井精细分段压裂工艺步入规模化应用阶段

截至2018年1月，中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院（以下简称工程技术研究院）已累计推广应用水平井精细分段压裂工艺32口井，四川盆地中江、高庙气田单井平均测试天然气产量分别提高27%和45%，气井的动态储量和稳产能力均得到大幅度的提高，表明该工艺已进入规模化推广应用阶段。该工艺在川西中浅层成功应用的经验，将为华北、新疆、长庆等油气田致密低渗透气藏的高效开发提供借鉴。

据悉，该工艺是在四川盆地川西新场和东坡侏罗系沙溪庙组致密低渗透气藏开发过程中产生的，相应配套了水平井多级多缝、缝口暂堵、泵送桥塞和井下全通径无级滑套等压裂技术体系，已逐步成为川西中浅层致密低渗透气藏水平井开发增产增效的主要手段。

据悉，该工艺的先导实验首先在高庙33-10HF井展开，20级精细分段压裂现场试验获得成功，压后在油压23 MPa下获得产气量12.64h104m3/d的成绩，较常规分段产量提高了64%，动态储量和稳产能力均为常规井的1.8倍。

在江沙33-19HF井完成的精细分段压裂施工，分段数达到30级，创造了不动管柱分段压裂级数的世界纪录。此外，2018年1月19日，工程技术研究院在中江实验基地成功完成了50级油管全通径滑套地面实验，为下一步入井应用及储层再精细改造提供了更多的工程手段。