MaHW6004井泵送桥塞射孔联作复杂情况处理

许得禄 魏拓 张辞 曾诚 景江 吴殿荣

1.中国石油西部钻探工程有限公司井下作业公司；2.中国石油新疆油田公司凤城油田作业区

随着国内页岩气、致密油的开发，在水平井施工中，泵送桥塞射孔分段压裂工艺的开发模式得到广泛应用，与常规改造模式相比，它具有可无限级分段、裂缝起裂位置明确、一次性形成多条裂缝，进行大规模压裂改造等优点［1-5］。新疆油田玛18井区百口泉组T1b1储层平均孔隙度为10.18%，平均渗透率为7.56 mD，油层孔隙度平均为10.75%，油层平均渗透率为11.6 mD，属低孔隙、低渗透性的储集层，泵送桥塞射孔分段压裂工艺在该区块得到了广泛应用，但在施工中也出现了一些问题，对施工造成了影响，因此如何防范问题的出现并在出现问题后迅速解决显得尤为重要。以MaHW6004井的施工情况为例，就泵送桥塞射孔分段压裂工艺进行探讨。

1 基本井况

MaHW6004井于2015年12月完钻，完钻井深5043 m，垂深3909.47 m；A点斜深4105.00 m，垂深3908.23 m，井斜92.58°；B点斜深5043 m，垂深3909.47 m，井斜90.50°；最大井斜93.19°位于井深3595.0 m处，水平段长938.0 m；固井质量合格，采用滑溜水和有机硼胍胶压裂液（冻胶）体系，前置液则采用了降阻性能良好的滑溜水造缝（排量10 m3/min时降阻率达到75%左右），用有机硼胍胶压裂液体系携砂，根据储层特性，选用20～40目中等粒径陶粒作为主支撑剂。套管数据见表1。

表1 MaHW6004井套管数据Table 1 Casing data of the well MaHW6004

为了检测该井桥塞点火坐封、射孔弹起爆震动信号、裂缝起裂位置及走向，在邻井MaHW6229井内下入微地震检测仪，实时指导并调整压裂施工参数，如图1、图2所示。

2 工艺过程及工具组合

2.1 工艺流程

图1 MaHW6004井微地震检测平面Fig. 1 Microseismic detection plane view of the well MaHW6004

图2 MaHW6004井微地震检测俯视Fig. 2 Microseismic detection top view of the well MaHW6004

泵送桥塞射孔分段压裂工艺适用于套管固井完井的水平井分段压裂，其工艺过程为：连续油管通井、刮管，确保井筒内干净、通畅；连续油管传输，进行第1段射孔；套管压裂第1段；通过电缆下入射孔枪+桥塞联作管串，过造斜段后泵入液体将工具串推送到位，点火坐封桥塞，上提电缆至射孔位置射孔，起出电缆和射孔枪，套管压裂第2段（投球式桥塞在压裂前先投球隔离下层）；重复上述桥塞坐封、射孔、压裂过程，依次完成后续井段压裂；各段压裂完成后，用连续油管钻掉桥塞进行排液、试气［6-7］。

2.2 桥塞坐封工具及桥塞性能参数

2.2.1 射孔枪串结构一桥两簇（自上而下） 电缆头+磁定位仪+配重1+配重2+滚轮接头+多级点火头+射孔枪2+多级点火装置+射孔枪1+多级点火装置+桥塞点火头+10#贝壳桥塞坐封工具+复合桥塞，具体数据见表2。

表2 射孔枪串结构（一桥两簇）Table 2 Structure of perforating gun string (one bridge and two clusters)

2.2.2 桥塞设计分为13段进行压裂改造 现场使用了Prodrill桥塞9个和Langstar桥塞5个。2种桥塞都是由复合材料制成，桥塞材质轻。易钻，耐压70 MPa，耐温121 ℃，Prodrill桥塞为投球式桥塞，投球直径42.9 mm；Langstar桥塞为球笼式桥塞，不需要投球。见表3。

表3 不同桥塞型号的相关参数Table 3 Relevant parameters for different bridge plug types

3 存在的问题及对策

MaHW6004井施工共用时38 d，正常施工时间11 d，处理桥塞未丢手及桥塞下移等故障问题27 d。出现的主要问题为：桥塞点火坐封后未丢手1次，桥塞下移3次，砂堵1次，下桥塞遇阻1次。

3.1 桥塞点火坐封后未丢手

（1）问题描述：第一级压裂施工结束后，泵送桥塞至预定位置4935 m坐封，上提电缆，张力较高，桥塞未能丢手。

（2）可能原因分析：坐封工具活塞两端因面积不一致造成上下压力不平衡；火药桶未能充分燃烧，导致桥塞坐封不严或坐封后不能顺利丢手；销钉设置存在误差，导致剪切力不够无法丢手［7］。

（3）处理措施：大修作业队进行穿心打捞，下Ø73 mm外加厚油管尾带穿心打捞筒至3618 m遇阻，洗井一周，提出油管，带出3618 m电缆；下Ø73 mm内加厚油管+Ø60.3 mm正扣钻杆尾带Ø97 mm外钩至3652 m打捞出井内剩余电缆1259 m，电缆尾部显示为电缆弱点处断脱，鱼顶位置为4877.61 m；放弃打捞，变更后续桥塞及射孔位置，将13级压裂改为12级。

（4）预防措施：根据地层压力计算坐封工具在桥塞点火坐封、丢手中所需推力大小，选择火药类型。

3.2 桥塞发生下移

（1）问题描述：该井在下入第5级桥塞坐封后，射孔正常，采用0.7～2.8 m3/min的排量送球，泵入液量2.2 m3时，球到位，压力由33 MPa上升至51 MPa，继续泵入滑流水至41 m3时，压力由51 MPa降到41 MPa，波动20 s后升到44 MPa后稳定，停泵。分析认为桥塞发生下移，然后通过连续油管进一步验证桥塞由原坐封位置4655 m下移至4684 m，导致泵送液体进入第4段；第4级桥塞坐封在4725 m，该段第1簇射孔位置为4704.5～4705.5 m，第2簇射孔位置为4674.5～4675.5 m，第5级桥塞下移至第4级第1簇和第2簇之间。

（2）原因分析：选用桥塞时未考虑桥塞与套管钢级的适应性，Ø127 mm的TP125V套管的洛氏硬度在31.2～35.6 HRC，其Prodrill桥塞卡瓦硬度50 HRC，不能与套管进行有效咬合，应选用桥塞的卡瓦硬度大于套管硬度20HRC以上，才可以保证桥塞无位移。

（3）处理措施：将桥塞位置变更至4645 m，继续采用泵送桥塞方式，重新下桥塞，送球后压力正常，然后进行第五级压裂。该井在后期下入第6级、第7级桥塞坐封后，仍然出现第5级桥塞下移的施工现象，通过下入第2桥塞后完成了后续压裂施工。为防止再次出现桥塞下移，从第8级开始，将现场使用的Prodrill桥塞更换Langstar球笼式桥塞，经现场压裂及微地震信号检测验证，桥塞坐封良好，如图3、图4所示。

图3 MaHW6004井第八级微地震检测平面Fig. 3 The 8th level microseismic detection plane view for the well MAHW6004

图4 MaHW6004井第八级微地震检测俯视Fig. 4 The 8th level microseismic detection top view for the well MAHW6004

（4）预防措施：下入的桥塞应考虑与套管钢级的适应性；送球过程中注意观察压力变化，发现桥塞下移及时分析原因，采取措施，防止上一级压裂层位被重复压裂。

3.3 砂堵

（1）问题描述：第7级压裂施工，注入前置液，排量7 m3/min，施工压力77 MPa，为降低施工压力，注入井液量100 m3时开始加入砂比2%的段塞（70/140目陶粒0.5 m3），前置液入井液量153 m3时压力直线上升，超过限压85 MPa，发生砂堵，后经多次放喷、试挤压力不降，停止施工。

（2）原因分析：前置液施工曲线中没有破裂特征，表现出非常强的塑性变形特征，主裂缝形成困难。通过计算，2%砂比的段塞刚进入地层即发生砂堵，说明形成的裂缝非常狭窄，不具备进砂条件。

（3）处理措施：下连续油管尾带冲砂工具，用45 m3滑流水以0.16～0.20 m3/min的排量进行正循环冲砂，冲砂结束后，分别以1.3 m3/min、0.67 m3/min、3.0 m3/min的排量试挤3次，施工压力由87 MPa降至67 MPa，确认挤通地层，进行第7级主压裂成功。

（4）预防措施：前置液阶段压力高，多次用滑流水试挤，地层未压开显示时，不要进行加砂。施工过程中，尽量使用冻胶携砂。

3.4 下桥塞遇阻

（1）问题描述：在泵入第10级桥塞及坐封工具至4010 m处遇阻（设计位置4327 m）。

（2）原因分析：第9级压裂完成后注入的顶替液，未将水平段的支撑剂全部顶替至地层。

（3）处理措施：提出井内桥塞及坐封工具，用冻胶10 m3+滑溜水37 m3以8 m3/min的排量对整个水平段进行了清理，将所有残留的支撑剂挤入地层中。然后重新下入桥塞及坐封工具至预定位置，坐封、射孔正常。

（4）预防措施：压裂施工的顶替阶段，先用冻胶10～15 m3，再用滑流水顶替冻胶全部进入地层，确保井筒内无支撑剂残留。

4 认识及建议

（1）下入的桥塞应考虑与套管钢级的适应性并进行室内试验，确保桥塞坐封后无位移。

（2）压裂后的顶替过程排量应平稳，用冻胶10～15 m3后用滑流水将冻胶全部顶替进入地层，确保井筒内无残留的压裂支撑剂。若压裂过程中发生砂堵后应及时返排，多次试挤，仍不成功可下连续油管进行冲砂洗井。在泵送桥塞过程中如果出现遇阻现象，则提出电缆及工具，冲洗井筒后方可再次泵送桥塞。

（3）采用井下微地震监测可以有效监测到桥塞点火坐封及射孔弹起爆震动信号，并能检测到裂缝起裂位置及走向，为压裂施工提供了基础数据资料，后期可以继续使用。