川西地区高温超高压超深井安全试油井下作业技术研究

2018-12-06温杰文

钻采工艺 2018年6期

温杰文

(中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院)

四川盆地川西地区深部储层蕴藏丰富的天然气资源，以二、三叠系的栖霞组、茅口组、长兴组为主要目的层，天然气资源勘探开发潜力巨大。但川西地区深部碳酸盐岩储层具有埋藏超深、地层压力超高、地层温度高、纵向上多储层和产出流体含H2S等特点［1－3］。

随着川西地区碳酸盐岩天然气资源勘探向深部储层进军，试油技术面临巨大挑战，目前的设备及工艺技术难以满足作业需要，主要存在以下难题:①较之常规的高温高压深井，高温超高压超深井井身结构更加复杂，井筒环境更为严苛，作业过程中管柱易发生井下复杂，井下测试工具及射孔器材要求更高的承压和耐温性能;②较为单一的测试管柱及其工艺无法满足苛刻井筒条件下更加复杂的作业工况和不同的试油需求;③储层改造参数优化难度大，常规的酸液体系摩阻高、耐温性能不满足作业要求。

川西地区高温超高压超深井试油井下作业，测试管柱和酸液体系是核心，工艺措施是关键［1－5］，针对不同工况和作业需求，对测试管柱、酸液体系及工艺措施展开了研究。

一、高温超高压超深井测试工艺技术

根据具体井况和井身结构的不同，考虑不同的储层特性，配套测试工具形成3套测试管柱，并制定了其工艺措施，如图1、图2、图3所示。

1．投球型射孔酸化测试联作管柱及工艺

常规的射孔酸化测试联作管柱采用OMNI阀作为替液阀与压井循环阀，采用环空加压操作，可以多次开关，但操作OMNI阀时需要反复环空加泄压会加剧套管损坏的风险，使用OMNI阀进行低替酸液，但在实际操作中遇到过由于钻井液堵塞传压孔或井下温度变化等一系列因素，导致低替完成后OMNI阀不能正常关闭的问题。为了规避以上问题，设计了投球型射孔酸化测试联作管柱。

(1)管柱结构。双通道常闭阀+HP－RDS阀+压力计托筒+E型阀+RTTS封隔器。

(2)技术特点。采用E阀替液，与通常使用的OMNI阀替液相比较，E型替液阀结构简单，无循环密封，替液控制排量较大。且其钢球到位比较容易，关闭方式为剪断销钉的方式，故成功率更高。采用双通道常闭阀进行压井，投球方式打开，操作简单可靠，同时减少了环空操作压力设置级数，更适用于窄环空压力窗口井的测试。采用RDS阀作为备用压井阀，多一道井下安全屏障，确保井完整性。

图1投球型射孔酸化测试联作管柱

图2泵注式可直推压井管柱

图3试油－暂堵－完井一体化管柱

(3)施工工艺。测试管柱下入至尾管内，下入时E型替液阀处于开启位，常闭阀处于关闭位。下管柱至预定位置后进行电测校深，根据校深结果调整管柱使射孔枪对准目的层。然后上提管柱，正转加压坐封RTTS封隔器，坐封完成后换装井口，作酸化施工前准备。酸化施工时先通过E型替液阀循环孔低替酸液，控制排量500～800 L/min，控制油压低于射孔枪启爆压力低值7 MPa以上。低替完成后投球加压蹩断E型阀销钉，同时关闭循环孔切断油套通道。确认关闭后环空加压验封合格后进行射孔、高挤酸液施工，酸化完成后进行排液、测试等作业，最后通过投球方式打开双通道常闭阀循环孔进行压井起出测试管柱。

2．泵注式可直推压井管柱及工艺

井下关断阀(RDS阀)关断后无法正挤压井，对于高产易漏井，解封后通过封隔器胶筒与套管之间的环空间隙进行压井堵漏，作业时间长、效率低，且堵漏材料易在封隔器外沉积造成管柱卡埋等井下复杂，通过研制单向式井下关井循环阀代替RDS阀，形成泵注式可直推压井管柱，解决了易漏难堵的问题。

(1)管柱结构。伸缩节+DB阀+压力计托筒+E型阀+单向式井下关井循环阀+RTTS封隔器。

(2)技术特点。采用单向式井下关井循环阀既可井下关井，又可从油管内泵注直推压井，既满足井下关井压恢、暂闭地层的需要又满足高效压井堵漏的需要;采用E阀替液，双通道常闭阀进行压井，两者都使用投球方式打开，操作简单可靠，提高了替液与压井的成功率。

双通道常闭阀与单向式关井循环阀都可用于循环压井，备用压井通道充足;环空压力操作级数少，适用于环空压力操作窗口窄的井。

(3)施工工艺。从下钻到测试基本与投球型射孔酸化测试联作管柱一致，不同的是最后通过操作单向式井下关井循环阀进行压井堵漏作业。

3．试油－暂堵－完井一体化管柱及工艺

高产气井测试后易漏难堵，堵漏和压井过程中易引发井下复杂，比如管柱卡埋，RTTS封隔器解封失败等，且堵漏导致储层污染严重，对于需要二次完井投产的井，常规管柱也无法满足回插需求，需起出测试管柱再重新下入完井管柱，增加了事故风险率和作业时间。试油－暂堵－完井一体化管柱既能解决上述易漏难堵和污染储层的问题，又能满足二次完井投产的需求。

(1)管柱结构。伸缩接头+DB循环阀+HPRDS阀+压力计托筒+安全接头+完井封隔器+一体式球座。

(2)技术特点。一趟管柱可先后完成射孔、酸化及测试作业，然后投入暂堵球至暂堵球座，实现储层与上部井筒液体的隔离，无需堵漏，暂堵球座以上进行循环压井后正转管柱从锚定密封处倒扣丢手起出工具，留井永久封隔器及一体式球座替代桥塞实现产层暂堵。一体式球座将常规的暂堵球座和坐封球座融为一体改良成为了一个二级球座，避免了二者之间衔接的瑕疵，两级球座通径不同，其候球入座更加高效且暂堵球到位后在足够压差的前提下密封严密。若后期有试采需求，需二次完井，可将完井油管及回接工具下入井内直接回插形成完整的完井管柱，再从正眼去除暂堵屏障(方法:替液后反排出暂堵球;酸腐蚀掉暂堵球;正眼加压打掉座芯)，实现完井投产。

(3)施工工艺。下管柱至预定位置后进行电测校深，根据校深结果调整管柱使射孔枪对准目的层;换装井口、接地面管线、试压;投坐封钢球;根据需要若是先射孔再坐封，则环空加压射孔、确认射孔后，正眼投入钢球，油管内逐级加压坐封，验封合格后蹩掉球座座芯(若是先坐封再射孔，则先投入钢球，油管内逐级加压坐封，验封合格后蹩掉球座座芯，再正眼加压射孔);放喷排液，空井酸化、排液、测试;最后油管内正注压井液，投暂堵球，打开RDS阀循环压井，换装井口从锚定密封处丢手，起钻，结束本层测试。二次完井，将完井油管及回接工具下入井内直接回插形成完整的完井管柱，再从正眼去除暂堵屏障，实现完井投产。

二、高温超高压超深井酸液体系及改造工艺

川西超深高温碳酸盐岩储层埋藏深、温度高，针对酸液反应速率较快，沿程摩阻大，酸蚀裂缝较短等难题［5］，研制了对应的酸液体系。根据储层特性，结合测录井资料，形成了针对性的改造工艺措施:天然裂缝、溶蚀孔、洞较发育储层采用深度酸压工艺，压开储层，沟通天然缝洞系统;天然裂缝发育、溶蚀孔、洞较发育且孤立的储层采用胶凝酸解堵酸化工艺，疏通缝洞系统;区块地应力高，预测井底破裂压力206 MPa，深度酸压采用140 MPa井口，力争最大施工排量，提高改造波及范围。

1．酸液体系

研发了新型高温酸化缓蚀剂(见图4)，通过分子结构设计，将在高温下能在金属表面产生强烈吸附的芳杂环、重建等基团集中嫁接在一个分子中，实现各元素在分子水平上的复配;同时结合缓蚀剂分子动力学模拟计算结果，将最终缓蚀剂产品季铵化，降低缓蚀剂分子轨道能量，增强缓蚀剂稳定性，耐温从150℃提高到180℃，腐蚀速率仅为50．5 g/m2·h，满足高温储层改造需要。