乍得基岩注气井膨胀管悬挂二次完井技术

刘 琦 王 刚 黎小刚 曲兆峰 刘纪童 仲 昭

(1.中国石油集团工程技术研究院 2.中国石油国际勘探开发有限公司)

0 引 言

随着气顶油藏的不断开发，上部气顶逐步消失，由此导致油藏天然能量不足，储层压力快速下降，业内常用的开发方式为采用注气补充地层能量或气驱保持油藏压力，以此提高油藏整体采收率。从降低桶油操作成本的角度考虑，一般会将濒临衰竭的低压低产开发井转为注气井继续服役，从而最大化地利用现有生产资源，起到降本增效的目的。乍得B区块潜山油藏是典型低丰度油藏，投产5年后油藏上部气顶逐渐消失，需要注气保持油藏压力以提高油田采收率。在现有生产井改注气井过程中，曾发生BX9井因注气高压击穿裸眼段上部套管鞋以上水泥环，引起上部地层出砂，掩埋下部裸眼井段的事故，最终导致报废弃井。应开发需要，计划选择BX20井作为BX9的替代井，再次开展注气试验。该备选井套管鞋位置和砂岩与基岩界面仅有2～3 m距离，上部地层含有破碎疏松过渡带，且固井质量一般，注气过程中极易发生BX9的同类问题；为避免注气破坏套管鞋以上水泥环，及由此导致的地层出砂淹埋注气井段等问题再次出现，考虑对该井采取二次完井作业，以完善该井井筒完整性，保障注气井长期稳定注气。

1 影响注气生产的瓶颈问题

乍得潜山油藏基岩开发井通常采用三开井身结构设计，二开钻至上部砂岩与下部基岩交界面以下2～3 m完钻，下入外径244.5 mm(9in)套管至基岩顶界以下固井，整个下部三开基岩井段采用裸眼完井方式[1-3]。生产过程中，由于井底流压为10 MPa左右，产量平均为20 t/d，该裸眼井身结构设计满足油井生产要求。

转注气井后，上部注气管柱携带生产封隔器入井，封隔器坐封在外径244.5 mm(9in)套管鞋上部，注气管柱根部下探至基岩层段注气。基岩层段注气压力主控因素为内部相互沟通的天然裂缝系统，由于基岩层段非均质性极强，不均匀的产注剖面对注气压力影响非常大；为达到开发需要的合理注气量，试注气时通常会不断向上调整压力，反复的憋放压对井筒完整性造成了严重影响。较高注气压力将导致套管鞋处水泥环损坏，注入气绕过过渡带层段继续上窜，引起上部砂岩层垮塌，大量沉砂将掩埋整个裸眼井段，需要上大修作业整理井筒方可恢复生产，严重时会因套管发生挤毁变形使注气井报废，从而造成无法弥补的损失。

2 基于膨胀管悬挂的二次完井技术

2.1 油田基本情况

BX9潜山油藏位于BC区块西部，含油面积3 km2，地质储量248.9×104m3。2017年3月，BX9潜山第一口井BX9井率先投产。截至2022年，潜山区块共完钻井5口，投产油井4口，目前开井2口，平均日产油100 t，含水体积分数12.8%，年采油速度1.4%，采出程度14.8%。低产低压影响了油藏的采出程度，急需开展有效的二次采油措施，提高整体采收率，考虑基岩油藏的特点，注气开发成为最优方案。

2.2 注气先导井生产情况

BX20井位于BX9潜山区块西北部，紧邻BX9井。该井2017年9月电泵投产，初期日产油15 t，日产气46 m3，含水体积分数15.82%，气油比8.5 m3/m3；2017年10月低压间开，2019年4月低产关井。由于该井井位位于油藏高部位，适合开展注气研究，确定该井转为注气试验井。2020年6月，计划利用二次完井作业完善该井井筒完整性，确保该井井身完整性满足长期注气要求。

2.3 技术要求

结合开发和生产需求，提出该井二次完井技术要求如下。

(1)二次完井作业需对上部裂缝发育的主要注气层段进行保护，防止注气过程中高压击穿套管鞋上部水泥环导致封固的砂岩层出砂、填埋下部裸眼井段，以延长注气井使用寿命。

(2)二次完井作业后，需保证注气层段和井筒之间保持最佳的连通条件，使注气层所受的损害最小，进而防止裂缝发育层段的堵塞。

(3)二次完井作业后，注气层和井筒之间应保留尽可能大的渗流面积，使注入气进入储层段的阻力最小，由此降低井口注气压力(井口注气压力低于地层破裂压力28 MPa)。

(4)二次完井工艺需要尽可能利用现场库存的井下工具，以及优化作业程序，在实现二次完井作业目的同时，最大限度地降低完井作业投资成本。

2.4 技术原理

膨胀管技术的发展和应用[4]对国内外钻完井工程领域产生了革命性的影响，特别是膨胀管尾管悬挂技术的出现，提升了完井作业效率，大幅度缩短了施工周期，减少了作业费用。

膨胀管悬挂二次完井技术的核心为膨胀管悬挂器系统，该系统主要由下入丢手、 膨胀管悬挂本体、中心管、膨胀锥、下接头以及密封腔底座组成[5]，如图1所示。

1—下入丢手；2—悬挂器本体；3—中心管；4—膨胀锥；5—下接头。

当悬挂器下入到设计悬挂位置，投球，球落入密封腔内的球座内，堵塞内循环通道，开泵加压，压力推动膨胀锥上行，通过机械力、液压力两者的共同作用挤压悬挂器本体，利用膨胀管材的金属塑性应变特性，挤压膨胀管材与套管内壁贴合；此外，为增加密封与悬挂能力，在悬挂器本体上粘接排列着弹性元件(橡胶环密封件)，弹性元件同时被挤压在悬挂器和上层套管上，形成密封，从而有效地封隔套管环空，挤压形成的残余应力对外层套管产生一定的挤压，通过摩擦力完成对下部完井管串的悬挂。

对于该次基岩井二次完井，选择膨胀管悬挂筛管完井方式，与常规套管固井完井方案相比，该方式可最大限度地保留储层裂缝与井筒的沟通能力，大幅度续注气启动压力；与常规尾管悬挂技术相比，膨胀管悬挂二次完井技术充分发挥了膨胀管将封隔器与悬挂器融为一体的技术优势，携带的外部零件少、结构更加简单，降低了二次完井作业难度；膨胀管坐封后，实现上部套管与下部完井管柱的完全贴合，密封腔底座可以承受最高35 MPa的压力；膨胀管悬挂器本体上没有传压孔，降低了漏失风险；膨胀管不携带卡瓦、锥体等配件，通径更大，避免了井筒中台阶的出现，降低了后续生产作业及测试施工风险。

2.5 试验井井筒条件及施工准备

2.5.1 原生产管柱结构

BX20井采用乍得标准三开裸眼水井井身结构，外径244.5 mm(9in)套管下入基岩顶界以下，ø215.9 mm(8in)裸眼段1 595.72～1 905.00 m之间，套管鞋处固井质量为合格。套管程序见表1。

表1 BX20井套管程序信息Table 1 Casing program information of Well BX20

2.5.2 基岩产层段物性情况

观察基岩段取芯数据，该井基岩产层剖面非均质性极强，产层段的物性发育非常不均匀，天然裂缝发育井段主要集中在上部1 600 m左右处。BX20井岩心数据如表2所示。

由电成像测井(XRMI)解释结果(见图2)可以看出，98～107号小层之间裂缝集中发育，即主要在井段1 565～1 623 m区间，此结果印证了岩心观察的结论，基岩储层上半段是主要的吸气层段，需要防止上部砂岩层出砂导致储层砂埋事故的发生。

表2 BX20井岩芯描述Table 2 Core description of Well BX20

图2 基岩裸眼井段裂缝发育层段测井曲线Fig.2 Well logging curves of fracture development interval in open hole section of basement

2.5.3 二次完井方案设计

依据二次完井技术要求，本着最大限度地保护井筒完整性，释放地层天然裂缝两个原则，为该井设计了二次完井工艺。依据ø215.9 mm(8in)裸眼井身尺寸，设计采用筛管+双密封胶筒封隔器+套管+膨胀管悬挂器组合[6-8]来实现下部完井管柱的悬挂密封，并对上部外径244.5 mm(9in)套管鞋处产生足够的保护，由此减小上部水泥环承压，防止砂岩地层出砂下埋注气井段的问题发生。

根据裸眼段测井解释结果，确定下部管串配件工具的具体下入深度，悬挂器坐封位置设在(1 505±2)m，下部管柱长度约400 m，具体参数详见表3。

下部完井管串中设计携带2个串联的裸眼封隔器①和②(见图3)，坐封位置为1 572.6～1 577.0 m，以保护外径244.5 mm(9in)套管鞋上部管外水泥环，并同时拦截上部掉块及沉砂。

筛管段在每隔2～3根筛管处加装弹性扶正器，以保证整个管柱居中，平衡管柱整体受力，并可减少注气过程中管柱震动，对上部裸眼封隔器及悬挂封隔器起到一定支撑和保护作用。

表3 BX20井二次完井管柱下入深度与测井结果对照Table 3 Contrast between setting depth of recompletion string and logging result of Well BX20

图3 ø244.5 mm膨胀管悬挂器+套管+筛管下部完井管柱Fig.3 ø244.5 mm expandable tube hanger + casing + liner lower completion string

2.5.4 作业程序及施工预案

该次二次完井现场作业施工严格按照乍得项目修井作业及井控作业规程[9]执行，主要步骤包括起出原井生产管柱，下部完井管柱入井并完成悬挂密封，下入上部注气管柱，开展试注气作业。具体流程见图4。

图4 二次完井作业标准作业程序Fig.4 Standard operation procedure of recompletion

该次作业主要存在3个风险点，在施工前针对每项风险建立了控制措施及应急预案。

(1)400 m下部完井管串下入遇阻。控制措施：要求井队控制下钻速度，操作时应缓慢平稳下放；钻井液工程师应根据实际井况，调整完井液性能，提高完井液的润滑性。应急预案：遇阻超过80 kN时，上提、下放、旋转活动钻具，尝试通过，如反复尝试无法通过，可起钻，对井眼重新进行处理，处理过程中可过提悬重不超过150 kN，下压不超过150 kN。

(2)膨胀压力过高(大于25 MP)，影响悬挂封隔器顺利坐封。控制措施：膨胀管技术专家在现场指挥施工，与司钻形成良好配合，确保加压排量与上提速度的配合在最佳状态。应急预案：上提管柱不及时会引起膨胀压力过高，此时可降低加压排量，同时保持原上提管柱悬重，使施工压力小于25 MPa。上提管串时，采用机械方式辅助膨胀，将会比原悬重过提30～50 kN，可降低膨胀压力，使之恢复到正常值。

(3)裸眼段井径扩大影响裸眼封隔器坐封[10-11]。按照已有井径测井曲线，通过优选井径规则的位置布置封隔器坐封位置，并建议在冲砂后下电测，以获取最新的井径数据，由此优化上部2个裸眼封隔器位置。裸眼封隔器坐封压力严格控制在10～13 MPa以内，防止因压力过高导致封隔器密封胶筒的损坏。

3 现场应用效果

2022年10月，对BX20 井实施二次完井作业。利用低密度盐水循环压井，提出原井电泵管柱，通井刮削，下刚性扶正器管柱模拟通井，下部完井管串入井，下电测校深，确保封隔器及管柱下入到位。投入ø52 mm钢球至球座，试压合格，运行膨胀锥坐封悬挂封隔器。投ø36 mm铜球至球座，缓慢加压至12 MPa，稳压10 min，坐封裸眼封隔器。下钻磨管柱钻球座，并下探人工井底，确认下部管柱内部畅通。起钻磨管柱，下入上部注气管柱。拆防喷器组，安装注气井口，井口试压合格。拆卸钻台，开展试注气作业，注气排量2 000 m3/h，注入时间6～18 h，日注入量10 000～38 000 m3，井口注入压力始终低于20 MPa，数据如图5所示。截至目前，已实现连续注气180 d，注入压力始终保持平稳，注气量满足油藏开发的注气要求。整个作业周期为10 d，较传统二次完井平均17 d的施工周期，减少7 d作业时间，节省修井作业费用超20万美元，是一种低成本高效完井方案。

图5 BX20井注气曲线Fig.5 Gas injection curve of Well BX20

4 结论和建议

(1)乍得基岩井通常采用三开裸眼井身结构，作为生产井时满足开发需要；然而转注气井后，现有井身结构无法满足高压注气要求，高压会击穿水泥环、损坏套管，导致上部地层出砂，严重时会掩埋下部裸眼井段。该类生产井转注气井前需进行二次完井，以保障井筒完整性，延长注气井寿命。

(2)基岩油藏生产或注气均通过花岗岩内部天然裂缝作为储层内部与井筒的沟通渠道，如采用套管完井方式进行二次完井，将导致渗流通道被完全堵死，后续无法进行注气。膨胀管悬挂筛管的完井方式，不但满足最大限度保留裂缝通道的目的，还因工艺流程简单，可大幅度提升作业时效。

(3)该次试验的膨胀管二次完井管柱主要包括膨胀悬挂器、管外封隔器、筛管。该二次完井管柱一次下入到位，悬挂封隔器及两只裸眼封隔器成功坐封，整个作业周期为10 d，较传统二次完井平均17 d的施工周期，减少7 d作业时间，节省修井作业费用超20万美元，是一种低成本高效完井方案。

(4)BX20井注气先导试验井二次完井实践证明，通过坐封二次完井管柱解决注气井井筒完整性的方式可行。该井完井后能够有效封固和保护套管，使之免受注气高压的破坏，可有效解决裸眼注气井井筒完整性问题，确保注气井平稳注气。试注气压力达到20 MPa，注气量达到2 000 m3/h，满足潜山油藏注气开发需求，具有较高推广价值和重要借鉴作用。