连续油管堵水技术在高含水气井中的应用

汪 杰， 沈 娜， 刘洪利， 周福建， 余 涛， 郭 鹏， 王 睿

(1中国石油大学非常规天然气研究院 2新疆油田公司工程技术研究院 3新疆油田公司勘探开发研究院 4中原油田采油工程技术研究院 5斯伦贝谢中国公司)

一、普光气田地质与生产概况

四川盆地普光气田所属气藏类型为受构造—岩性控制的边水碳酸盐岩孔隙型高含硫气藏，储层主要为礁滩相沉积的鲕粒白云岩、中粗晶白云岩、海绵礁白云岩、砾屑白云岩，次生的溶蚀孔、洞、裂缝发育。该气田气水关系复杂，不同断块之间、不同层系之间、长兴组内部均为独立气水系统。

普光气田主体区块储层物性较好，以中孔中渗、高孔高渗储集层为主，产层厚度大。开发初期气井配产较高。该主体区块于2009年10月投产，由于单井日产气量较高，普光气田主体区块内37口单井均不同程度产出一定的水量，到2012年5月前日产水量相对稳定，气田产水量为150 m3/d；2012年6月后主体区块的产水量开始呈现快速上升趋势，区块产水量已上升到近600 m3/d[1-6]。气井产水不仅影响产能，同时过多的废水处理不及时为地区环境带来损害。

本文以X井为例系统阐述连续油管在高含水气井中堵水技术方法、原理及其技术关键，为普光及其他油气田类似井况连续油管堵水应用这项技术提供了借鉴。

二、 X井井况分析

X井位于四川省宣汉县普光镇塔亚村，构造上位于四川盆地东断褶带黄金口构造带普光构造。该井于2006年3月开钻至2009年2月完钻，完钻井深5 950 m(垂深5 939.7 m)，完钻层位为二叠系长兴组。生产套管固井质量合格，目的层5 400～5 869 m井段固井质量评价优。

根据测井解释可知X井在飞仙关组(5 506～5 868.5 m)共有213.8 m/47层。射孔井段为5 599.8～5 847.4 m，射孔厚度187.7 m/41层。井内气体硫化氢含量13.53%，二氧化碳含量9.34%，相对密度0.732 2；产出水样中Ca2+，Mg2+，Cl-等离子矿化度总含量平均为52 102 mg/L。

X井于2010年5月投产，初期日产气25×104m3，日产水6 m3，油压35 MPa，套压32 MPa。随着边水推进，日产液和液气比呈上升趋势，到2013年10月，该井日产气20×104m3，日产液150 m3，液气比7.47 m3/104m3。10月3日关井，11月26日开井复产，日产气20×104m3，日产液上升至300 m3。12月4日关井至今。当前关井油压27 MPa，套压0 MPa。根据生产测井情况解释分析可知，产水段为5 749.2～5 756.6 m，占全井产水量100%，同时，该段也是目前主产气层。

三、封堵井段设计

根据2013年产气剖面测试结果显示，主要水侵层段为5 749～5 794 m井段，77～85号层。结合该井地质认识，该井5 718～5 786 m井段，73～83号层为裂缝发育带；5 749 m(77号层)以下至井底为易形成人工裂缝井段；5 768～5 805 m和5 815～5 823 m为高渗带。结合气层边水整体推进，局部沿裂缝突进的认识和该井离气水边界较近(水平距离113.8 m，垂直距离61.6 m)的情况认为，边水沿投产层段下部裂缝和高渗带突进。除产剖测试的77～85号层已水淹外，5 745.1～5 847.4 m井段的裂缝和高渗带也有水侵现象，如继续生产会逐渐产水。为进一步延长该井复产后再次见水的时间，将裂缝、高渗带发育的5 718.4～5 847.4 m井段，即73号层以下全部封堵。结合封堵层顶界与72号层底界仅7 m，为降低纵向水窜的影响，将71、72号层也作为封堵层段。综合考虑，设计封堵井段5 690～5 847.4 m，主要工艺措施为在5 749 m处下入过油管膨胀式桥塞，桥塞上端面深度为5 745.2 m，在5 690～5 745.2 m井段泵入水泥塞，水泥塞长55.2 m。

四、地层条件与施工挑战

(1)高温超深气井，井底静止温度变化范围135℃～140℃，垂直深度为5 600～5 900 m。

(2)气井产出液及气体高含硫、CO2等酸性腐蚀气体，对凝固后的水泥石存在腐蚀性。

(3)地层压力系数0.7，关井前日产废水300 m3，日产气20×104m3。即存在压漏地层造成水泥浆漏失的风险，又存在水侵、气侵影响水泥浆性能的风险。

(4)连续油管外径44.5 mm，壁厚3.18～3.96 mm，内径相对较小。水泥浆通过连续油管泵入井底会对水泥浆体系造成高速剪切，缩短水泥浆稠化时间。

(5)连续油管车上提吨位小，且连续油管易断，若连续油管在水泥浆中覆盖长度过长或水泥浆静胶凝过大，会造成上提拉力增加拉断连续油管的风险。

(6)射孔段存在倒刺、泥砂等，影响过油管膨胀桥塞的坐封。

(7)生产段油管内容积为18.27 L/m，在5 690～5 745.2 m井段泵入55.2 m长度的水泥塞，水泥浆体积约为1.2 m3(依据污染模拟结果和管串容积)。水泥浆泵入量少且连续油管小口径喷射会对水泥浆造成严重的混浆效果，缩短有效塞长，影响最终封堵效果。

五、水泥浆体系与施工工艺优化

1.水泥浆体系优化与室内试验模拟

针对X井地层状况及面临的问题，采用抗高温高压防窜水泥浆体系。该体系具有以下优点：

(1)特殊抗硫油井水泥，针对酸性气体具有良好的抗腐蚀性能，水泥浆密度1.89 g/cm3。

(2)较强的抗高温高压性能，同时水泥浆添加剂浓度对高温高压环境不敏感，在较长稠化时间的状况下，达到施工要求后依然能够保持快速起强度特性，同时水泥浆具有较高的最终强度，增强封堵效果。室内试验结果表明在较长的水泥浆稠化时间下，水泥浆强度达到3.45 MPa，时间为340 min，最终稳定强度20.79 MPa。

(3)中高温防窜胶乳体系，降低水泥浆体系的渗透率和孔隙度，具有极强的防窜、防侵能力。室内试验结果表明水泥浆在井内失重环境下，静胶凝值从47.88 Pa上升到239.40 Pa，时间为2 min，防窜、防侵能力强。

2.施工工艺优化与软件模拟

针对X井施工面临的挑战，进行室内试验模拟、软件模拟和施工工艺优化相结合的方式进一步降低施工风险，增加作业成功率。具体如下：

(1)水泥浆体系在室内以高速搅拌器、现场批混车批混和连续油管内流动高速剪切为主。依据室内混浆、现场施工相相结合的能量公式，计算室内模拟试验所需搅拌的时间，使室内水泥浆混配与现场施工混拌能量相匹配，防止现场水泥浆混配提前稠化。

室内水泥浆混配器能量公式[7-8]：

(1)

式中：E/M—比内能，J/kg；k—无量纲常数，m5/s；w—搅拌速度，r/s；t—搅拌时间，s；VWB—搅杯体积，m3。

现场施工批混罐能量公式：

(2)

式中：P—搅叶和离心泵功能耗散，W；t—混拌时间，s；ρ—流体密度，kg/m3；Vt—水罐体积，m3。

连续油管能量公式：

(3)

式中：Δp—压差，Pa；ρ—流体密度，kg/m3。

根据现场施工参数计算可知批混罐给定水泥浆能量为7.87 kJ/kg，连续油管剪切能量为11.65 kJ/kg，室内水泥浆高速搅动时间为20 min(4 000 r/min)。

(2)加入高温分散剂，优化水泥浆流变特性，减小水泥浆在连续油管内的下行阻力。

(3)为防止施工过程中连续油管在水泥浆中覆盖长度较大，造成连续油管较大的黏滞力，设计水泥浆出连续油管覆盖25 m高度后开始上提连续油管。防止连续油管提出水泥塞面，对水泥塞面造成冲刷引起混浆，连续油管上提速度小于或等于水泥浆覆盖连续油管速度。泵入1.2 m3水泥浆到井内，设计塞长65.2 m，油管内容积为18.27 L/m，按照0.15 m3/min排量泵入水泥浆体系，连续油管的上提速度应小于或等于8 m/min较为合适。

(4)为提高桥塞安放成功率，防止射孔段油管存在倒刺、泥砂等影响桥塞坐封，预先泵送2 m3解堵酸用于冲洗坐封桥塞位置的井筒。

(5)水泥塞施工软件模拟优化水泥塞长度与泵入水泥浆体积用量，确保凝固后的有效水泥塞长达到设计长度要求。依据软件模拟结果可知，泵入0.8 m3和1.0 m3水泥浆体系时，连续油管拔出水泥塞后，水泥浆受污染不能形成有效塞长；泵入1.2 m3水泥浆后，受污染程度较低的水泥浆体系返高面位于5 690 m处，满足封堵要求。

六、施工步骤及注意事项

1.施工步骤

现场施工设备地面流程连接图见图1。

(1)压井。关井状态下，用700型泵车向油管挤注压井液33 m3，排量300～500 L/min，同时，记录井口及泵车压力变化，待井口压力降至0 后结束压井。

(2)通井。“连接器+马达头总成+通井规”通井至5 760 m，在5 690～5 760 m井段泵注2 m3解堵酸来回冲洗套管壁。

图1 现场施工设备地面流程连接图

(3)过油管膨胀式桥塞坐封，工具总长3.8 m，坐封深度5 749 m，其中通过生产气举油管外径88.9 mm。

(4)注水泥塞。①安装连续油管设备并试压；②检查井口压力是否为0 MPa；③注水泥管串下至5 730 m左右，充分压井、循环；④连接泵车、灰罐、水罐、连续油管车等设备；⑤施工前安全会议；⑥泵车等设备功能测试，注入1～2 m3清水冲洗管线，地面管汇试压5 MPa/45 MPa；⑦泵送前置液(清水)，体积1 m3，密度1 g/cm3，排量0.2 m3/min；⑧现场混配水泥浆，时间为15 min，累计时间15 min；⑨泵送水泥浆，体积1.2 m3，密度1.89 g/cm3，排量0.2 m3/min，时间6 min，累计时间21 min；⑩清水顶替：水泥浆出连续油管前，顶替体积为6.23 m3，密度1 g/cm3，排量0.2 m3/min，时间31.15 min，累计时间52.15 min；水泥浆出连续油管后降排量为0.15 m3/min，待水泥浆出连续油管25 m，开始以8 m/min匀速上提连续油管；考虑1 500 m液柱压差，顶替结束后保证水泥浆在管内比管外高132 m。总顶替方数为7.2 m3；顶替结束后，继续上提，每上升1 000 m补液0.41 m3；泄压，继续上提连续油管至井口。

(5)施工结束，关井候凝48 h，探塞面。

(6)泵注氮气气举排液。

(7)拆卸设备，恢复井场，开井生产并记录生产数据。

2.施工注意事项

(1)输灰中发生堵塞。作业前，检查每根输灰管线以及灰罐卸灰口是否堵塞，消除管线堵塞状况，同时准备好备用管线；在输灰过程中，如果发生堵塞，首先敲击管线，如果不能及时消除堵塞，拆除被堵塞的管线，重新连接备用管线。

(2)泵送水泥浆时，作业中止。泵送水泥浆过程中设备故障：及时维修设备，停泵时间最多20 min。若因任何原因导致施工中断时间超过20 min，则需要和甲方沟通，循环出多余水泥浆。

(3)施工中出现悬重和压力异常时，水泥浆出连续油管以前发现悬重或泵压异常，立即循环洗出水泥浆；水泥浆出连续油管后发现悬重或泵压异常，立即快速上提连续油管至安全面后循环；顶替到位后由于种种原因不能起连续油管，则循环洗井将水泥浆排出。

七、效果评价

堵水作业施工结束侯凝48 h后，下入连续油管进行探塞，塞面位于5 692 m，满足堵水要求。X井于10月进行气举生产，日产气(20～30)×104m3，日产液18 m3；堵水作业前，日产气20×104m3，日产液300 m3，根据堵水作业后投产效果可知：堵水作业后，日产气量有所增加，日产废水量降低到6%，达到降低产液量1/3的堵水作业目标。在进行的另一口水平井Y井连续油管堵水作业达到同样的预期效果。

八、结论

针对X气井高含水期通过连续油管泵入少量水泥浆体系进行堵水作业，并运用软件模拟和优化施工工艺，进一步增加了堵水成功率。结果表明，1.2 m2水泥浆能够有效封堵产水层，产液量降至封堵前得6%。即有效解决了废水处理问题，同时最大程度降低高含水对气井产量的影响。X井成功的堵水经验可为同类井堵水提供借鉴。