库车山前大斜度小井眼试油完井工艺技术

徐鹏海， 张 浩， 张 莎， 李 燕, 王 磊, 高尊升, 周梦秋

(1中国石油塔里木油田分公司勘探事业部 2中国石油塔里木油田分公司工程技术部 3玉门油田分公司老君庙采油厂)

库车山前储层具有“超深(6 500～8 000 m)、超高温(150℃～190℃)、超高压(110～136 MPa)”的特点，给后期试油完井带来了严峻的挑战。近两年，由于地质工程及地表条件的限制，一批超深、大斜度、小井眼井逐渐开始部署，由于大斜度井井筒条件更加恶劣，通井管柱、射孔管柱、测试管柱、完井管柱受大斜度井条件限制，受力情况更加复杂；同时，大斜度井压裂时存在弯曲摩阻大，施工压力高等难点，这些技术瓶颈都将制约着大斜度井试油完井工艺。

通过查阅文献，针对封隔器坐封、密封、解封的难点，可以在封隔器坐封前记录管柱静止、上提、下放悬重，通过获取管柱与井壁的摩擦阻力，准确判断封隔器实际加压吨位[1-2]；针对管柱在悬挂器及井斜变化较大的部位不易下入的难点，可以增加扶正器、引鞋等辅助配件[3]。针对井口操作压力不准，可以将测试工具环空操作压力以垂深为依据计算[4-9]；针对大斜度井30°～60°井段井眼清洁困难的问题，可通过优化通井钻具组合，提高钻井液流变性，提升钻井液携砂能力，通过大排量循环洗井提高钻井液环空返速进而达到净化井筒的效果，同时，结合“重塞”理论，在循环时泵入比原井钻井液密度高0.36～0.48 g/cm3的重塞，依靠在环空形成的“射流”效应将井筒中杂质携带[10-13]；针对大斜度井压裂裂缝与井筒斜交, 压裂液进液孔少, 摩阻增大，可通过提高施工排量以提高裂缝宽度，确保液体黏度并增加前置液量, 以增大裂缝体积[14-16]。此外，针对库车山前“三超”气井，为确保工艺安全，应进行管柱力学校核，优选测试、完井工具[17-21]。

一、基本概况

KeS X井是库车山前盐下第一口超深、大斜度井，完钻井深7 060 m，垂深6 398.06 m，造斜点5 366 m，水平位移达1 223.56 m，最大井斜77.6°/7 060 m，其中井斜超过60°的大斜度井段长达591 m。本井为典型的“三超”气井，预测储层压力系数1.66，预测储层温度154℃。由于测试井段储层物性差，纵向上应力差明显，故采用先射孔，再使用双永久式液压封隔器机械分层加砂压裂。井身结构及套管程序为：Ø558.8 mm井眼×520 m+Ø473.08 mm表层套管×520 m+Ø431.8 mm井眼×2 318 m+Ø365.13 mm技术套管×2 318 m+Ø333.4 mm井眼×4 900 m+Ø273.05 mm技术套管×4 900 m+Ø241.3 mm井眼×6 702.24 m+Ø196.85 mm 尾管×(4 601.77～6 702.24) m+Ø196.85 mm回接技术套管×(0～4 601.77) m+Ø168.3 mm井眼×7 060 m+Ø127 mm尾管×(6 201.62～7 060) m。

二、技术难点分析

1. 大斜度、小井眼

KeS X井自井深5 690 m井斜开始超过30°，6 029 m开始井斜一直为60°左右，管柱在喇叭口处(内径由171.88 mm变为108 mm)遇阻风险大；测试井段6 805～7 020 m，井斜在57°～73°之间，管柱入井困难，尤其是完井管柱，一旦摩阻吨位把握不准，可能导致液压永久式封隔器提前坐封，一旦坐封，后续磨铣、打捞难度极高，极有可能导致井的报废。射孔井段6 805～7 020 m，射厚61 m，跨度长达215 m，射孔后断枪、卡枪风险大，需要对射孔枪精细选型并对管柱力学进行充分评估。

Ø127 mm小尺寸尾管内径108 mm，封隔器等井下工具环空间隙小，下管柱、替液过程可能导致封隔器提前坐封。环空间隙小，井斜大，顶替效率低，井筒替液后可能残留杂质，导致钢球无法顺利入球座。

2. 温度高、压力高

根据邻井实测情况，预测本井测试井段中部地层压力103.36 MPa，压力系数1.66，预测纯天然气时井口最高关井压力85 MPa。预测地层温度153.65℃。高温、高压井筒条件下对测试工具的密封件耐温性能、管柱完整性要求极高。

下完井管柱、换装井口、连接地面流程需要一周时间，为保证替液顺利，对高密度钻井液的长期高温稳定性要求极高。

3. 工具易失效

高密度钻井液高温高压稳定性差，长期静止容易出现沉淀，造成RD安全循环阀和RD循环阀的破裂盘无法打开，从而造成无法循环压井和封隔器解封困难，引起井下复杂。

采用分段加砂的储层改造工艺方式，对施工排量要求高，大排量对管柱配置要求高，若管柱配置达不到要求，储层改造时管柱轴向缩短变形转化为轴向拉力，会影响封隔器密封性能，引起封隔器失封。

4. 储层改造难度大

本井改造规模超千方液，改造段储层巨厚(跨度215 m)，纵向上均匀改造难度大；钻井期间漏失量小，储层物性差，天然裂缝有效性差，地层破裂压力高，后期采取分段加砂压裂井口超高压风险高。本井小尺寸套管限制了完井管柱配置，导致储层改造时高摩阻。结合同区块试采情况，预测本井出砂风险高，增加了后期安全试采的难度。

三、技术对策

1. 井筒准备

井筒准备立足于“模拟通井”的思路，将全井筒不同井段、不同部件“化整为零”，针对尾管段可能遇阻的部位(如喇叭口、回接筒、回接筒反扣台阶、尾管段胶塞短节、浮箍等)逐一进行通井、磨铣。

下引流测试管柱前，分别进行单、双通径规模拟通井，记录管柱在不同井深、不同斜井段静止、上提、下放的摩阻吨位，为下步引流测试管柱的真实加压吨位提供依据。

优选外径89 mm射孔枪。通过数值模拟，确保射孔瞬间套管内产生高峰值压力低于井筒外地层压力；低值压力时套管抗外挤安全系数1.5以上。

下完井管柱前，针对“大+小”双封隔器完井管柱，采用双通径规模拟通井管柱通井，记录入井管柱在不同井深、不同斜井段静止、上提、下放的摩阻吨位，为下步完井管柱的真实摩阻提供依据，以确保完井封隔器顺利入井。通井完，充分调整钻井液性能，保证15 d钻井液高温老化试验无硬性沉淀。

针对大斜度井段可能造成封隔器胶筒偏磨，采取在封隔器上下端增加外径大于等于封隔器的特制刚性扶正器以保护封隔器胶筒，替液时通过加大隔离液用量，确保井筒替干净。井下工具及辅助配件参数见表1。

表1 井下工具及辅助配件参数

2. 优选工具

考虑到大斜度井段钻井液沉淀可能堵塞RD循环阀破裂盘导致无法实现安全压井和封隔器解封，试油完井钻井液选用稳定性更优的油基钻井液。在“三阀一封”引流测试管柱的基础上增加液压循环阀后升级为“四阀一封”，液压循环阀和RD循环阀的功能互补，形成双保险。此外，将常规RD安全循环阀和RD循环阀芯轴密封性进行改进、加强，加强型RD循环阀、RD安全循环阀在抗内压、抗外挤强度等方面均有所提升。改进工具的芯轴密封由原来的单“O”型圈密封改为双“O”型圈密封，提高了芯轴的密封性能，防止高温高压下单密封圈失效造成芯轴无法下移，进一步提高工具可靠性，参数见表2。

表2 加强型测试阀参数表

3. 井筒评价

结合地质力学评价及储层改造的需要，优化完井管柱为Ø114.3 mm+Ø88.9 mm+Ø73.02 mm复合管柱，在此基础上做管柱力学校核以保证管柱能满足4.5 m3/min的改造排量，三轴应力安全系数≥1.50。管柱校核见图1。

考虑压裂时双封隔器之间管柱变形量对封隔器轴向载荷的影响，对不同改造排量下双封隔器之间油管伸缩量进行计算，得出在不同改造排量下计算出双封隔器之间油管伸缩量为1.137～1.160 m，轴向载荷为39～43 t。为补偿改造期间油管缩短导致的封隔器受力过大，在双封隔器之间加伸缩管，改善封隔器受力，保证储层改造期间井下工具的安全。

4. 优化储层改造工艺

储层改造时采用大液量，低砂比，获得较长支撑裂缝。主压裂前，实施小型测试压裂，调整主压裂施工参数，储层改造液选用氯化钾加重，降低斜井破裂压力高、超深井摩阻大的施工风险；前置液阶段采用多级段塞，降低大斜度井近井摩阻，降低后期施工压力。为降低出砂风险，每一级尾追3 m3覆膜支撑剂。

四、 现场应用

转试油后，精细组织井筒准备工作，从前期模拟通井、射孔，到后期下完井管柱，整个试油完井作业过程顺利。主压裂前根据测试压裂摸清地层动态参数，及时调整加砂压裂分四级进行，加砂压裂施工最高泵压118.5 MPa，最大套压55.8 MPa，最高施工排量6.55 m3/min，最高加砂比24.56%，挤入地层总液量2 562.2 m3，挤入地层总砂量149.2 m3，从施工曲线可以看出分段压裂效果明显，加砂压裂施工见图2～图3。使用Ø8 mm油嘴放喷求产，油压76 MPa，折日产气56×104m3，油压、产量稳定，成为该气藏产量最高的一口井，实现了预期增产效果，放喷求产曲线见图4。

图3 KeS X井二级加砂压裂施工图

图4 KeS X井S1压裂放喷求产曲线图

五、认识及建议

(1)良好的井筒准备条件是大斜度井试油完井工艺成功的前提，通过模拟通井，为后期测试、完井管柱的安全下入提供依据。

(2)性能稳定的井下工具，抗高温稳定性优良的钻井液是保证工艺成功的关键，通过在完井管柱关键位置增加特制的刚性扶正器，既可保护井下工具，又可保证完井管柱的顺利入井。

(3)对于大规模加砂压裂改造工艺，在主压裂前，可先通过测试压裂，摸清地层动态参数，及时调整加砂压裂泵注程序，保证分层改造效果。