縫洞型碳酸鹽巖氣藏試氣投產一體化技術

張文斌 張明友 賀秋云 黃靖富 謝奎 魏國安

1.川慶鉆探工程有限公司試修公司；2.川慶鉆探工程有限公司國際工程公司

試氣作為天然氣勘探開發不可缺少的環節，是獲取氣藏產能、原始地層壓力、地層溫度等儲量計算不可或缺參數的直接手段，是氣藏是否轉入開發的決策依據，但是，目前國內對試氣至投產期間如何保護儲層、提高采收率的研究甚少。從川渝地區裂縫發育的縫洞型碳酸鹽巖天然氣儲層開發經驗得知，試氣后轉封堵或投產過程前的壓井、堵漏以及鉆塞過程會使大量壓井液、堵漏材料以及其他固相顆粒侵入儲層流通通道，嚴重堵塞、傷害儲層，導致儲層初次投產采收率顯著下降［1-3］。因此，亟需開發一種試氣后不壓井即可封堵儲層和更換生產管柱的試氣投產一體化技術。

1 縫洞型碳酸鹽巖儲層常規試氣投產困境

1.1 儲層試氣后易漏難堵

常規試氣作業結束后，需先進行壓井作業，再根據儲層測試情況選擇進行永久封堵、投產或上試等后續工序［4-5］。當試氣目的層為裂縫發育的縫洞型天然氣儲層時，壓井過程極易發生漏失，且漏失量大、漏失速度快，存在壓不住、堵不住的問題［6-8］，壓井及堵漏周期長，耗費人力物力成本巨大。

以川渝地區高石梯?磨溪構造為例，試氣后的壓井堵漏過程困難極大［9-10］，如GS2 井燈二段壓井總時長156 h，漏失總量78.1 m3，堵漏18 次；燈四上段壓井總時長215 h，漏失總量達439.3 m3，堵漏4 次；MX11 井壓井總時長845 h，漏失總量201 m3，堵漏6 次。通過對川渝地區近5 年來的試氣數據分析發現，儲層試氣后易漏難堵問題已經成為制約勘探開發提質提效的重大工程難題之一(表1)。

表1 2017?2021 年川渝高石梯?磨溪構造試氣壓井情況Table 1 Lost circulation plugging of formation testing wells in the Gaoshiti-Moxi structure,Sichuan-Chongqing region (2017?2021)

1.2 壓井、堵漏對儲層傷害大

研究表明，固相顆粒是造成碳酸鹽巖裂縫型油氣層損害的主要因素之一，其中壓井液和堵漏液是固相顆粒的主要來源［11-12］。由于儲層流通通道在試氣過程中處于開放狀態，因此，試氣結束后的壓井及堵漏過程會導致富含固相顆粒的井筒液大量地侵入儲層，造成儲層油氣流通道堵塞［13-14］?，F場作業表明，試氣后壓井及堵漏工序對儲層產能影響顯著，部分井的投產初測產量甚至降低到試氣產量50%以下(表2)。

表2 川渝高石梯?磨溪構造壓井堵漏污染儲層典型情況Table 2 Typical case of reservoir damage by well killing and plugging in the Gaoshiti-Moxi structure,Sichuan-Chongqing region

1.3 壓井、堵漏易沉埋作業管柱

封隔器是試氣作業中必不可少的密封工具［15］，其最大外徑處與套管內壁環隙僅2 mm 左右，在壓井和堵漏時，液體通過封隔器時發生節流過濾，導致大量固相顆粒沉淀堆積，使作業管柱沉埋風險增加，部分典型井例見表3。

表3 川渝地區高石梯?磨溪構造堵漏造成管柱埋卡典型情況Table 3 Typical case of pipe string burial and sticking caused by plugging in the Gaoshiti-Moxi structure,Sichuan-Chongqing region

2 井下脫手回接開關閥

2.1 工具結構與技術參數

降低儲層傷害的關鍵是避免試氣后壓井和堵漏，為此，設計了井下脫手回接開關閥，可通過在油套環空施加壓力操控，實現管柱封堵、脫手及回插開井功能。脫手回接開關閥技術參數：外徑138 mm，通徑60.0 mm，總長2 496 mm，拉伸屈服強度2 108 kN、扭矩屈服強度67 kN·m，耐內壓屈服強度105.9 MPa，耐外壓屈服強度99.7 MPa，空氣室耐內壓屈服強度167.8 MPa，空氣室耐外壓屈服強度158.6 MPa，工作壓力70 MPa，工作溫度?29～204 ℃，防酸防硫符合NACE MR0175?2002 標準?？赏ㄟ^兩種組合形態轉換，實現儲層試氣后封堵或投產。在試氣作業管柱中，脫手回接開關閥由關井總成和球閥總成自上而下組合連接(圖1)；在生產管柱中，脫手回接開關閥由開井總成和球閥總成自上而下組合連接(圖2)。

圖1 試氣時井下脫手回接開關閥結構示意圖Fig.1 Structural diagram of the downhole disconnection on/off valve during formation testing

圖2 生產時井下脫手回接開關閥結構示意圖Fig.2 Structural diagram of the downhole disconnection on/off valve during production

2.2 球閥總成設計

球閥總成主要由外筒、彈性指套、操作臂及球閥組成(圖3)。彈性指套是具有周向擴張彈性的割縫金屬套，上部指端掛扣在活塞芯軸鍵槽內，當活塞芯軸上下移動時，其周向擴張彈性保證了上部指端與活塞芯軸鍵槽的順利連接或脫離；下端與操作臂上端嵌入連接，當彈性指套運動時可帶動操作臂同步動作，且操作臂下端的操作銷又可同時帶動球閥轉動，進而實現活塞芯軸、彈性指套和球閥的聯動。

圖3 球閥總成結構示意圖Fig.3 Schematic diagram of the ball valve assembly structure

2.3 關井總成設計

關井總成主要由外筒、空氣腔、破裂盤及活塞芯軸組成?；钊据S上、下各設置有1 個空氣腔，破裂盤孔道與下空氣腔連通(見圖4(a))。當環空液柱壓力擊破破裂盤進入下空氣腔，壓力驅動活塞芯軸壓縮上腔空氣實現上移，聯動球閥關閉(見圖4(c))。與上提管柱帶動球閥關閉的聯動結構不同，此設計將關閉球閥和脫手管柱動作相互獨立，解決了聯動結構在球閥關閉后無法進行密封驗證的問題，保障了后續更換管柱過程的井控安全［16-17］。

圖4 關井總成操作過程示意圖Fig.4 Schematic diagram of the shut-in assembly operation process

2.4 開井總成設計

開井總成主要由外筒、空氣腔、破裂盤、活塞芯軸、反扣棘齒及密封組件組成。反扣棘齒為左旋矩形粗扣螺紋，右旋管柱可退扣。密封組件采用雙向V 型組合密封圈，具備雙向承壓密封能力?；钊据S上、下各設置有1 個空氣腔，破裂盤孔道與上空氣腔連通(圖5(a))。當環空液柱壓力擊破破裂盤進入上空氣腔，壓力活塞驅動芯軸壓縮下腔空氣實現下移，聯動球閥開啟(圖5(c))。與插入即帶動球閥轉動開啟的聯動結構不同，開井總成插入球閥總成后，還需通過環空加壓至設定值才能使球閥動作，因此在開井總成插入后，仍可對密封組件進行單獨驗封，如果密封組件失效，可將其起出更換，解決了聯動機構無法單獨驗證密封組件回插后可靠性的問題。

3 作業設計

3.1 作業管柱

以不同的作業目的區分，作業管柱分為放噴試氣作業管柱、井下暫堵/封堵作業管柱和投產作業管柱3 種。

放噴試氣作業管柱主要由“油管+伸縮管+油管+APR 工具+電子壓力計+封堵總成+球閥總成+封隔器”組成，若進行射孔酸化測試聯合作業，可以在封隔器下攜帶射孔槍(圖6(a))。

圖6 作業管柱示意圖Fig.6 Schematic diagram of the operation string

井下暫堵/封堵作業管柱針對多氣層井，起出上部試氣管柱后，可利用井內的球閥總成和封隔器對已試氣層暫時封堵，轉入上部層位測試；若確定永久封堵已試氣層段，可在球閥總成上方注入水泥塞進行封堵(圖6(b))。

投產作業管柱主要由“油管+井下安全閥+油管+開井總成+球閥總成+封隔器”組成(圖6(c))。

3.2 作業流程

利用井下脫手回接開關閥的功能優勢，從試氣至投產的全過程均不需要進行鉆井液壓井，試氣投產一體化作業流程見圖7。

圖7 試氣投產一體化作業流程示意圖Fig.7 Schematic diagram of the integrated operation workflow of formation testing and production

3.3 作業注意事項

(1)需在管柱下入階段提前測量管柱的實際浮重G浮，并通過短程上提、下放測得上提載荷G上和下放載荷G下，計算管柱實際摩阻f=(G上+G下)/2。脫手上部管柱時，上提大鉤至G浮+f+(20～50) kN，右旋管柱并觀察懸重表，出現懸重突降信號時說明管柱已成功脫手，若失敗則重復脫手步驟，直至成功。

(2)關閉球閥后，必須進行球閥密封性驗證，驗證合格后方可允許更換上部管柱。

(3)在起出上部管柱前，建議將井筒內球閥上部鉆井液全部頂替為清水，以降低回插后的開閥操作壓力，增加環空安全操作壓力窗口。

(4)回插生產管柱前，建議在回插開井總成上部安裝扶正器，方便居中對接，避免刮傷密封組件。

(5)回插管柱底部下入至回接筒上方50 cm 左右，開泵循環沖洗，避免因少量沉淀導致的回插困難。

(6)完成回插后，必須先通過油管內加壓驗封，確認密封組件工作正常后方可允許環空加壓操作工具開井。

4 現場應用

截至2023 年6 月底，該試氣投產一體化技術已在 CT1 井、MX126 井、PY6 井、PS11 井等井成功應用15 井次，單層試油周期平均縮減15 d，單層鉆井液漏失減少300 m3以上。典型井例如下。

MX131 井是一口評價井，位于四川盆地川中古隆起磨溪?龍女寺構造，井深6 310 m。產層棲霞組試氣完成后需及時投產，因此采用試氣?投產一體化技術，在試氣完成后暫堵產層，起出上部測試管柱(?136 mm 關井總成×0.87 m+內置內偏心壓力計托筒×1.4 m+?127 mmRD 閥×1.34 m+?127 mm 伸縮接頭×4.57 m+?88.9 mm 油管×4 348.55 m+?88.9 mm 雙公短節×0.62 m+?226 mm 油管掛×0.46 m），下入回插生產管柱(?136 mm 開井總成×1.09 m+?88.9 mm 篩管×3.94 m+?108 mm 固定球座×0.43 m+?88.9 mm 油管×60.82 m+?142.74 mm 井下安全閥×4.06 m+?88.9 mm 油管×72.09 m+?88.9 mm 雙公短節×0.58 m+?226 mm 油管掛×0.42 m)快速投產。作業工藝：(1)操作關井總成關閉球閥總成，暫堵產層；(2)操作RD 閥，將壓井液替入球閥以上井筒內；(3)起出上部試氣管柱；(4)下入生產管柱，將井內壓井液循環替換為完井液，將生產管柱底端開井總成回插入球閥總成內，環空加壓打開球閥開井。本井試氣、投產作業歷時7 d，較常規技術試氣周期節約10 d 以上，產層暫堵期間未發生鉆井液漏失，開井后測試日產天然氣22.26×104m3/d，應用效果良好。

5 結論

(1)通過環空壓力操作井下脫手回接開關閥可快速封堵儲層，解決縫洞型碳酸鹽巖儲層易漏難堵問題，減少壓井、堵漏和注水泥塞工序，避免壓井液、堵漏材料侵入儲層，降低管柱埋卡風險，有效提高了儲層初次投產采收率。

(2)利用球閥總成和封隔器替代傳統機械橋塞、水泥塞封堵儲層，回插生產管柱可快速開井，避免了鉆磨機械橋塞和水泥塞產生碎屑造成儲層傷害。

(3)井下脫手回接開關閥采用空氣腔結構，使井下封堵與管柱脫手、回插管柱與開井投產均相互獨立，2 次驗封程序對于保障井控安全至關重要。

(4)以脫手回接式開關閥為核心工具的試氣投產一體化技術，相較傳統的試氣、壓井、封堵、投產分步實施技術，平均節約施工周期50%以上，經濟效益顯著，推廣優勢明顯。