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2023 年 8 月 第 32 卷 第 4 期 储层改造与完井技术 文章编号:1004-4388(2023)04-0050-06 2023-03-20 收稿,2023-05-16 修回,2023-07-16 接受,2023-08-20 网络版发表川西须家河高应力致密储层完井技术夏彪,刘啸峰,唐鹏程,卢丽中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院 四川德阳 618000通讯作者:Email:272519311 引用:夏彪,刘啸峰,唐鹏程,等.川西须家河高应力致密储层完井技术 J.油气井测试,2023,32(4):50-55.Cite:XIA Biao,LIU Xiaofeng,TANG Pengcheng,et al.Completion technology of heavily stressed and tight sandstone gas reservoirs in Xujiahe formation in west Sichuan depression.J.Well Testing,2023,32(4):50-55.摘要 川西须家河高应力致密储层破裂压力高、改造排量低、完井管柱安全风险高,通过对前期储层改造井系统梳理分析,从井口限压、降破工艺、完井管柱及工具结构等方面出发,配套完善了一套适用于致密储层压裂改造的技术。D201 井采用140 MPa 井口装置提高施工压力到 120 MPa,相比 105 MPa 井口提高施工压力 25 MPa,解决了井口限压低、加砂难度大的问题;M2 井采用后效射孔技术改善高破裂压力井近井地带的渗流形态,有效提高储层的可压性;X5 井采用 114.3 mm+88.9 mm 大尺寸油管配套高强度工具的完井技术,提高施工排量及管柱安全性,满足高应力致密储层大排量、大液量、高施工压力的改造需求。该技术的成功应用为高应力致密储层完井提供了新思路,为储层产能释放提供了技术保障。关键词 须家河致密储层;储层改造;降破工艺;井口装置;后效射孔;破裂压力;可压性;完井管柱优化中图分类号:TE357 文献标识码:B DOI:10.19680/ki.1004-4388.2023.04.009Completion technology of heavily stressed and tight sandstone gas reservoirs in Xujiahe formation in west Sichuan depressionXIA Biao,LIU Xiaofeng,TANG Pengcheng,LU LiPetroleum Engineering Technology Research Institute of Petrochina Southwest Oil and Gas Company,Deng Yang,Sichuan 618000,ChinaAbstract:The Xujiahe high stress tight reservoir in western Sichuan has high fracture pressure,low transformation displacement,and high safety risk of testing strings.Through sorting and analyzing the well system of the previous reservoir transformation,a set of technologies suitable for tight reservoir fracturing transformation has been developed from the aspects of wellhead pressure limiting,fracture reduction technology,testing strings,and tool structure.The D201 well adopts a 140 MPa wellhead device to increase the construction pressure to 120 MPa,which is 25MPa higher than the 105MPa wellhead.This solves the problems of low wellhead pressure limit and high difficulty in adding sand;The M2 well adopts post effect perforation technology to improve the flow pattern near the wellbore of high fracture pressure wells,effectively improving the compressibility of the reservoir;Well X5 adopts 114.3 mm+88.9 mm large-sized oil pipes equipped with high-strength tools improves the construction displacement and string safety,meeting the transformation needs of high displacement,large liquid volume,and high construction pressure in high stress and tight reservoirs.The successful application of this technology provides a new approach for testing high stress and tight reservoirs,while also providing technical support for releasing reservoir productivity.Keywords:Xujiahe tight reservoir;reservoir stimulation;breaking down process;wellhead device;aftereffect perforation;fracturing pressure;compressibility;optimization of completion string 川西须家河资源量丰富,但其埋藏深、岩性致密的特征导致储层地层破裂压力极高,压裂施工异常困难,施工排量受限,开发难度极大1-2。白仲义等3、程启贵等4、杨浩等5针对致密储层破裂压力高的问题,分析高破裂压力产生的原因为致密储层的渗流阻力大,而常规射孔压实带的存在造成渗透率降低导致破裂压力进一步增加;分别研究了后效射孔,集束复合射孔,增效复合射孔、喷砂射孔等工艺,通过对射孔工艺的优化对于致密储层均有一定降破效果。石小磊等6、刘祥康等7、王汉等8针对高施工压力储层完井管柱安全风险高的问题,综合温度、压力、井眼轨迹、管柱屈曲及摩擦力等一系列因素,建立了管柱力学分析方法,对完井管柱设计具有指导意义。上述研究成果,通过对各种射第 32 卷 第 4 期夏彪等:川西须家河高应力致密储层完井技术孔工艺在不同区块的应用来看,能够起到降低破裂压力的效果,但在提高施工排量效果有限。本文针对川西须家河高应力致密储层改造过程中存在的难点及风险,为解决储层高破裂压力的问题,通过对比改区块前期降破工艺应用情况,优选了后效射孔技术;为有效提高改造过程中施工排量,通过管柱力学计算分析,在提高施工压力的前提下,创新设计了 114.3 mm+88.9 mm 大尺寸油管组合,并对关键完井工具进行了优化;综合考虑降破措施、施工压力、管柱及工具结构等因素,提出了一套安全、高效、可推广的川西须家河高应力致密储层完井技术。1 完井难点 (1)储层应力高、埋藏深,储层改造在施工限压95 MPa(105 MPa 井口)下、排量低(2.67D4大邑构造T3x25 8105 850酸化85 MPa 未压开2.46D7大邑构造T3x25 3905 423喷砂射孔95 MPa 未压开2.84F22丰谷构造TX453 9044 000加重酸化93 MPa 未压开3.38C562高庙构造T3x24 9214 995喷砂射孔95 MPa 未压开2.93S1合兴场构造T3x24 9064 969酸化86 MPa 未压开2.752.1 提高井口限压 经前期统计发现,须家河组气藏表现异常高应力储层特征,在压裂改造时施工破裂压力高、裂缝延伸压力高,常规压裂装备能力下(地面限压95 MPa)不能有效的压开储层,或压开储层后由于施工排量低不能完成对气藏的有效水力压裂改造。采用超高压设备及 140 MPa 井口装置提高施工限压进行压裂施工。D201 井 Tx21-3(5 5405 545 m)第一次试破未压开储层,更换 140 MPa 井口装置后完成压裂施工(见图 1),主压裂地层破裂压力144.15 MPa,地层破裂压力梯度 2.74 MPa/100 m,施工排量 2.32.6 m3/min(最高排量 2.8 m3/min),施工压力 108118 MPa,入地液量 553.26 m3,入地砂量 4.78 m3,平均砂比 1.14%,停泵压力 88.82MPa,停泵压力梯度 2.69 MPa/100 m,施工压力高,加砂施工难度大,储层表现孔隙性致密储层。2.2 降破工艺 在常规压裂的基础上配套酸化、喷砂射孔、加重酸化等多种降破措施,仍难以有效压开储层,前图 1 D201 井主压裂施工曲线Fig.1 Main fracturing construction curve of well D201期施工成功率仅 50%,极大的制约了该区域的产能建设9-11。针对前期降破措施应用效果较差、常规射孔压实污染地层、常规射孔弹爆炸能力损失严重等问题,引进了后效射孔技术。该技术在常规射孔的基础上,利用聚能射孔弹产生的高速射流和爆炸产物形成的负压,将后效粒子带入进射孔孔道,在高温高压条件下,粒子在孔道内摩擦、碰撞进行二次爆152023 年 8 月轰,可解除射孔压实带、清洁孔道、形成微裂缝。后效射孔技术应用分仓爆炸技术思路,在常规聚能射孔基础上安装后效体药剂,把 2 个能量点分仓进行处理,分别作用于不同目标体,依靠聚能射流穿透套管和地层,后效粒子二次做功,可大幅增加孔道与地层天然裂缝的沟通能力,以降低储层破裂压力、实现增产增效(见图 2)。图 2 后效射孔技术原理Fig.2 Principle of aftereffect perforating technologyperforation与常规聚能射孔工艺相比,后效射孔能够降低表皮效应,恢复自然产能,常规聚能射孔是通过增大孔密、孔径、穿深来增大渗流面积,但方法本身又会造成新的污染,使表皮系数大幅增高,渗透性大幅降低,增产有限。后效射孔选用高性能射孔弹相配套,不仅增大渗流面积,同时利用孔内爆炸技术清除孔内碎屑污染,使表皮系数大幅降低,渗透性和产量大幅提高。此外,与常规复合射孔相比,后效射孔的优势还体现在:后效体在地层孔道中连环爆轰,后效爆炸脉冲与射孔弹爆炸脉冲时差大于30 ms,无爆轰叠加,减小射孔枪内环空压力;后效体不属于爆炸品,运输安全性高,运输方便;由于后效体独特的做功方式,可提高和扩大射孔孔眼的穿深和孔径,接触压实带,增大能量波及释放范围(见图 3);能量利用率高,耐温性能优异。图 3 常规射孔与后效射孔孔道对比Fig.3 Comparison between conventional perforation and aftereffect2.3 应用效果 M2 井采用 140 MPa 井口,选择底部射孔段进行后效射孔,通过与上层压裂情况对比分析验证射孔效果。该井射孔后后效显著,持续时间为 20 min。改造施工显示,第一层(泵压 100 107 MPa,排量3.2 m3/min)比储层物性更好的第二层 4 7554 776 m(泵压 107 MPa,排量 2.4 m3/min)的施工压力更低、排量更高、加砂浓度更高(见表 2)。表 2 各层加砂压裂难度的对比分析Table 2 Comparative analysis of the difficulty of sand fracturing in each layer层段加砂压裂的难度加砂时的排量/(m3 min-1)最高加砂浓度/%停泵压力/MPa第一层(后效射孔)3.220091第二层(常规射孔)2.415095 最终 M2 井挖潜获得测试产量 4.92104 m3/d。总体上,M2 井后效射孔工艺与常规工艺相同,仅增加后效体药剂费用 5 万元,其射孔作业工艺简单、作业时间短、费用相对低,效果显著。3 完井管柱及关键工具优化 须家河组储层砂体厚度大,为满足勘探开发需要,提高改造针对性,有效性须采用分段改造。超高 压 施 工、大 排 量 改 造 管 柱 安 全 面 临 巨 大挑战12-14。3.1 完井管柱优化前 期 完 井 管 柱 采 用 88.9 mm 9.53mmP110NU+88.9 mm6.45 mm P110 NU 组合。结合井身结构,为尽可能降低改造过程中摩阻,提高施工排量,尾管悬挂器上部采用 114.3 mm 8.56 mm Q125 NU+114.3 mm8.56 mmP110 NU油管。尾管悬挂器下部为 139.7 mm 套管,考虑封隔器之间可能形成高压区,管柱会产生较大的轴向力,可能导致管柱渗漏或断裂,下部油管由 88.9mm6.45 mm P110 NU 改进为 88.9 mm9.52 mm P110 NU。对比 88.9 mm 与 114.3 mm+88.9 mm 管柱组合,按照延压梯度 2.5 MPa/100 m 计算,优化后的 114.3 mm+88.9 mm 组合管柱,在井口限压120 MPa 的情况下,最高施工排量可以达到 8 m3/min,较优化前可提高排量5 m3/min。同时在相同排量条件下,优化后管柱摩阻得到明显降低,最高可降低 28.2 MPa(见表 3)。管柱力学分析方法中三轴应力强度校核的方法较为科学和合理,三轴安全系数是综合考虑井筒温度、压力、轨迹等一系列因素,计算管柱中轴向应25第 32 卷 第 4 期夏彪等:川西须家河高应力致密储层完井技术 表 3 管柱优化前后施工排量及摩阻对比Table 3 Comparison of construction displacement and frictional resistance before and after pipe column optimization管柱组合项目排量/(m3 min-1)234567888.9 mm(优化前)114.3 mm+88.9 mm(优化后)井口施工压力/MPa104.75118.75124.55137.75152.75160.75168.95管柱摩阻/MPa12.626.632.445.660.668.676.8井口施工压力/MPa74.5378.7984.4191.399.43108.74119.21管柱摩阻/MPa3.928.1813.820.728.8238.1348.6力、径向应力、周向应力分布,是管柱施工过程中最复杂的力学因素15-17。以 1 000 m114.3 mm 8.56 mm Q125 NU+3 000 m114.3 mm8.56 mm P110 NU+1 000 m89 mm6.45 mm P110 管柱组合为例,在模拟计算极限工况施工压力 120 MPa,环空压力 60 MPa,排量 10 m3,管柱最小三轴安全系数由优化前 1.21 提升为 1.44(见图 4),满足施工要求同时极大提升了管柱安全。图 4 管柱三轴安全系数图Fig.4 Three-axis safety factor diagram of pipe string3.2 完井工具优化 在改造过程中会产生较大的活塞力,按照70 MPa 压差计算封隔器管串会产生 434 kN 活塞力,设计顶部和底部为有下卡瓦支撑 Y241 封隔器,中间段采用 Y341 封隔器,封隔器上部均带水力锚,提高锚定力,避免管串移动18-20。Y341 封隔器缸套及中心管材质由 40crnimo 优化为 hrc37-41,增加滑套壁厚,提升封隔器及滑套本体耐压强度21-23。水力锚齿材质由 42crmo 优化为硬质合金,提升锚定力。工具上下连接端扣型由73 mm 5.51 mmP110NU 扣 改 进 为 73 7.01 P110 气密扣或 896.45 P110 气密扣,提升连接端强度(见表 4)。原则上工具抗拉强度应不低于500 kN,抗内压强度不低于 70 MPa。3.3 应用效果 X5 井采用 114.3 mm 油管+88.9 mm 大尺寸油管组合,顶部和底部采用 Y241 封隔器,中间采用Y341 封隔器,分三段改造(见图 5)。表 4 优化后工具参数Table 4 Tool parameters after optimization工具优化前优化后抗内压/MPa抗拉/kN抗内压/MPa抗拉/kN193.7 mm 水力锚105.00973105.001 507193.7 mm Y241 封隔器105.34973105.341 507139.7 mm 水力锚105.00621105.001 103139.7 mm Y341 封隔器75.8362182.701 103滑套84.99621130.001 103139.7 mm Y241 封隔器94.4656594.461 103图 5 X5 井管柱示意图Fig.5 Schematic Diagram of Well X5 String 通过优化油管组合、工具连接扣型、水力锚锚爪材质、封隔器缸套材质等,提高了完井管柱强度。X5 井顺利完成了施工压力 53 118 MPa、液量2 809.3 m3、砂量 122.5 m3、排量 0.5 8 m3/min 的3 段分段压裂试气施工(见图 6)。图 6 X5 井压裂施工曲线Fig.6 Fracturing Construction Curve of Well X5352023 年 8 月4 结论 (1)须家河储层致密,破裂压力高,常规压裂装备能力下(地面限压 95 MPa)不能有效的压开储层、需采用超高压设备及 140 MPa 井口装置提高施工限压进行压裂施工。(2)后效射孔工艺可大幅度提高射孔孔径和孔道容积,消除常规射孔后近井地带的压实污染,能在一定程度上改善地层渗流形态,达到储层增产增注的目的。(3)采用 114.3 mm 油管+88.9 mm 大尺寸油管组合并配套高强度的完井工具可满足须家河高应力致密储层大排量、大液量、高施工压力的改造需求。(4)须家河高应力致密储层改造技术的配套完善为同类储层改造提供了新思路,同时为储层产能释放提供了技术保障。致谢:感谢西南油气分公司石油工程技术研究院同意本文公开发表。感谢史雪枝、尹郎、张国东等人在论文修改方面做出的贡献。参考文献1 蒲洪江,何兴贵,黄霞.四川盆地元坝地区陆相储层高破裂压力成因与技术对策J.天然气工业,2014,34(7):65-70.PU Hongjiang,HE Xinggui,HUANG Xia.Technological strate-gies for and causes of high fracture pressure of continental reservoirs in the Yuanba Gas Field,Sichuan Basin J.Natural Gas Industry,2014,34(7):65-70.2 贾爱林,位云生,郭智,等.中国致密砂岩气开发现状与前景展望J.天然气工业,2022,42(1):83-92.JIA Ailin,WEI Yunsheng,GUO Zhi,et al.Development status and prospect of tight sandstone gas in China J.Natural Gas Industry,2022,42(1):83-92.3 白仲义,齐安.侏罗系延安组油藏后效射孔投产效果分析J.石化技术,2019,26(5):138-142.BAI Zhongyi,QI An.Post effect perforation effect an alysis of Jurassic Yanan Formation reservoirJ.Petrochemical Industry Technology,2019,26(5):138-142.4 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