摘要 为实现高含硫气藏“少井高产、安全高效”的开发目的，对四川盆地普光气田大湾区块碳酸盐岩储层采用了以水平井为主的开发模式。根据大湾区块气藏及流体特点，综合考虑国内外高含硫水平井完井工艺技术现状，选择一次管柱多级卡封，逐级投球打开各层滑套改造储层作为本区块水平井完井工艺，进而开展了管柱参数和结构设计，优化设计出高含硫水平井完井管柱：套管完井分段酸压管柱、裸眼完井分段酸压管柱、套管监测水平井分段完井管柱。该管柱通过8口井现场应用，首次实现了国内高含硫水平井分段储层改造，增产效果明显，为气田的安全高效开发提供了有力的技术支撑，也为类似气田的开发提供了借鉴。
关键词 普光气田 水平井 套管完井 裸眼完井 酸压 管柱 高含硫气藏
四川盆地普光气田大湾区块产层为碳酸盐岩储层，地层压力为51.64～61.07 MPa，压力系数为l.01～1.32，最高H2S含量达l8.20％，最高CO2含量为11.78％，部署的13口开发井中有4口套管水平井和4 口裸眼水平井，投产井段为4 716～6
为满足高压、高产、高酸性条件下安全高效投产的要求，实现长井段水平井均匀布酸，提高储层改造效果，需针对性地配套完井工艺和管柱结构。
完井设计水平的高低和施工质量的优劣对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响[1-2]。国内高含硫气田直井和定向井完井技术研究已比较成熟[3-4]。水平井分段完井技术及管柱设计已在国内开展研究[5-6]，中、浅井裸眼完井多级分段压裂技术也已跨过了试验期[7]，进入规模化应用阶段。
前人在分段完井技术方面取得的实践经验，为大湾区块水平井完井管柱设计提供了指导和借鉴。
1 管柱设计原则
1.1 适用原则
管柱设计应适应大湾区块气藏地质条件，满足采气工程、储层改造、资料录取及长期稳产要求，并重点考虑完井工具配套以及管柱在冲蚀、腐蚀条件下的整体力学性能。
1.2 安全原则
尽量减少施工风险、确保井控安全是高含硫气井投产作业要考虑的重要问题。完井工艺除了要尽量减少起下管柱的次数、缩短作业时间来减少风险点、提高投产作业安全度外，还要考虑采用其他措施完善井控方案。
1.3 效益原则
酸性气田水平井开发的高风险意味着高投入。对完井工艺、施工程序、完井工具、储层分段、管材选择等方面的设计优化是降低成本提高开发效率的可靠途径。
2 完井工艺选择
大湾区块储层埋藏深，天然裂缝发育较少，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层交错，长井段笼统改造投产难以发挥单井产能。因此，能够分段改造储层是对水平井完井管柱设计的基本要求。
目前对水平井进行分段改造的工艺较多，主要包括：①逐层卡封，逐层改造，钻塞投产；②一次管柱多级卡封，逐级投球打开各层滑套改造储层；③连续油管携带封隔器进行分层改造等。
方式①作业周期较长，在高含H2S储层应用，因频繁起下井内管柱存在较大的井控风险；方式③不仅受高含H2S储层限制，而且在中深井中使用连续油管的抗拉系数较低，在井控安全、施工压力、施工排量等方面也存在局限性；方式②虽然存在管柱结构复杂，对工具和施工要求高的局限性，但在缩短施工周期、作业过程安全可控方面有明显的优势。
因此，综合各方面因素，大湾区块水平井水平段分层采用方式②完井。
3 管柱优化设计
大湾区块水平井完井主要针对管柱参数和管柱结构两个方面进行设计，并考虑产量要求、工艺成熟程度、可操作性、均匀布酸效果、安全风险及投资成本等对设计进行优化。
3.1 管柱参数优化设计
采用节点分析方法，结合临界携液流量(表1)、冲蚀流量(表2)的计算，考虑酸压施工的排量要求和力学性能分析，选择ø
研究结果表明，气井产能随分段数目的增加而增加，但增产幅度随之减小，当分段数目达到一定数量时，增加分段数的效果已不明显。根据单井实钻资料及测井解释结果，综合考虑水平井段储层、夹层、裂缝发育情况及封隔条件，结合储层改造能力和酸压模拟结果，并考虑投产作业施工的安全性和经济性，大湾区块水平井段分2～3段完井。对投产井段长度约l 000 m的气井，分段数设计为3段，投产井段长度约600 m的气井，分段数设计为2段。
通过模拟分段酸化施工的排量、压力等施工参数，结合隔层卡封段耐压能力，确定套管井水平段采用液压压缩式封隔器分层，耐压等级70 MPa；裸眼井水平段采用液压扩张式封隔器分层，耐压等级42 MPa。其余完井管柱配套的井下安全阀、永久式封隔器、悬挂封隔器、循环滑套、坐落短节等井下工具均采用70 MPa压力等级。根据井下温度、酸性条件，工具全部采用Inconel 718镍基合金作为本体材质。
井下安全阀：设计安装在约
循环滑套：设计在永久封隔器以上20～
永久封隔器：设计位置在合金套管内、悬挂封隔器以上20～30 m、固井质量良好的井段内。
悬挂封隔器：设计位置在合金套管内、井斜≤50°、固井质量良好的井段内。
分层封隔器：设计在隔层1／3～2／3处。套管井要求卡封井段固井质量良好；裸眼井要求卡封位置井径较小且井壁平滑。
酸压投球滑套：设计在待酸化段的中部位，综合考虑Ⅱ、Ⅲ类层酸化效果。
压差滑套、球座及浮鞋：同投球滑套，考虑管柱安全下井，井底应预留适量的安全口袋。
3.2 管柱结构
套管水平井分段完井管柱自上而下为：井下安全阀+循环滑套+永久式封隔器+坐落短节+投球滑套与分段封隔器组合(2～3组)+剪切球座(图1)。管柱一次下入，可以满足酸压生产联作。永久式封隔器选择双向卡瓦液压坐封形式，封隔器与管柱间采用插入式连接，可在必要时倒扣丢开管柱。
裸眼水平井分段完井管柱自上而下为：井下安全阀+循环滑套+永久式封隔器+坐落短节+悬挂封隔器+裸眼封隔器+投球滑套与裸眼封隔器组合(1～2组)+压差滑套+E型球座+浮鞋(图2)。与套管水平井分段完井管柱结构相比，增加了悬挂封隔器、E型球座和浮鞋等。管柱底部的浮鞋和隔断球座有正循环和防止气体上窜的功能。为解决套管鞋处的耐压弱点，储层顶部设计双封隔器结构。管柱分水平段管柱和上部投产管柱两次下入，水平分段管柱采用钻杆送入后丢手，合金油管回接完井。
对开发要求长期监测地层温度、压力资料的水平井，在上述两种管柱的永久封隔器上部设计压力计安装位置(图3)。
监测装置包括压力计托筒、永置式井下温度-压力计、数据传输电缆及绑扎附件，地面配套数据采集与处理系统。
为确保电缆下入过程中的井控安全控制，避免下管柱过程出现紧急情况时数据传输电缆影响井控装置密封，将水平段管柱与上部投产管柱分两次下入。
4 现场应用效果分析
上述完井管柱应用于大湾区块4口裸眼水平井和4口套管水平井的分段完井投产作业，完井管柱下入顺利，作业过程安全可控，首次实现了国内高含硫水平井分段改造，储层改造施工安全顺利，增产效果明显(表3)。
5 结论
1)一次管柱多级卡封、逐级投球打开各层滑套改造储层的水平井分段完井方式可用于类似大湾区块高压、高产、高酸性天然气井的完井投产。
2)水平井分段完井管柱设计应充分考虑井筒条件、产量要求、工艺配套、施工作业、储层改造、安全控制及投资成本等因素，综合评价确定最优方案。
3)现场应用情况证明，水平井分段完井管柱设计方案安全可靠，经济适用，在大湾区块达到了成熟应用的工艺水平。
参考文献
[1] 何生厚.普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策[J]天然气工业，2008，28(4)：82-85.
[2] 袁进平，齐奉忠.国内完井技术现状及研究方向建议[J].钻采工艺，2007，30(3)：3-6.
[3] 孔凡群，张庆生，魏鲲鹏，等.普光高酸性气田完井管柱设计[J].天然气工业，2011，
[4] 郭建华，余朝毅，唐庚，等.高温高压高酸性气井完井管柱优化设计[J].天然气工业，2011，3I(5)：70-72.
[5] 刘猛，董本京，张友义.水平井分段完井技术及完井管柱方案[J].石油矿场机械，2011，40(1)：28-32.
[6] 练章华，林铁军，刘健，等.水平井完井管柱力学数学模型建立[J].天然气工业，2006，26(7)：61-64.
[7] 杨富，邹国曙，马得华，等.苏里格气田苏平
本文作者：刘殷韬雷有为 曹言光 陈勇光 李宗林 于东
作者单位：中国石化天然气工程项目管理部工程技术处 中国石化中原油田分公司采油工程技术研究院 中国石化西南油气分公司广程技术研究院
您可以选择一种方式赞助本站
支付宝转账赞助
微信转账赞助
