曾憲舉，曾鴻，王欣，羅雙平

中國石油西南油氣田分公司 工程技術(shù)研究院（四川 成都 610017）

1 高石梯-磨溪地區(qū)的地質(zhì)特征及勘探現(xiàn)狀

樂山-龍女寺古隆起區(qū)是盆地內(nèi)加里東期形成的巨形鼻狀古隆起，是一個長期繼承性發(fā)育的巨型古隆起，受桐灣運(yùn)動、加里東運(yùn)動影響，二疊系以下地層均遭受了不同程度的剝蝕或缺失，特別是對震旦系燈影組和寒武系-奧陶系風(fēng)化剝蝕，形成了兩套巖溶改造型儲層。根據(jù)地震構(gòu)造處理解釋成果，從宏觀上看，安岳氣田深層（龍王廟組-燈影組底）構(gòu)造格局表現(xiàn)為在樂山-龍女寺古隆起背景上的北東東向大型鼻狀隆起，由西向北東傾伏，呈多排、多高點的復(fù)式構(gòu)造特征[1-4]。高石梯潛伏構(gòu)造主軸軸向北北西向，長度25.1 km，構(gòu)造寬度10.3 km，構(gòu)造圈閉主高點位于圈閉西部高石1井西側(cè)附近的4010線道，2730 掃描線，高點海拔-4 618 m，高石1 井區(qū)最低圈閉線海拔-4 710 m，圈閉面積162.3 km2，閉合高度92 m。高石梯-磨溪構(gòu)造在龍王廟組頂主要發(fā)育高石梯、磨溪東高點、磨溪西高點。其中高石梯構(gòu)造龍王廟頂高點海拔-4 170 m，閉合高度90 m，閉合面積132 km2；磨溪東高點龍王廟頂高點海拔-4 250 m，閉合高度100 m，閉合面積234 km2；磨溪西高點龍王廟頂高點海拔-4 210 m，閉合高度130 m，閉合面積128 km2。

2011年以來，中石油先后部署的高石1井、磨溪8 井，分別在震旦系和寒武系獲得超過百立方米高產(chǎn)天然氣，古隆起勘探取得歷史性突破。磨溪8 井龍王廟組氣藏在2012年9月獲得重大歷史性發(fā)現(xiàn)，揭開了四川盆地油氣勘探開發(fā)新的一頁，隨后在高石梯-磨溪區(qū)塊連續(xù)獲得4 口超過百萬立方米的氣井，展示了該區(qū)域廣闊的資源前景和巨大的勘探開發(fā)潛力。2014年2月，國家國土資源部公布，中石油安岳氣田磨溪區(qū)塊特大整裝氣藏，新增天然氣探明儲量，通過國土資源部組織的評審，確定天然氣探明地質(zhì)儲量4 363 億m3，其中新增探明技術(shù)可采儲量3 054億m3，是截至2014年內(nèi)地發(fā)現(xiàn)的最大單個、單層整裝氣藏[5]。

隨著勘探開發(fā)力度的加大，目前高石梯-磨溪地區(qū)（以下簡稱高磨地區(qū)）主要在高石1井區(qū)、磨溪8井區(qū)和磨溪9井進(jìn)行鉆探，并采用裸眼完井，完井后轉(zhuǎn)入試油。高磨地區(qū)裸眼水平井完井井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

2 高磨地區(qū)下完井管柱遇到的問題

完井后一般由原鉆機(jī)轉(zhuǎn)入試油，經(jīng)過刮管、通井、洗井等工序用鉆桿下裸眼封隔器，裸眼封隔器上面帶有懸掛封隔器[5]。裸眼封隔器下到位后用清水替出懸掛封隔器以下壓井液，然后投坐封球坐封封隔器并進(jìn)行環(huán)空驗封。環(huán)空驗封合格后投丟手球丟手，然后替出懸掛封隔器以上的壓井液。起鉆后下回插管柱，回插管柱最下面是回插管，然后是完井封隔器?；夭骞苤夭宓轿缓螅凸軖煊谔厥馑耐ㄉ?，拆防噴器組，安裝采油樹，再投球坐封完井封隔器并對其進(jìn)行環(huán)空驗封[6]。高磨地區(qū)裸眼水平井完井管柱如圖2所示。

圖1 高磨地區(qū)裸眼水平井完井井身結(jié)構(gòu)

圖2 高磨地區(qū)裸眼水平井完井管柱示意圖

2016 年高石001-XXX 井用鉆桿送裸眼封隔器到位投球坐封封隔器，但環(huán)空驗封不合格，丟手也不成功，最后進(jìn)行油管切割，然后進(jìn)行打撈、鉆磨，共損失試油時間177 d，造成巨大的人力、物力浪費(fèi)。2018年高石1井區(qū)出現(xiàn)2口完井封隔器驗封不合格、1 口井出現(xiàn)無法丟手現(xiàn)象，磨溪地區(qū)008 井區(qū)1口井也出現(xiàn)了完井封隔器驗封不合格的情況。根據(jù)近幾年的施工總結(jié)，在高磨地區(qū)區(qū)塊的長裸眼水平井下裸眼封隔器中主要存在以下問題:完井管柱下不到位或送入困難；封隔器坐封不嚴(yán)；送入管柱無法丟手；回插管密封不嚴(yán)。

由于完井封隔器、懸掛封隔器和裸眼封隔器坐封后無法解封，一旦出現(xiàn)封隔器坐封不嚴(yán)、環(huán)空驗封不合格的情況，將給下步施工帶來重大影響。處理井下事故復(fù)雜往往消耗大量的人力物力，情況特別嚴(yán)重者更有可能使得整口井報廢，造成有限資源的浪費(fèi)與國有資產(chǎn)的損失。

3 解決辦法

按照西南油氣田分公司天然氣與頁巖氣大發(fā)展的總體部署，在公司決勝300億戰(zhàn)略大氣區(qū)、實現(xiàn)上產(chǎn)700 億發(fā)展目標(biāo)和“三步走”戰(zhàn)略部署的征程中，按時完成產(chǎn)量測試、儲量提交，試油工序中完井管柱的順利下入是關(guān)鍵的一環(huán)。

2011年開始大規(guī)模開發(fā)高磨地區(qū)龍王廟、燈影組氣藏，2016 年川西北雙魚石構(gòu)成雙探1 井投產(chǎn)并拉開雙魚石構(gòu)造大開發(fā)的序幕，裸眼封隔器、完井封隔器和RTTS測試用封隔器在四川盆地大規(guī)模應(yīng)用，梳理完井管柱中遇到的問題并提出針對性的解決方案是一項緊迫而有重要意義的項目。

1）下完井管柱前充分做好刮管、通井工作。刮管主要用來刮掉套管壁上的水泥塊、毛刺及其他黏貼性雜物，尤其是在封隔器膠皮坐封的位置更要反復(fù)刮管。通井是用鉆管或油管送具有一定剛度和長度的通井規(guī)入井，目的是檢驗井對于入井工具的通過性。對于長裸眼水平井，刮管和通井顯得尤為重要[7-8]。由于完井封隔器和懸掛封隔器坐封后無法解封，坐封后一旦出現(xiàn)驗封失敗問題處理起來非常麻煩，給井工程質(zhì)量造成重大影響，影響井下管柱的生產(chǎn)年限，所以在下完井管柱前必須進(jìn)行充分的刮管。水平井狗腿度較大，如果沒有進(jìn)行充分的通井（三銑柱模擬管柱通井），對于剛性較大的工具本身就存在下入困難的風(fēng)險，如果泥漿性能較差，容易產(chǎn)生沉淀，從而使得完井管柱的下入更加困難。施工作業(yè)隊必須增強(qiáng)關(guān)于刮管、通井重要性的意識，做好前期準(zhǔn)備工作。

2）優(yōu)化泥漿性能，確保泥漿不發(fā)生沉淀。泥漿性能的好壞對于下完井管柱主要體現(xiàn)在下入和坐封兩個過程。如果泥漿性能不好，在較短的時間內(nèi)發(fā)生大量沉淀，又由于井眼容積較小，再加上封隔器外徑較大及保護(hù)封隔器的要求，使得完井管柱很難下入到位。高石001-X9 井就因為泥漿性能極差，在1 天內(nèi)泥漿沉淀就把管柱埋掉，造成巨大的財產(chǎn)損失。由于封隔器下到位后需要投球坐封，如果泥漿性能不好發(fā)生沉淀，會產(chǎn)生三方面影響：①如果在球座處發(fā)生泥漿沉淀，球和球座密封不嚴(yán)，正眼打壓無法剪短銷釘，封隔器無法坐封；②如果泥漿沉淀將封隔器的液缸堵到，打壓坐封時由于液缸行程不到位使得封隔器無法坐封或坐封不充分；③如果泥漿沉淀物落在封隔器的膠皮筒處或套管壁上，將有可能導(dǎo)致封隔器坐封不嚴(yán)。

3）優(yōu)化井下工具結(jié)構(gòu)。龍016-H1 井完井管柱下完后原鉆機(jī)搬家換試油隊作業(yè)，在準(zhǔn)備酸化時發(fā)現(xiàn)油管不通，用連續(xù)油管通井在懸管封隔器處遇阻。由于該井完井管柱中最上面滑套的球座內(nèi)徑只有35.56 mm，沒有合適的連續(xù)油管繼續(xù)向下通井，而滑套的內(nèi)徑為66.68 mm。所以，對于完井封隔器+懸管封隔器+裸眼封隔器這樣復(fù)雜的井下工具，設(shè)計方在現(xiàn)有加工工藝基礎(chǔ)上應(yīng)充分考慮井下的復(fù)雜性，為有可能出現(xiàn)的井下復(fù)雜留出處理的空間，或者在工具結(jié)構(gòu)設(shè)計之初就應(yīng)該由采購方的工程技術(shù)部分參與并提出相關(guān)的技術(shù)要求。

4）工具入井前仔細(xì)檢查。為了將人為影響因素降到最低，井下工具在入井前應(yīng)該對銷釘、液缸、封隔器膠皮、球座、破裂盤等進(jìn)行認(rèn)真檢查，同批產(chǎn)品應(yīng)該有車間檢測報告。

4 結(jié)束語

通過跟蹤分析高磨地區(qū)近幾年下完井管柱時常見的井下事故復(fù)雜，給出了提高該區(qū)塊試油效率的解決方案，在實際應(yīng)用中取得了良好的效果。引起井下事故復(fù)雜的原因主要分為3 類：工具本身的質(zhì)量缺陷、操作上的失誤、井下環(huán)境惡劣。從施工現(xiàn)場的角度來考慮，按照操作規(guī)程進(jìn)行操作，確保工具下車、組裝、上鉆臺、入井過程中平穩(wěn)柔順，前期進(jìn)行充分的通井、刮管，并確保壓井液性能的穩(wěn)定，對順利下完井管柱有很大幫助。