对使用高能复合射孔技术造成管内窜原因分析及预防措施

对使用高能复合射孔造成管内窜原因分析及预防措施王福升、米红学摘要：通过3口试油井在转层试油后，地层液性及产能与上返层接近，进行措施验证后，证明都为管内窜通现象的分析,结合高能复合射孔技术特点，认为电桥失封主要原因是高能复合射孔弹射孔瞬间产生的瞬间高压，超过电桥承受的压差。依此提出了使用高能复合射孔技术的转层封堵技术要求。通过现场验证,本文提出的技术要求能够预防高能复合射孔造成管内窜情况的发生。关键词：管内窜、高能复合射孔、高压、电桥一、试油过程中出现的管内窜现象在200８－20０９年的试油中，有3口井在转层试油后，地层所出的液性及产能与上返层接近。于是采取措施进行验证,结果发现都为管内窜通。(1)、滴4０3井试油井段372０-３734m,层位C，岩性为深灰色荧光凝灰岩。测井解释“气层”。施工简况：１：下电桥、射孔：20０８年５月２1日，下电桥至3800ｍ封闭井段３824-３84０m；对电桥试压15ＭPa合格.２5日，注灰没有成功。27日,投棒引爆TＹＦ102-１６／６０°型高能复合射孔弹在液面位于井口的清水中射开C层，井段３72０。０-3７34.0m2、5月28日-6月３日，用6．35mm油嘴试产，油压1０.07MＰa，套压1４。95MPa,日产水３5.41m3，日产油1．1７ｍ3，日产气４6２49ｍ３。因该层与已试层３824—3840m相比较两层产能非常接近（见表1）,同时该井的固井质量合格，因此怀疑本层与３８24-384０m段管内表１:第一次封闭后S3与S2试产结果对比表层序层位井段m制度mｍ油压ＭＰa套压MPa流压MＰa日产油m3日产气m３日产水m3S２Ｃ3824—38４06。3511．5５6。1323．１２1.06４107047．45S3C372０－３７３46。3５1０.０７1４．９5２0。561.17４６2４9３５。413、找窜:3-4日,提出射孔枪，实射１９7孔。６-8日，针阀试产，油压２．8MPa，套压6．１6MPa，日产水28．24m3，日产油8．51m３，日产气578６４m3。期间进行测井找窜，测井结果证实表２验窜测井结果表测点深度m流压MＰａ压力梯度MPａ测点温度℃3734８．１３7１10。１３3７７4８．2650.331０9。7４3７９4８。３1３0．25５109．52４、试产：该层通过重新下入电桥、注灰封闭底部试油层后，试油结果见下表二。表３：S3层第二次封闭前后试产结果对比表时间制度ｍm油压MPａ套压MＰａ流压MPa日产油m3日产气ｍ３日产水ｍ3二次封闭前6．３510．0714。９５20．561.174624935．41二次封闭后针阀０.４７７．099．180．1２10８130该层经过二次封闭后，试油结果前后发生明显变化，从而进一步证实管内窜的判断正确.射孔前资料也证明套管是好的，从而说明电桥失封。（2)滴１０3井试油井段305０－306２ｍ,C层，岩性以灰绿色荧光凝灰质砂砾岩、绿灰色含砾中-细砂岩为主，电测解释为“气层”。施工简况：1、下电桥、注灰、射孔：2０08年８月２７日,下电桥至3118.0m封闭已试井段：31３2—３1４２m。对电桥试压１５MＰa合格。28日,注灰没有成功.30日,投棒引爆TYF1０２-16/６0°型射孔弹在液面位于井口的清水中射开C层,井段3０50２、试产：8月3１日—9月24日，８mm油嘴试产，油压2.7７MＰa，套压5．72ＭＰa，日产气１２５70ｍ3，日产水16．7２m３。该层初期产量与已试S1—１层3142-314２m段相近(见表４）表４:第一次封闭后Ｓ３与S1—1试产结果对比表层序层位井段ｍ制度mm油压MPa套压ＭPa流压ＭPa日产气m3日产水ｍ3S１-1C３1３2。０-３142．０55.１２９.4412.31１1090１8。6６S3C3050.0－3062。082.７75.7２/１2５7０１６.723、验窜：９月２7—３0日下入跨隔测试检验桥塞的密封性，用双封隔器卡住射孔井段,使射孔段和油管不连通；测试垫水1500m,采取一流１２小时，一关２4小时的工作制度。２7日1７：5６初流，19:２０－１9：40喷出液垫水２。15６m3和天然气,然后地面关井。通过测试证明桥塞密封不严,测试原始见右图（３)车606井试油井段23７４－２3７9m，层位试油简况１、、２、抽汲:8月２３日-９月2日，抽汲求产,日抽2３次，抽深１50０m,动液面550—1３2０m,日抽油０.1５m3,日抽水通过对比发现该层与第一层试油结果基本相同，以下是试油结果对比表（表5、表6、表７）表５:试油产能对比层序层位井段制度次数抽深ｍ动液面m油产量ｍ3水产量m３Ｓ1Ｊ３q23９０.0－２3９5．0抽汲2５10４０460-8400。3１1０．46S2Ｊ３q23７4.0—23７9。0抽汲2３1５０05５0－132０0．1５11.55表6：原油的物理性质对比层序层位井段密度g/cm3粘度5０℃凝固点℃含蜡％初馏点℃S１J3q239０－２3950。８９6６56。21-28.０３.８0200S2Ｊ3q2374-2３790．8971５７.0６-２８。01．76２１0表7：水的物理性质对比层序PH值Ｋ++Na+ｍｇ/LCａ2+mg／ＬMg２+ｍｇ/ＬCL－mg／LCO３2-mg／ＬHＣO3-mｇ／L矿化度ｍg/L水型S18。５5968．735８。8９0.004４39.１36１.3６8173。4８１8７６0．８6NaＨCO３S２8.06５3０.1６39.２６5。9５5202。１12４5.447986.３20036。38NaHCO３通过分析判断认为，目前试油与已封闭的239０-2３９5ｍ段窜通，通过测井曲线分析两层之间有效夹层只有２m,声幅曲线反映固井质量优,因此首先判断为层间窜。于是决定钻掉桥塞，下插管桥塞进行验窜后挤灰3、验窜、、抽汲:ｍ3正试挤验窜，泵压5－16MＰa，套管无返出，证明两层管外不窜；后挤灰。24—27日，抽出井筒水１4．7４m34、压裂、退液：９月2８日，用胍胶液４2.８m３压裂,加砂５．0ｍ3,砂比27。8%，破裂压力19MPa。2８—5、试产:１0月1－14日,4ｍm油嘴试产,油压２.8ＭＰa套压1１MPａ,日产油10.69m３，日产气１１46m3,日产水5。５1m3，综合含水34％。将挤灰前后试油结果对比表8，挤灰前后试油产量对比对比层序层位井段制度油产量m3气产量m3水产量ｍ３挤灰前S２2３74.０－237９．0抽汲０．１501１．55挤灰后S22３74。０－23７９.０自喷10。６911465.５1该层虽然没有直接在电桥上进行验窜,但是通过试挤情况及二次封闭后前后试油结果情况，并结合套管试压结果,基本可以证实为管内窜。二、综合分析:对以上3口井试油过程认真分析后发现有其共同点,射孔都是采用高能复合射孔技术，转层封堵都是采用电桥或电桥+灰塞工艺，说明二者之间有一定的必然联系，是一对矛盾的两个方面。要弄清楚二者之间的关系,应了解高能复合射孔技术.１、高能复合射孔技术介绍目前在新疆油田使用高能复合射孔技术主要为一体式，即将射孔弹和推进剂装在同一支射孔枪内,集射孔、压裂为一体的高效射孔技术。该射孔技术是通过在加强型射孔枪内，将作用性质不同的射孔弹与复合固体推进剂两种能量相结合,在射孔弹聚能射孔的同时，激发二次能量,在极短的时间里产生高温、高压气体沿孔眼进入地层，对射孔道进行冲刷、压裂、破坏射孔压实带。射孔瞬间最大值为15０MPａ,均值在９0MＰa,持续时间约7ms,压力－时间见HEPF井下P—Ｔ图。与高能复合射孔相比常规射孔产生的压力低，压力—时间见下图，其最大值为９0MPa，均值在45MPa，持续时间为2ms，压力远小于高能复合射孔弹产生的高压。常规射孔井内爆炸会在井筒附近形成破碎带和压实带，不能显著提高井附近的渗透率。而高能复合射孔由于射孔弹在超过岩石的破裂压力条件下，在井附近产生多条裂缝。理论计算和现场实验都证明,在孔眼周围和顶部沿最大主应力方向延伸产生径向、平行多条裂缝，形成孔缝结合的导流通道，从而达到消除射孔压实伤害，提高近井带渗透性能，解除近井带污染使近井带形成高导流区的目的.正是基于以上高能复合射孔技术的优点,该技术在现场得到广泛应用，经统计在２009年在准噶尔盆地勘探评价井上共使用5９井次,占全年射孔井次的四分之一.2、桥塞失封的原因分析我们知道在前面3口发生管内窜的井中共同点：一是都采用高能复合射孔技术,二是都采用电桥封闭.在封堵方式上,其中２口井因各种原因致使电桥没有注上灰，也就是只用了电桥封堵试油层,另1口井是电桥＋1m灰封堵工艺。下面分析以上３口井转层封堵工艺能否适合高能复合射孔技术条件.通过前面介绍我们知道了高能复合射孔技术与常规射孔相比,其最大特点是两次激发，射孔瞬间产生高压,且持续时间长。研究桥塞＋灰塞封堵工艺是否适合高能复合射孔技术，主要是研究桥塞＋灰塞的密封能力，研究内容不仅有内在因素：桥塞及灰塞的承受能力，而且还有外在因素：射孔瞬间产生的高压、封闭层的压力系数、静液柱压力、射孔时的井口加压值、目的层与桥塞的距离、射孔层吸收能力、封闭层的产液性质、封闭层与封堵深度的远近等。查阅桥塞及灰塞资料得到,目前我们常用桥塞实验承受压差值为7０MPa，1m灰塞承受的实验压差值为１0MＰa。用前面介绍的高能复合射孔射孔瞬间的高压均值为９０MＰa，与桥塞及灰塞的承受压差值，并结合影响桥塞密封性的其它因素进行综合分析前面3口井桥塞失封的原因.滴403井，查资料得知封堵层的压力系数为1。32５,桥塞下深３８００m，射孔液为清水,投棒引爆。计算作用在桥塞上压力=9０—（１．3２5—１）*3８0０/１00=7７。６5(MPa)，大于桥塞的承压值70MPa。滴103井，查资料得知封堵层的压力系数1.11,桥塞下深3１18m，射孔液为清水，投棒引爆,计算作用在桥塞上压力＝９0—（1。１－1)＊3１１8／１０0＝８６．8８(ＭPa），大于桥塞的承压值70MＰa.车606井,封堵层的压力系数１.0,射孔液为清水，投棒引爆，负压1０MＰａ，计算作用在桥塞上压力为9０-10＝８0ＭＰa,等于桥塞＋1m灰的承压值80MＰa。通过理论计算可以得出,滴４０3井S3层与滴103井S３层封堵桥塞的承压能力低于来自于射孔的高压，是造成桥塞失封的主要原因.车６０6井Ｓ2层，虽然其桥塞＋１m灰的封堵能力与射孔的高压冲击力相当，但是该目的层距离封闭层很近,只有１１m，且目的层的物性差，电测密度值为2．45g/cm3，地层吸收性不好，造成套管承受瞬间过高的内压而导致径向形变过大,同时射孔瞬间最高压力对电桥造成较大的冲击，双重作用造成电桥失封,从而引起管内窜通。影响桥塞失封的因素还有射孔引爆方式，加压引爆比投棒引爆更易导致桥塞失封。本文中提到的４口井均采用投棒引爆射孔。在目前通常封堵工艺采用桥塞+2m灰的条件下，其理论计算承受压差能力为9０MPａ，如果使用高能复合射孔技术采用加压方式，这时封闭层的压力系数越低，加压的最高允许值就越小,甚至有些特殊情况加压射孔方式不能使用。举例说明:假设桥塞下深３00０ｍ井，射孔液为清水,如果封闭层压力系数为1。0，封堵能力与高能复合射孔产生高压相当都为９0ＭPa，就不能采用加压方式；如果封闭层压力系数为1．５，其封堵能力增加值为（1。５—1）＊3０00=１5（MＰa）,即加压的最高允许值15MＰa,如果封闭层压力系数为２.0，其封堵能力增加值为(2.0—1。0)＊３００0=3０(MＰａ)，即加压的最高允许值３０ＭPa.影响桥塞密封能力的还有,封闭层的产液性质、封闭层与封堵深度的远近。如果封闭层产气,那么桥塞上受到向上的压力位封闭层的地层压力;如果封闭层产油水,那么桥塞上受到向上的压力和封闭层与封堵深度的远近有关，距离越近，受到影响越大，但是通过计算影响可以忽略不计.这里还要特别说明的是,目前通常桥塞＋2m灰封堵工艺为什么一般不会在常规射孔后失封。举例说明：假设桥塞下深３00０m的井,转层封堵工艺采用桥塞+2ｍ灰，其理论承压值９０MPa，前面介绍常规射孔产生高压均值在45MPa左右，其远小于桥塞的承受能力。在井内射孔液、深度一定的情况下，桥塞的承受能力随着封闭层压力系数的增大而增大.由此可见，影响桥塞失封的原因主要为：ａ、桥塞+灰塞承受压差能力；ｂ、射孔技术及射孔引爆方式;c、射孔液类型；d、射孔层的吸收能力；e、射孔层与桥塞的距离。3、使用高能复合射孔技术的转层封堵要求由本文前面举到3口井实例可以看出，对高能复合射孔技术的转层封堵没有特别的统一规定。查阅射孔相关资料发现,也没有使用高能复合射孔技术的转层封堵工艺要求。转层封堵是试油过程中的重点工序,它的成功与否很关键，如果没有发现封堵失败,最终可能影响对地层的真实认识，造成勘探失败。因此我们必须提出在高能复合射孔条件的转层封闭要求。目前现场常用的封堵工艺有两种，一是桥塞＋投灰方式，二是采用注灰封堵。使用高能复合射孔技术的转层封堵技术要求是:在现场设计所用方式的承受压差高于高能复合射孔产生瞬间高压。为确保可钻桥塞或灰塞不失封，按照高能复合射孔产生的压力均值90MPa计算,再附加1０％安全值，即设计最低承压值为9０+90*２0%=10８MＰa。下面就以上两种封堵工艺方式分别进行理论计算,得出在高能复合射孔条件下的封堵技术要求.1、电桥+投灰方式。根据影响桥塞失封的因素，知道我们无法改变高能复合射孔瞬间产生的高压，同时电桥的承受压差值也不会改变为７0ＭPａ，在现场实际情况下如果射孔引爆方式、射孔液密度ρ、封闭层压力系数κ、射孔层深度H、降液产生的负压值ｐ已定,那么只有桥塞上的灰塞长度h是需要计算的.在只是考虑高能复合射孔的情况，未考虑其它增产措施情况下,分两种工况进行计算:ａ、在降液、投棒引爆射孔条件下，计算桥塞上灰塞长度h值公式为：h=｛{９０×1.2－ρ(k—1）×H1／100—ｐ｝－70}/１0公式中：h——桥塞上灰塞长度，m；ｋ——封闭层压力系数；Ｈ1—-射孔层深度,m；ｐ—-降液产生的负压，ＭPa。ρ—-射孔液密度，g／cm３；举例：假设桥塞下深3０00ｍ的井，射孔液为清水,降液１50０ｍ，封闭层压力系数为１。２。计算在桥塞上需要灰塞长度ｈ＝｛｛90×1．2－1。０×（１。2-1）×30０0／1００-1５}-7０｝／１０＝1．７（m），设计封堵方式为桥塞+投b、在加压引爆射孔条件下计算桥塞上灰塞长度h值公式为:h＝{{90×1。2－ρ×(k-1）×H1/1０0｝－70＋P加}/１0公式中：h——桥塞上灰塞长度,m;k--封闭层压力系数；Ｈ1-—射孔层深度,m；Ｐ加-—射孔设计加压值,MＰa.ρ--射孔液密度，ｇ/ｃm3；举例：假设桥塞下深3000m的井，射孔液为清水，设计加压20MPａ,封闭层压力系数为１．2。计算在桥塞上需要灰塞长度h＝｛{９０×1。2－1．0×(1．２－1）×3０0０/100－70＋20}/１0=5。２(m），设计封堵方式为可钻桥塞＋投６ｍ2、注灰封堵工艺,查阅相关资料得知１m灰塞的实验承受压差值为１0MPa，因查阅不到灰塞长度与承压值得相互关系资料,因此在这里按照增加1ｍ灰塞长度其承压值增加10MＰa的数量级计算，在只是考虑高能复合射孔的情况,未考虑其它增产措施情况下，设计需要灰塞的长度,分两种工况：a、在降液、投棒引爆射孔条件下,计算需要灰塞长度h值公式为：h=｛{90×１.２－ρ（k－１）×Ｈ１/１0０—p}/１0式中：h--桥塞上灰塞长度，m；ｋ——封闭层压力系数;H１——射孔层深度，m;p--降液产生的负压，MPａ。ρ——射孔液密度,g／ｃｍ３;举例:假设桥塞下深３000ｍ的井，射孔液为清水,降液1５０0m，封闭层压力系数为1.２。计算需要灰塞长度ｈ＝｛{９0×１．2－1．０（1.2-1)×30００/1０0-１５}/１0=８.7（m),即需要至少注灰长度9m。b、在加压引爆射孔条件下，计算需要灰塞长度h值公式为:h=｛｛9０×１．2－ρ(k－1)×Ｈ１/１０0＋Ｐ加｝/1０式中:h——桥塞上灰塞长度,ｍ;ｋ—-封闭层压力系数；Ｈ1--射孔层深度，m;Ｐ加——设计加压值，MＰa。ρ——射孔液密度，ｇ／cｍ3;举例：假设桥塞下深300０m的井，射孔液为清水，设计加压20MPa，封闭层压力系数为1。2。计算需要灰塞长度h=｛｛90×１.2－１.0(1。2—1）×３000/1００+２０｝/1０=12。２（m),即需要设计注灰长度1３m。通过实验井验证参数可靠程度高。下面介绍实验井的验证情况。陆1５４井,S２层，井段19０3．５-1908.5m，层位J２t，岩性以灰色荧光中砂岩。电测解释为“油层”。该层用Ｆ－102／9０º型射孔弹在液面距井口13００m的清水中射开Ｊ２t层，射后无显示,经抽汲试油结果与第一试油层产液量、液性接近（见下表9),该井虽然固井质量合格,但是将两层油气显示进行对比，初