胡素明王好肖香姣陈宝新张永宾

1.中国石油塔里木油田分公司天然气事业部；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院

迪那2气田测射联作完井工艺评价与优化

胡素明1王好2肖香姣2陈宝新2张永宾2

1.中国石油塔里木油田分公司天然气事业部；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院

测射联作工艺具有减少起下管柱作业、降低储层污染、提高油气井完井效率等优点，因此在迪那2气田产能建设早期，普遍采用测射联作并且不丢枪的完井工艺，但投产后逐渐暴露出井筒堵塞、井下动态监测受限等问题，因此有必要对该工艺进行评价及优化。调研统计，产建早期测射联作完井的生产井75%出现油压急剧波动下降的异常现象；结合气藏工程理论及修井实践分析，油压异常的根本原因在于，堵漏剂返排、地层出砂等堵塞了测射联作管柱末端的生产筛管（即打孔油管）孔眼。对此，产能建设中后期采用射孔、测试分步实施的完井工艺，显著减少了井筒堵塞的现象，并为生产动态监测的开展创造了有利条件。迪那2气田的完井工艺实践对于类似气田具有较好的借鉴意义，在选用测射联作完井工艺之前，应进行充分的适用性评价或针对性的改造优化。

射孔；试油；完井；一体化管柱；井筒堵塞

测射联作技术是目前应用非常普遍的一种油气井完井工艺技术［1-6］，一次下入管柱即可完成射孔、求产、改造、完井多个作业工序，具有减少起下管柱作业、降低储层污染、提高油气井完井效率和经济效益等诸多优点［7-17］，甚至还能避免大量的砂子进入管柱，减少油管冲蚀等问题［13］。此外，针对稠油井［4］、多层合采井［5，14］、泵抽井［2-3，10］等，前人对测射联作管柱进行了针对性的优化改造，也取得了较好的应用效果。然而，关于测射联作完井工艺的弊端鲜见文献报道。

测射联作完井工艺在迪那2气田产能建设的早期也被普遍采用，并且采取的是不丢射孔枪的测射一体化工艺，主要原因在于：气井高温高压，井控风险大；天然裂缝较发育，易漏失污染；储层厚度大，射孔枪长，不宜丢枪（射孔枪组长约320 m，若丢枪则必须比目地层多钻320多米的井眼口袋）；西气东输供气需求大，迪那2气田亟需快速上产。

测射联作工艺的应用为迪那2气田产建早期快速、安全、高效地上产提供了强有力的保障［1］，然而随着气田投产时间延长，气井逐渐出现了井筒堵塞、井下动态监测受限等问题。问题出现之后，在气田产建的中后期阶段，对完井工艺及管柱进行了优化，取得了良好的应用效果。

1 早期完井工艺

Well completion technologies in the early stage

在迪那2气田产能建设的早期，所采用的测射一体化管柱由下至上依次为：枪尾、下延时起爆器、射孔枪、安全枪、上延时引爆器、减震器、变扣接头、生产筛管（也即打孔油管，一般采用2根，单根长度9.67 m）、堵塞器接头、油管、下提升短节、永久式封隔器、上提升短节、油管、下提升短节、下流动短节、井下安全阀、上流动短节、上提升短节、油管串、短油管、油管挂。

该完井工艺的简要施工步骤为：下入测射联作管柱到位→封隔器座封、验封（迪那气井基本上为先投球到球座，然后打压坐封永久式封隔器）→射孔（基本采用油管加压起爆的方式，射孔之后不丢枪）→放喷求产→关井→酸化或酸压改造（基本均进行了改造增产）→再求产→关井并转交生产。

之所以采用这种测射联作且射后不丢枪的完井工艺，是由于迪那气田储层巨厚，射孔跨度大，多数井射孔枪组长达320 m以上，如果采取丢枪工艺，那么就必须在钻至目的层底以后仍继续钻320 m以上作为丢枪的口袋，如此一来，随着钻井深度加大，将导致钻井费用及高压井控风险的增加，而且完钻越深，井漏越严重（因为天然裂缝比较发育），堵漏材料用量也就越大，投产后堵漏材料返排造成井筒堵塞的风险也相应增大。

由于射孔枪组的存在，因此在试油或生产阶段，地层流体必须流经完井管柱下端的生产筛管孔眼进入油管柱内部，而气田产建早期采用的生产筛管孔眼直径一般仅有3～5 mm，这为投产后井筒逐渐堵塞埋下了隐患。

2 应用效果评价

Evaluation on Application results

在迪那2气田产能建设早期，采用测射联作不丢枪的完井工艺显著提高了完井效率，使新井产建完成率、到位率及贡献率等要求顺利达标，极大地促进了迪那2气田快速上产，保障了“西气东输”平稳供气。然而，生产实践逐渐表明，该测射联作完井工艺也具有一定的弊端。

2.1 增大井筒堵塞的风险

Increase of wellbore plugging risk

气田投产初期，气井生产均基本正常平稳，但是很多井在半年或一年以后，开始出现油压异常波动的现象，经统计，采用这种完井工艺和管柱的生产井共计20口，出现异常现象的井高达15口，异常井占比高达75%。

以DN2-22井为例，该井2009年9月投产，平稳生产约一年后，油压开始异常波动，在油嘴开度不变的情况下，油压异常波动幅度大约达到6 MPa，此后波动现象越来越频繁、剧烈，经多方面排查分析为井筒堵塞造成；2015年4月，该井发生油套连通，套压急剧上升至60 MPa以上（见图1），超过安全极限，为避免安全事故而停产修井。

图1 DN2-22井生产压力曲线Fig.1 Production curve of Well DN2-22

DN2-22井起油管柱时，发现管柱底部的生产筛管、射孔枪串被井筒堵塞物卡住，无法正常拔出。随后采取打捞工艺，才逐根卸扣、起出生产筛管和射孔枪串，其中生产筛管如图2所示，筛管内部已经完全被堵塞，堵塞物经分析化验为地层砂、钻井堵漏物碎片等。

图2 DN2-22井起出的生产筛管Fig.2 Produced screen of Well DN2-22

从DN2-22井钻完井历程来看，钻井过程中目的层累计漏失了592 m3钻井液，累计使用核桃壳、蛭石、锯末等堵漏材料大约46 t，其中核桃壳、蛭石粒径在3～10 mm，甚至大于筛管孔径。其它异常井堵漏材料用量同样较大。在气井投产之后，堵漏材料或多或少存在一定程度的返排，易被生产筛孔隔离在封隔器以下的油套环空中，与此同时，筛孔孔眼也逐渐被堵塞，并且容易出现时而堵塞、时而疏通的现象，导致井口油压剧烈波动。油压长期、频繁、剧烈的波动，进一步对近井地带造成了压力激动，加快岩石的剪切和张性破坏直至出砂［1-4］（需要补充的是，压力激动只是造成出砂的一方面因素，出砂机理较为复杂，与本文主题无关故不作赘述）。

在堵漏材料返排、近井地层轻微出砂、胶质沥青质的附着、结盐结垢等因素综合作用下，井下堵塞日益恶化，直至筛管外部封隔器以下的油套环空及口袋空间（估算仅有3 m3左右）、甚至筛管内腔均被堵塞，导致气井产能无法充分发挥。

2.2 制约井下动态监测的开展

Restriction on downhole performance monitoring一体化完井管柱尾部的射孔枪串（从上起爆器到枪尾）没有内腔空间，井下温压、产气剖面和气水界面等测试工具无法伸入射孔枪内部，因而无法监测射孔层段的产气剖面或饱和度等，严重制约气藏动态认识。

以DN2-26井为例，该井投产已长达5年，氯离子浓度长期在15 000～30 000 mg/L之间波动（图3），既远远高于其他井（以DN2-21为例，200～500 mg/L），又远低于地层水氯离子浓度（109 000 mg/L），也不像其他气田的气井见水后氯离子浓度急剧上升至地层水的氯离子浓度，并且该井水样的相对密度也长期处于1.01左右而未见明显上升。

图3 疑似见水井DN2-26与未见水井DN2-21氯根对比Fig.3 Chloride comparison between Well DN2-26 (a suspected water breakthrough well) and Well

鉴于水样氯离子浓度特征，疑似产水以凝析水为主，伴微量边底水或原生孔隙的可动水。为进一步落实是否见水或水侵的途径（若已见水），原本设计对该井进行井筒流压梯度、饱和度、产气剖面测试，但由于管柱底部射孔枪串的存在，饱和度及产气剖面测试工具无法下至射孔层段，而流压梯度测试的压力计也仅能下至生产筛管以上，流压梯度测试结果见图4，流压梯度为0.004 5 MPa/m，比其它未见水井流压梯度偏高（多口未见水井流压梯度大约为0.003 7～0.003 9 MPa/m）。由于无法开展饱和度及产气剖面测试，是否见水不明确，该井目前只能采取保守对策，严格控压控产，以防水侵形势恶化。

图4 DN2-26与DN2-21井实测流压梯度对比Fig.4 Comparison of measured flow gradient between Well DN2-26 and Well DN2-21

3 完井工艺优化

Well completion technology optimization

随着早期气井堵塞问题的暴露，在产建中后期，新井均进行了完井工艺优化，不再采用以往的“射孔-求产-改造-完井”一体化工艺，而分2趟工序，第1趟工序为下入射孔管柱，射孔之后起出该管柱；第2趟工序为下入“求产-改造-完井”一体化管柱。

射孔管柱由下至上为枪尾、生产筛管、下延时起爆器、射孔枪组、上延时起爆器、生产筛管、油管串、校深短节、油管串、钻杆串，而“求产-改造-完井”管柱结构由下至上为球座、短油管、投捞式堵塞器、油管串、永久封隔器、油管串、下提升短节、下流动短节、井下安全阀、上流动短节、上提升短节、变扣、油管挂、油补距（图5）。

图5 优化后的改造-求产-完井管柱Fig.5 Optimized modification-production-completion string

与早期的完井工艺相比，增加了一趟起下管柱的过程，但完井管柱中不需再采用生产筛管，而采用了全通径的油管。在这种管柱条件下，地层流体可经过球座，流入油管柱内部进而产出地面，即使部分堵漏材料返排、近井地带轻微出砂，高产气流也可将这些物质携带出来而不再堵塞井底。经统计，产建早期采用测射一体化工艺的生产井，75%出现油压急剧波动下降的异常现象，而中后期采用了优化完井工艺的生产井，油压异常的比例显著降低为11%。

另一方面，随着边底水侵入气藏，也可在这些新完井工艺的生产井中，下入压力计及生产测井工具，监测产气剖面及饱和度的变化，为防水稳产研究提供关键资料。

4 结论与建议

Conclusionsand suggestions

（1）迪那2气田产建早期，因气田地质特征及快速上产的需求，未对测射联作完井工艺进行充分的试验、改良而规模化应用；气井投产后，堵漏材料返排及地层出砂等逐渐堵塞生产筛管，降低了气井产能且制约井下动态监测。

（2）迪那2气田产建中后期采取射孔测试分步实施的完井工艺，显著降低了井筒堵塞的概率，且为井下动态监测创造了有利条件。

（3）测射联作工艺具有诸多优点，但用于特定的油气田时应充分论证其适用性，建议类似迪那气田的气井，采用射孔、求产分步实施的工艺，或者进行“射孔-求产-改造-冲砂-完井”一体化工艺攻关。

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（修改稿收到日期 2017-01-20）

〔编辑 薛改珍〕

Evaluation and optimization on the well completion technology of combined testing and perforating in Dina 2 Gasfield

HU Suming1,WANG Hao2,XIAO Xiangjiao2,CHEN Baoxin2,ZHANG Yongbin2
1.Natural Gas Business Dividion,PetroChina Tarim Oilfield Company,Korla841000,Xinjiang,China;
2.Exploration and Development Research Institute,PetroChina Tarim Oilfield Company,Korla841000,Xinjiang,China

Combined testing and perforating technology is advantageous for it can diminish tripping operation,reduce reservoir damage and improve oil and gas well construction efficiency.The well completion technology of combined logging and perforating without releasing the gun was commonly used in the early stage of productivity construction in Dina 2 Gas Field.After its commissioning,however,some problems occurred gradually,such as wellbore plugging and restricted downhole performance monitoring,so it is necessary to evaluate and optimize this technology.Investigation and statistics show that the abnormal phenomenon of sharp tubing pressure drop appears in 75% of production wells which are completed by means of combined logging and perforating technology in the early stage of productivity construction.This abnormal tubing pressure was analyzed based on gas reservoir engineering theories and workover practices.And it is indicated that its essential cause is that the holes of production screens (i.e.,holed tubing) at the end of combined testing and perforating string are blocked due to plugging agent flowback and formation sand production.To solve this problem,perforating and testing is carried out by stages in the middle and late period of productivity construction.Consequently,thephenomenon of wellbore plugging is reduced,and it is favorable for the implementation of production performance monitoring.The application of this optimized well completion technology in Dina 2 Gas Field can be used as the reference for similar gas fields.Before the well completion technology of combined testing and perforating,it is necessary to carry out sufficient adaptability evaluation and specific modification and optimization.

perforating;production test;well completion;integrated string;wellbore plugging

胡素明，王好，肖香姣，陈宝新，张永宾.迪那2气田测射联作完井工艺评价与优化［J］.石油钻采工艺，2017，39（2）：207-211.

TE256

：A

1000-7393（2017）02-0207-05

10.13639/j.odpt.2017.02.015

: HU Suming,WANG Hao,XIAO Xiangjiao,CHEN Baoxin,ZHANG Yongbin.Evaluation and optimization on the well completion technology of combined testing and perforating in Dina 2 Gasfield［J］.Oil Drilling &Production Technology,2017,39(2): 207-211.

国家科技重大专项 “塔里木盆地库车前陆冲断带油气开发示范工程”（编号：2011ZX05046-03）、中国石油股份公司重大科技专项 “前陆冲断带超深超高压气藏开发技术”项目（编号：2014E-2104）。

胡素明（1986-），2012年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事凝析气田开发动态分析及管理工作。电话：0996-2179946。E-mail：husuming-tlm@petrochina.com.cn