压裂后卡管柱原因分析及对策研究

2022-09-10

1. 概述

××油田隶属于吉林油田长春采油厂, 平均井深2900m, 投产方式为射孔后压裂投产, 由于地层水敏严重, 产量递减快, 年递减率达到20%以上, 年平均老井补压在30口井左右。自2010年3月份大规模开发以来至今, 在老井补压中共出现压后卡管柱8口井, 其中强拔解卡4口井, 大修处理4口井 (80万/口) , 直接造成经济损失300多万。由于受此问题的影响严重制约着油田的开发动用。

2. 压后卡管柱单井实例:伊××井

2.1 基础数据

斜井, 最大井斜15.77, 对应井段1200米, 钻井完井日期2009年11月6日, 人工井底2668.93米, 联入4.8米;油层套管P110*139.7/121.36mm。

该井于2010年2月8日投产, 投产层位为93-95号层, 射孔井段为2623米—2616.4米, 射开6.6米, 压裂前该井平均日产液5.8吨, 沉没度153米。

本次压裂为补孔压裂, 目的层段为68-72号层, 射孔井段为2388.8米—2368米, 射开13.4m, 设计加砂量50方。

2.2 管柱结构

井下管柱 (由上至下) :φ88.9mm*6.5mm N80平式油管——高压封隔器PSK344-107G (2350.16m) 上接高压水力锚——高压封隔器PSK344-107G (2390.1m) 上接无滑套喷砂器——2根φ88.9mm*6.5mm平式N80油管+高压丝堵 (2389.67m) ;

2.3 大修解卡处理过程

2011年2月11日:试提负荷达到75吨, 未能解卡;上下窜油管, 负荷在56---65吨之间波动, 总共窜10次以上, 加深的油管接箍下深最大达到7米, 当负荷达到35吨时, 开始起压裂管柱。起第3根时负荷降为24吨, 一共起出10根压裂管, 负荷不增, 起出油管超过油层段60米, 解卡成功。

起出封隔器后发现:水力锚收缩完好, 一封胶筒靠近上台阶的部分损坏, 二封胶筒全部脱落, 2根尾管内全是压裂砂。

3. 压后卡管柱原因分析

3.1 压裂后卡管柱井共有以下4个共性特点:

(1) 全部是老井补压, 莫里青油田有老井补压和新井压裂, 对于新井压裂从未发生过压后卡管柱的现象, 已经发生的8口压后卡管柱井全部是老井进行二次压裂时发生的。

(2) 压裂放喷结束后打开井口上提压裂管柱时, 强拔至50吨管柱没有任何伸长, 井口蘑菇头纹丝不动。 (正常起压裂管柱时吨位一般为30吨左右)

(3) 反循环洗井时, 没有憋泵现象, 均能正常洗通, 井内有一定的循环通道。

(4) 发生压后卡管柱的井管柱结构全部是双封单压井, 对于单峰单压井和双封双压井, 从未发生过压后卡管柱现象。

3.2 压裂施工因素分析

8口压裂后卡井的老井, 压裂施工过程中基本平稳, 均未出现砂堵现象, 后置液用量采用等量顶替, 可能造成二封以上有少量沉砂, 但卡井的8口井在洗井过程中均可洗通, 说明喷砂器以上通道是畅通的, 压后卡井与压裂施工质量关系不大。

3.3 压裂管柱结构与卡井的关系

伊通地区压裂延用近两年成熟做法:采用双锚定式水力锚 (544-114B) , 封隔器采PSK344-107G扩张式封隔器 (耐压70MPa, 耐温120℃) , 油管采用3寸平式油管, 同时为了避免井眼轨迹不直造成压裂工具串卡井, 封间距全部保持在20米以上, 为了避免因压裂过程中沉砂, 尾管采用20米。分析认为压后卡井与管柱结构无关。

3.4 二封距离油层底界过远是否可以导致卡井

从8口正常起出的双封单压井来看二封距离油层底界的距离有长有短, 在0.45-2.86m之间。8口卡管柱井二封距离油层底界的距离在0.68-2.73m之间, 可以排除二封距离油层底界过远引起砂卡的可能。

3.5 新老井对比

2010年至今新井已完成压裂施工60口井/81层, 其中单封缩径管压裂施工39口井, 双封双压21口井/42层, 均未出现压后卡井现象。而老井施工38口井/49层, 单封缩径管压裂8口井均未出现卡井, 双封压裂30口/38层, 卡井8口, 卡井比例高达26%。分析认为卡井与新老井有直接关系, 老井一方面受井内流体影响可以导致封隔器胶筒性能的变化, 但最重要的一点是补孔压裂的层压后与已投产层存在压力差, 目前伊通地区压裂停泵压力多数在20MPa左右, 而已生产层地层压力小的仅6MPa左右, 层间压差大势必造成压后高压层向低压层倒灌, 造成在二封上部形成砂桥卡井。