论文部分内容阅读
摘要：义173-4HF完钻井深4742.0m，采用裸眼封隔器分段多级压裂完井工艺，分10段压裂。本文分析该井复杂轨迹下完井管柱下入存在的问题以及采取的措施，阐述了压裂施工及放喷生产情况，总结了压裂工具中压差滑套打开设定值，以及压裂施工过程中注意的问题。
关键词：裸眼完井 分段压裂 渤南油田
水平井分段压裂技术是当前开采低渗油气藏的最好方法，国内外水平井分段压裂工艺技术主要有以下几种：限流压裂技术、分段环空压裂技术、套管内连续油管水力喷砂压裂技术、机械桥赛隔离分段压裂技术和裸眼分段压裂技术等[1-2]。水平井裸眼分段压裂技术由于不进行三开固井及射孔作业，避免出现水平固井质量差的问题，极大的提高了完井作业时间，近年来在国内开始推广应用。
一、义173-4HF完井情况
义173-4HF采用裸眼完井，A靶垂深3487m，斜深3810m，B靶垂深3487.35m，斜深4742m。
本井井况条件比较差，水平井段设计为上倾轨迹，且定向原因出现3处降斜后增斜，全角变化率大于10度/100米有6处，全角变化率最大20.16度/100米，最大井斜93.6度，轨迹比较复杂，在轨迹为上行段出现二段泥岩（3993～4014m、4037～4059m），而轨迹为上行段，井斜91.1～91.4度左右，本段下钻遇阻。自4685米后多次通井划眼困难，最后选择放弃井底泥岩段4685～4742米。
先后采用模拟管柱（钻具组合：Ф152.4mm牙轮钻头+330*310双母+Ф150mm扶正器+311*310浮阀+Ф101.6mm加重钻杆1柱+Ф101.6mm钻杆）、光钻杆、Ф150mm铣锥、Ф150mm铣锥+Ф150mm扶正器、模拟管柱 （Ф152.4mm牙轮+Ф150mm西瓜铣锥+Ф150mm扶正器）等6次通井。
通井后下完井管柱顺利，只有少数几个点遇阻。完井管柱数据如表1所示，顶部悬挂封隔器位置2899.64m，水平段长932m，尾管下入深度4658m。
压裂完井工艺管柱采用10套水平井裸眼压裂封隔器分隔水平段油层，9套水平井投球滑套（裸眼）和1套水平井压差滑套（裸眼）作为压裂和生产通道。
二、义173-4HF压裂情况
义173-4HF井分10段压裂，施工排量4.5-5.5m3/m，压差滑套打开压力75.6MPa，延伸压力67Mpa，第十段压后最终停泵压力39.8MPa。施工参数如表2所示。
三、义173-4HF放喷生产情况
压后关井5小时候放喷。初期采用3mm油嘴放喷10天，油压31.5Mpa↙25MPa，液量132m3/d↙112m3/d，累液1185m3；生产10d见油，采用4mm油嘴放喷3天，油压由更换油嘴前25Mpa↙21MPa，液量平均161m3/d，油量22.6m3/d；因压降明显，改为3mm油嘴放喷，连续生产15d，油压由20MPa↙15MPa，液量平均68.8m3/d，油量平均19.2m3/d，累液2705.8m3，累油333.3m3；油压降为15Mpa后，改2.5mm油嘴放喷，连续生产22d，油压由15Mpa↙12MPa，液量平均38.05 m3/d，油量15.0 m3/d。累液3542.9m3，累油662.7m3。
四、总结
1、义173-4HF复杂轨迹下完井管柱下入措施：
1）通井工具为150mm扶正器没有修壁功能，并就扶正器破坏的井壁先下入钻杆通井，调整泥浆性能，增加粘土及聚合物。修复、清洁、巩固好井壁后再进行通井，改善井壁。
2）采取减小磨阻和稳定井壁措施技术，最后一趟通井时用稠泥浆封井，以减小磨阻和稳定井壁，在水平段替入用稠泥浆封井，将原泥浆用离心机处理成密度为1.36g/cm3，加入2%石墨粉，1%磺酸盐共聚物，粘度调至100秒，起钻前注入15方封水平段。
3）轨迹出现问题时，及时调整技术思路，把原来以垂深作为控制点转变为以垂深为目标，以井斜及全角变化率为控制点，提高定向技术人员对井斜的预测能力，确保轨迹平滑。
2、压裂施工总结
1）压差滑套打开压力75.6MPa过高，工具存在风险。建议压差滑套打开设定值30MPa。
2）前几段加砂过程中，压力过高，可考虑减少加砂量，以保证压裂顺利施工。
参考文献
[1] McDaniel B W，Willett R M.廉抗利译自SPE75688.低渗透油气藏的增产技术——没有水泥套管的水平完井[J].国外石油动态，2003，149（15）.
[2]马俯波，王衍.低渗透砂岩油藏水平裸眼井的多裂缝水力压裂技术[J].国外油田工程，2004，20（12）：13-16.
[3]程智远，张鹏.水平井裸眼分段压裂比肩国际领先[J].石油与装备，2012，42：62-63
关键词：裸眼完井 分段压裂 渤南油田
水平井分段压裂技术是当前开采低渗油气藏的最好方法，国内外水平井分段压裂工艺技术主要有以下几种：限流压裂技术、分段环空压裂技术、套管内连续油管水力喷砂压裂技术、机械桥赛隔离分段压裂技术和裸眼分段压裂技术等[1-2]。水平井裸眼分段压裂技术由于不进行三开固井及射孔作业，避免出现水平固井质量差的问题，极大的提高了完井作业时间，近年来在国内开始推广应用。
一、义173-4HF完井情况
义173-4HF采用裸眼完井，A靶垂深3487m，斜深3810m，B靶垂深3487.35m，斜深4742m。
本井井况条件比较差，水平井段设计为上倾轨迹，且定向原因出现3处降斜后增斜，全角变化率大于10度/100米有6处，全角变化率最大20.16度/100米，最大井斜93.6度，轨迹比较复杂，在轨迹为上行段出现二段泥岩（3993～4014m、4037～4059m），而轨迹为上行段，井斜91.1～91.4度左右，本段下钻遇阻。自4685米后多次通井划眼困难，最后选择放弃井底泥岩段4685～4742米。
先后采用模拟管柱（钻具组合：Ф152.4mm牙轮钻头+330*310双母+Ф150mm扶正器+311*310浮阀+Ф101.6mm加重钻杆1柱+Ф101.6mm钻杆）、光钻杆、Ф150mm铣锥、Ф150mm铣锥+Ф150mm扶正器、模拟管柱 （Ф152.4mm牙轮+Ф150mm西瓜铣锥+Ф150mm扶正器）等6次通井。
通井后下完井管柱顺利，只有少数几个点遇阻。完井管柱数据如表1所示，顶部悬挂封隔器位置2899.64m，水平段长932m，尾管下入深度4658m。
压裂完井工艺管柱采用10套水平井裸眼压裂封隔器分隔水平段油层，9套水平井投球滑套（裸眼）和1套水平井压差滑套（裸眼）作为压裂和生产通道。
二、义173-4HF压裂情况
义173-4HF井分10段压裂，施工排量4.5-5.5m3/m，压差滑套打开压力75.6MPa，延伸压力67Mpa，第十段压后最终停泵压力39.8MPa。施工参数如表2所示。
三、义173-4HF放喷生产情况
压后关井5小时候放喷。初期采用3mm油嘴放喷10天，油压31.5Mpa↙25MPa，液量132m3/d↙112m3/d，累液1185m3；生产10d见油，采用4mm油嘴放喷3天，油压由更换油嘴前25Mpa↙21MPa，液量平均161m3/d，油量22.6m3/d；因压降明显，改为3mm油嘴放喷，连续生产15d，油压由20MPa↙15MPa，液量平均68.8m3/d，油量平均19.2m3/d，累液2705.8m3，累油333.3m3；油压降为15Mpa后，改2.5mm油嘴放喷，连续生产22d，油压由15Mpa↙12MPa，液量平均38.05 m3/d，油量15.0 m3/d。累液3542.9m3，累油662.7m3。
四、总结
1、义173-4HF复杂轨迹下完井管柱下入措施：
1）通井工具为150mm扶正器没有修壁功能，并就扶正器破坏的井壁先下入钻杆通井，调整泥浆性能，增加粘土及聚合物。修复、清洁、巩固好井壁后再进行通井，改善井壁。
2）采取减小磨阻和稳定井壁措施技术，最后一趟通井时用稠泥浆封井，以减小磨阻和稳定井壁，在水平段替入用稠泥浆封井，将原泥浆用离心机处理成密度为1.36g/cm3，加入2%石墨粉，1%磺酸盐共聚物，粘度调至100秒，起钻前注入15方封水平段。
3）轨迹出现问题时，及时调整技术思路，把原来以垂深作为控制点转变为以垂深为目标，以井斜及全角变化率为控制点，提高定向技术人员对井斜的预测能力，确保轨迹平滑。
2、压裂施工总结
1）压差滑套打开压力75.6MPa过高，工具存在风险。建议压差滑套打开设定值30MPa。
2）前几段加砂过程中，压力过高，可考虑减少加砂量，以保证压裂顺利施工。
参考文献
[1] McDaniel B W，Willett R M.廉抗利译自SPE75688.低渗透油气藏的增产技术——没有水泥套管的水平完井[J].国外石油动态，2003，149（15）.
[2]马俯波，王衍.低渗透砂岩油藏水平裸眼井的多裂缝水力压裂技术[J].国外油田工程，2004，20（12）：13-16.
[3]程智远，张鹏.水平井裸眼分段压裂比肩国际领先[J].石油与装备，2012，42：62-63