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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