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摘 要：该文介绍了海上油田最近采用的零漏失完井工艺技术，该技术成功实现整个完井作业全程与地层隔绝，有效杜绝漏失，在国内目前属首次使用，以储层保护为出发点，采用了水平井储层保护阀，配套采用优质的钻完井液体系，解决了水平井完井过程中完井液漏失对近井带的污染，有效提高油井产能，同时该项技术操作简单，性能稳定，在南海西部涠洲11-1N油田成功应用，值得在海上油气田开发中广泛推广。
关键词：水平井 零漏失 储层保护 储层保护阀 海上油田
中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）02（b）-0007-02
海上油田作业由于投入成本高，要求产量回报率高，保产量要从整个油田开发实施阶段来分析。在众多提高产量的因素中，储层保护技术无疑在源头上发挥着重要作用。涠洲11-1N油田在完井作业中大胆创新，在中海油南海西部油田首次应用储层保护阀及配套技术，成功实现了水平井完井全过程的零漏失，对于推进储层保护技术的现场应用具有重大意义。
1 传统储层保护技术措施
造成储层损害的主要原因是储层黏土矿物水化膨胀，分散运移和应力敏感以及外来固相侵入。常规储层保护措施是在项目初期由外委相关科研院所进行的储层敏感性、钻完井液体系、钻完井液与地层的配伍性等研究。完井作业现场控制的主要方式有合理调配完井液比重、降低完井工作液中固相含量等。常规水平裸眼井，防砂管柱下到位破胶后漏失速度会明显增大，为保证后续作业顺利进行，常规方法为连续向井筒内灌满完井液保证井控安全，漏失量往往远超估计值。这无疑会对近井带储层造成损害，影响油气井产量。因此急需在传统储层保护技术基础之上研发一种新技术，实现完井作业全过程零漏失。
2 水平井零漏失技术应用
涠洲11-1N油田是第一次大规模开发流沙港组，储层敏感性专项研究表明，储层对碱敏、速敏和水敏较敏感。WZ11-1N-A7h是该油田第一口进行完井的水平油井，实钻后测井解释表明储层物性较油藏预测变差，油藏配产要求无疑给后续完井作业带来了巨大挑战，如何采取相应的储层保护措施保证产量，通过认真分析整个完井过程中可能对储层存在损害的因素，率先提出零漏失的概念，最终确定采用阀板式储层保护阀，实现完井全过程零漏失。
2.1 零漏失技术特色
零漏失技术的核心工具为储层保护阀，储层保护阀为阀板式结构，采用阀板来控制地层流体与井筒的连通，储层保护阀示意图及相关参数见图1及表1。阀板式储层保护阀随防砂管柱一同下入，正常防砂作业期间，阀板一直处于打开状态，当防砂作业完毕之后，阀板在自重和扭簧的双重作业下自动关闭，储层保护阀以上的空间与其下的地层隔开，在生产过程中，电泵抽吸作用使上部液柱压力小于地层压力，地层与管柱上下连通，管柱内油气只能单向向上流动。在进行其他作业时，就能够阻止作业液流入地层中，从而起到了油层保护的作用。
当需要再次作业时，井筒内直接加压达到一定压力值时，便会将剪切销钉剪断，整个阀芯机构便会在压力的作用下掉入井底口袋内，即可进行后续其他再完井、大修井作业。
2.2 零漏失技术应用难点
由于该项技术首次应用于中海油南海西部油田，人员对工具结构认识较少，工具自身仍处在研发阶段，现场应用少，工具在井下能否起到理想的作用尚且存疑，应积极组织相关技术人员，从工艺本身及应用过程两个方面来分析可能存在的隐患。
（1）从工具工艺、材质、强度等方面严把质量关。例如，在陆地试验阶段，在对储层保护阀进行密封及剪切压力试验时发现，销钉理论剪切压力值与试验值存在差异，工具的井下稳定性必然存在问题，通过及时采用相关软件校核分析，选取材质更稳定的销钉，最终达到理想的使用效果，满足现场应用。
（2）从工具制造、组装、现场人员操作等方面严把操作关。例如，在陆地试验阶段发现，中心管与防污染阀在组配过程中，由于储层保护内径偏小、中心管接箍部分外径偏大及平台阶在通过储层保护阀时存在阻挂现象，此问题若未提前发现，在现场应用时必将带来很大隐患及事故，通过加工改造，将防污染内径尽量扩大，中心管接箍在满足一定强度的前提下尽量打薄，同时上下打磨成45°倒角，方便下入及取出。
3 零漏失技术应用实例及效果
现场在储层保护阀下入井筒之前，对现场人员进行交底，大家对存在的隐患进行讨论分析，最终在各个单位的共同努力配合下将防砂管柱顺利下入到设计深度。在顶替完井液及破胶液时，由于完井液比重低于泥浆比重，顶替压力高，现场为防止憋压及激动压力，提前将防污染阀阀体剪切，时时监测排量、泵压变化。在起防砂送入管柱时，起钻速度平稳，防止中心管卡阻储层保护阀阀板。起钻后防污染阀板关闭，使整个裸眼段井壁泥饼破胶充分且破胶后未受到井筒内完井液漏失影响，减少对近井带储层的损害，表皮系数恢复效果好。在中心管起出储层保护阀后及下入生产管柱期间分别多次测量漏失速度，测得漏失速度均为0，储层保护阀性能稳定有效，达到零漏失的目标。清井排液，开启电潜泵后防污染阀正常打开，成功清井排液24 h后含油率达到92%以上。油井日产液可达140 m3/d，超出配产的100 m3/d。该工艺有效缩短了排液时間，排液时效提高50%以上，同时减少了相应的作业费用。投产后产量稳定在200方/天，增产效果明显。
4 结语
该次在涠洲11-1N油田完井过程中，水平井成功实现整个完井过程零漏失的新工艺技术，在国内目前属首次使用，后续作业及油井投产前实现零漏失，有效保护储层，最优化开发，提高单井产能。零漏失技术克服工艺本身的不足、工具研发不成熟、现场应用经验少及人员操作熟练性差等诸多不利因素，最终成功实现了完井全过程的零漏失，在油藏保护方面具有重大意义，值得今后在海上油田广泛推广应用。
参考文献
[1] 徐同台，赵敏，熊友明，等.保护油气层技术[M].北京：石油工业出版社，2003.
[2] 《海上油气田完井手册》编委会.海上油气田完井手册[M].北京：石油工业出版社，1998.
[3] M Parlar，SA Ali，C Price-Smith，et al. Guidelinesfor Selection of Fluid Loss Control Methods Beforeand After Sand Control Treatments to Maximize WellProductivity and Cost-Effectiveness[J].Bulletin of Latin American Research，1998，34（1）：85-98.
[4] Sanders.Current Materials and Devices for Control of Fluid Loss[J].SPE54323，1999（2）.
[5] HL Restarick.Mechanical Fluid Loss ControlSystem Used During Sand Control[J]. SPE23741，1992（3）.
关键词：水平井 零漏失 储层保护 储层保护阀 海上油田
中图分类号：TE35 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）02（b）-0007-02
海上油田作业由于投入成本高，要求产量回报率高，保产量要从整个油田开发实施阶段来分析。在众多提高产量的因素中，储层保护技术无疑在源头上发挥着重要作用。涠洲11-1N油田在完井作业中大胆创新，在中海油南海西部油田首次应用储层保护阀及配套技术，成功实现了水平井完井全过程的零漏失，对于推进储层保护技术的现场应用具有重大意义。
1 传统储层保护技术措施
造成储层损害的主要原因是储层黏土矿物水化膨胀，分散运移和应力敏感以及外来固相侵入。常规储层保护措施是在项目初期由外委相关科研院所进行的储层敏感性、钻完井液体系、钻完井液与地层的配伍性等研究。完井作业现场控制的主要方式有合理调配完井液比重、降低完井工作液中固相含量等。常规水平裸眼井，防砂管柱下到位破胶后漏失速度会明显增大，为保证后续作业顺利进行，常规方法为连续向井筒内灌满完井液保证井控安全，漏失量往往远超估计值。这无疑会对近井带储层造成损害，影响油气井产量。因此急需在传统储层保护技术基础之上研发一种新技术，实现完井作业全过程零漏失。
2 水平井零漏失技术应用
涠洲11-1N油田是第一次大规模开发流沙港组，储层敏感性专项研究表明，储层对碱敏、速敏和水敏较敏感。WZ11-1N-A7h是该油田第一口进行完井的水平油井，实钻后测井解释表明储层物性较油藏预测变差，油藏配产要求无疑给后续完井作业带来了巨大挑战，如何采取相应的储层保护措施保证产量，通过认真分析整个完井过程中可能对储层存在损害的因素，率先提出零漏失的概念，最终确定采用阀板式储层保护阀，实现完井全过程零漏失。
2.1 零漏失技术特色
零漏失技术的核心工具为储层保护阀，储层保护阀为阀板式结构，采用阀板来控制地层流体与井筒的连通，储层保护阀示意图及相关参数见图1及表1。阀板式储层保护阀随防砂管柱一同下入，正常防砂作业期间，阀板一直处于打开状态，当防砂作业完毕之后，阀板在自重和扭簧的双重作业下自动关闭，储层保护阀以上的空间与其下的地层隔开，在生产过程中，电泵抽吸作用使上部液柱压力小于地层压力，地层与管柱上下连通，管柱内油气只能单向向上流动。在进行其他作业时，就能够阻止作业液流入地层中，从而起到了油层保护的作用。
当需要再次作业时，井筒内直接加压达到一定压力值时，便会将剪切销钉剪断，整个阀芯机构便会在压力的作用下掉入井底口袋内，即可进行后续其他再完井、大修井作业。
2.2 零漏失技术应用难点
由于该项技术首次应用于中海油南海西部油田，人员对工具结构认识较少，工具自身仍处在研发阶段，现场应用少，工具在井下能否起到理想的作用尚且存疑，应积极组织相关技术人员，从工艺本身及应用过程两个方面来分析可能存在的隐患。
（1）从工具工艺、材质、强度等方面严把质量关。例如，在陆地试验阶段，在对储层保护阀进行密封及剪切压力试验时发现，销钉理论剪切压力值与试验值存在差异，工具的井下稳定性必然存在问题，通过及时采用相关软件校核分析，选取材质更稳定的销钉，最终达到理想的使用效果，满足现场应用。
（2）从工具制造、组装、现场人员操作等方面严把操作关。例如，在陆地试验阶段发现，中心管与防污染阀在组配过程中，由于储层保护内径偏小、中心管接箍部分外径偏大及平台阶在通过储层保护阀时存在阻挂现象，此问题若未提前发现，在现场应用时必将带来很大隐患及事故，通过加工改造，将防污染内径尽量扩大，中心管接箍在满足一定强度的前提下尽量打薄，同时上下打磨成45°倒角，方便下入及取出。
3 零漏失技术应用实例及效果
现场在储层保护阀下入井筒之前，对现场人员进行交底，大家对存在的隐患进行讨论分析，最终在各个单位的共同努力配合下将防砂管柱顺利下入到设计深度。在顶替完井液及破胶液时，由于完井液比重低于泥浆比重，顶替压力高，现场为防止憋压及激动压力，提前将防污染阀阀体剪切，时时监测排量、泵压变化。在起防砂送入管柱时，起钻速度平稳，防止中心管卡阻储层保护阀阀板。起钻后防污染阀板关闭，使整个裸眼段井壁泥饼破胶充分且破胶后未受到井筒内完井液漏失影响，减少对近井带储层的损害，表皮系数恢复效果好。在中心管起出储层保护阀后及下入生产管柱期间分别多次测量漏失速度，测得漏失速度均为0，储层保护阀性能稳定有效，达到零漏失的目标。清井排液，开启电潜泵后防污染阀正常打开，成功清井排液24 h后含油率达到92%以上。油井日产液可达140 m3/d，超出配产的100 m3/d。该工艺有效缩短了排液时間，排液时效提高50%以上，同时减少了相应的作业费用。投产后产量稳定在200方/天，增产效果明显。
4 结语
该次在涠洲11-1N油田完井过程中，水平井成功实现整个完井过程零漏失的新工艺技术，在国内目前属首次使用，后续作业及油井投产前实现零漏失，有效保护储层，最优化开发，提高单井产能。零漏失技术克服工艺本身的不足、工具研发不成熟、现场应用经验少及人员操作熟练性差等诸多不利因素，最终成功实现了完井全过程的零漏失，在油藏保护方面具有重大意义，值得今后在海上油田广泛推广应用。
参考文献
[1] 徐同台，赵敏，熊友明，等.保护油气层技术[M].北京：石油工业出版社，2003.
[2] 《海上油气田完井手册》编委会.海上油气田完井手册[M].北京：石油工业出版社，1998.
[3] M Parlar，SA Ali，C Price-Smith，et al. Guidelinesfor Selection of Fluid Loss Control Methods Beforeand After Sand Control Treatments to Maximize WellProductivity and Cost-Effectiveness[J].Bulletin of Latin American Research，1998，34（1）：85-98.
[4] Sanders.Current Materials and Devices for Control of Fluid Loss[J].SPE54323，1999（2）.
[5] HL Restarick.Mechanical Fluid Loss ControlSystem Used During Sand Control[J]. SPE23741，1992（3）.