劉 鵬，劉博峰，楊洪瑞，胡學(xué)恒

（1.玉門油田鉆采工程研究院，甘肅酒泉735200；2.玉門油田老君廟作業(yè)區(qū)，甘肅玉門735200）

墩1H鉆桿完井水平井試油方法探索及實(shí)踐

劉 鵬*1，劉博峰1，楊洪瑞1，胡學(xué)恒2

（1.玉門油田鉆采工程研究院，甘肅酒泉735200；2.玉門油田老君廟作業(yè)區(qū)，甘肅玉門735200）

墩1H井是玉門油田一口側(cè)鉆水平井，最大井斜92.4°，該井采用鋼級(jí)s135×壁厚9.19mm× 127mm鉆桿完井，鉆桿本體內(nèi)徑108mm,接頭內(nèi)徑92.8mm,井眼尺寸小且通徑不均勻，給試油工具選擇及分段壓裂施工帶來(lái)新的挑戰(zhàn)。通過(guò)調(diào)研國(guó)內(nèi)外試油、壓裂新技術(shù)，在對(duì)鉆桿完井水平井試油難點(diǎn)分析的基礎(chǔ)上，研究采用水力噴砂射孔、連續(xù)油管氣舉及近井暫堵分段壓裂等工藝，成功實(shí)現(xiàn)了該井3段16簇的噴砂射孔及分段改造，為特殊完井方式水平井試油提供了現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)。

鉆桿完井；水平井；縫網(wǎng)壓裂；水力噴射；連續(xù)油管

1 基本井況

墩1H井是玉門油田酒西盆地花海凹陷中央斷裂帶三墩構(gòu)造帶上的一口側(cè)鉆水平井，完鉆井深3560m,最大井斜92.4°。由于該井位于斷裂破碎帶上，鉆井過(guò)程中多次鉆遇斷層，共計(jì)發(fā)生井壁坍塌卡鉆事故4次。2014年2月15日，完鉆后下?215.9mm三牙輪鉆頭通井時(shí)遇阻，活動(dòng)解卡無(wú)效（最大上提拉力180t）發(fā)生第5次卡鉆，隨后采用原通井鉆具固井完井，完井深度3351.33m。

2 試油難點(diǎn)分析

（1）該井為側(cè)鉆水平井，最大井斜92.4°，井斜較大且井眼軌跡不規(guī)則，管柱起下過(guò)程中所受的摩阻較高且存在卡鉆風(fēng)險(xiǎn)，給封隔器座封及井下工具開關(guān)造成不利影響，分層測(cè)試難度較大。

（2）本井位于受斷層控制的地層破碎帶上，鉆井過(guò)程中多次發(fā)生地層坍塌現(xiàn)象，井眼擴(kuò)徑嚴(yán)重，平均井徑擴(kuò)大率為13.26%，最大擴(kuò)徑29%；測(cè)井解釋儲(chǔ)層段裂縫發(fā)育，采用小尺寸鉆桿固井完井，環(huán)空水泥環(huán)較厚，且固井水泥對(duì)儲(chǔ)層存在一定程度污染，常規(guī)射孔槍受井眼尺寸限制，較難實(shí)現(xiàn)穿透鉆桿和水泥環(huán)達(dá)到溝通地層的目的。墩1H井井徑測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)見表1。

表1 墩1H井井徑測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)表

（3）目前國(guó)內(nèi)水平井改造主要以封隔器分層壓裂和電纜射孔與易鉆橋塞聯(lián)作進(jìn)行分段壓裂為主，由于該井采用鋼級(jí)s135×壁厚9.19mm×127mm鉆桿完井，鉆桿本體內(nèi)徑108mm,接頭內(nèi)徑92.8mm,井眼尺寸小且通徑不均勻，若采用上述方法壓裂，需要與鉆桿匹配的小尺寸、大膨脹比的分層工具，還需保證壓后工具能順利起出，一旦發(fā)生卡工具事故，解卡處理復(fù)雜，施工風(fēng)險(xiǎn)較大。

3 試油工藝選擇及針對(duì)性措施

在考慮墩1H試油工程安全和節(jié)省試油周期的前提下，決定在本井首次使用連續(xù)油管進(jìn)行試油作業(yè)，采用合層試油方式，一次性射開各主力試油層段，通過(guò)壓裂改造求取本井最大產(chǎn)能。

3.1 通洗井

（1）新型通井規(guī)（圖1）通井。針對(duì)墩1H井大斜度鉆桿完井實(shí)際，井眼尺寸小且存在多個(gè)臺(tái)階面，常規(guī)水平井橄欖形通井規(guī)起下過(guò)程中摩阻大，長(zhǎng)度受井眼狗腿限制，通過(guò)能力較差，難以滿足后續(xù)水力噴射工具入井要求；研究自制帶倒角的螺旋通井規(guī)，進(jìn)一步減少通井規(guī)與井壁的接觸面積，增大水力循環(huán)通道，在保證通井要求的同時(shí)，減少卡鉆風(fēng)險(xiǎn)。

（2）2次通井設(shè)計(jì)。針對(duì)該井鉆桿固井井眼水泥殘留問題，設(shè)計(jì)2次通井工序，第一次采用連續(xù)油管光管通井，硬探泥面位置，利用連續(xù)油管的高通過(guò)性在替漿探底的同時(shí)對(duì)鉆桿內(nèi)壁進(jìn)行初步清掃；第二次采用連續(xù)油管+通井規(guī)+旋流沖洗頭通洗井，旋流噴射器配置5個(gè)2.4mm噴嘴，設(shè)計(jì)排量250～280L/min，對(duì)應(yīng)噴射速度180～200m/s，利用水力噴射的方式對(duì)鉆桿內(nèi)壁結(jié)垢及殘余水泥環(huán)進(jìn)行強(qiáng)力清掃。

圖1 新型水平井通井規(guī)

3.2 射孔

經(jīng)過(guò)連續(xù)油管MCCL校深確定射孔位置后，采用水力噴砂射孔工藝射孔，利用水力噴砂射孔孔徑大、污染小、穿透深等技術(shù)優(yōu)勢(shì)，實(shí)現(xiàn)井筒與儲(chǔ)層的有效溝通；水力噴射工具串結(jié)構(gòu)：外連接器+安全接頭+扶正器+噴射器+單向閥+彈性扶正器；噴射器采用4×4mm噴嘴，相位120°/60°，磨料選擇60～80目粉砂，施工砂比6%～10%，排量600L/min以上，一次性射開所有射孔簇。射孔液采用與地層配伍性較好的胍膠壓裂液，減少儲(chǔ)層傷害。

3.3 排液求產(chǎn)

針對(duì)該井儲(chǔ)層低滲透特征，水力噴射完畢，立即采用連續(xù)油管氮?dú)鈿馀e工藝進(jìn)行排液求產(chǎn)，設(shè)計(jì)最大舉深2200m,利用連續(xù)油管氣舉作業(yè)效率高、井底回壓降低慢的優(yōu)點(diǎn)，進(jìn)一步疏通地層，準(zhǔn)確獲取地層液性資料。

3.3 壓裂

（1）壓前降破措施。墩1H井估算儲(chǔ)層破裂壓力梯度為0.02793～0.02965MPa/m。因此采取降破措施降低施工壓力。①采取連續(xù)油管水力噴砂射孔，利用噴砂射孔的深穿透和造縫功能，結(jié)合壓裂要求進(jìn)行分簇射孔，實(shí)現(xiàn)井筒與儲(chǔ)層的徹底溝通；②每段主壓裂前，低排量擠前置鹽酸10m3，進(jìn)一步溝通天然裂縫、解除近井地帶污染。

（2）近井暫堵分段改造。調(diào)研引進(jìn)哈里伯頓近井地帶暫堵轉(zhuǎn)向復(fù)雜縫網(wǎng)壓裂技術(shù)AccessFrac PD，利用特有的不同粒徑組合的暫堵轉(zhuǎn)向劑Biovert NWB（圖2），將已壓裂井段的射孔孔眼、射孔孔道和近井壓裂裂縫進(jìn)行有效的橋堵，使后續(xù)壓裂在未壓裂分簇射孔井段重新延伸，實(shí)現(xiàn)各試油層段逐次壓裂。壓后轉(zhuǎn)向劑自行降解隨壓裂液排出。近井暫堵原理見圖3。

圖2 Biovert NWB暫堵劑

圖3 近井暫堵原理示意圖

（3）縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。墩1H井儲(chǔ)層段巖性以灰色礫巖、泥礫巖為主，核磁孔隙度在6%以下，孔隙尺寸小且自由流體含量相對(duì)較低，為典型的低孔低滲儲(chǔ)層，因此壓裂采用低粘液體、大液量、大排量縫網(wǎng)壓裂改造思路，通過(guò)射孔及壓裂參數(shù)優(yōu)化，盡可能形成縱橫交錯(cuò)的網(wǎng)狀縫，實(shí)現(xiàn)低滲儲(chǔ)層的有效改造；施工采用稀膠液和交聯(lián)壓裂液組合泵注方式，在增大壓裂改造體積的同時(shí)，兼顧裂縫導(dǎo)流能力。

4 現(xiàn)場(chǎng)施工情況

2014年5月2日連續(xù)油管車配套完畢，井口試壓合格后采用連續(xù)油管光管探人工井底3305m,替漿完下旋流沖洗工具及通井規(guī)通井至井深3293m合格，徹底洗井后采用連續(xù)油管MCCL校深，確定最下部射孔層位后，下水力噴射工具逐層噴砂射孔，射孔歷時(shí)6h，一趟管柱完成3段15簇射孔，射孔完連續(xù)油管試擠25MPa,吸水量2m3/min,證明井筒與地層連通良好；隨后下光油管至2200m，采用連續(xù)油管反氣舉排液求產(chǎn)，第一次氣舉2h18min舉串，最高壓力17.8MPa，舉出油水混合物18.7m3；恢復(fù)42h，再次氣舉2h舉串，排液0.75m3；2014年8月24日采用哈里伯頓AccessFrac PD技術(shù)進(jìn)行壓裂，施工壓力40.1～61.7MPa，排量4.3～6.5m3/min，三段壓裂液用量2661.6m3，累計(jì)加砂104.2m3，最高砂比25%。壓后2mm油嘴自噴排液，初產(chǎn)71.6m3/d，含水99%。墩1H井壓裂施工曲線見圖4。

TE257

B

1004-5716(2015)11-0063-03

2014-11-09

劉鵬（1980-），男（漢族），甘肅慶陽(yáng)人，工程師，現(xiàn)從事試油管理、壓裂措施增產(chǎn)工作。