新型潜山油藏水平井完井工艺研究

作者简介：贾俊敏（1983-），男，工程师，现从事采油气工艺技术科研和生产工作。

水平井技术已经应用到了包括边底水油藏、薄油藏、低渗透油藏等几乎所有类型油气藏，解决了边、底水油藏高效开发的技术瓶颈，建立了油藏经济开发的经典模式，提高了薄层低丰度边际油田开发的经济效益。截至目前，水平井开发对整个油田的增产和稳产发挥着重要的作用。辽河油田水平井完井技术随着不断攻关研究和发展完善，为辽河水平井开采提供了有力的技术支持。潜山油藏油气井钻井过程中，为保证井控安全，需采用重泥浆压井[1-2]。由于完井管柱通常不能下入到人工井底，钻井重泥浆在完井段沉积，不能有效地排出到地面，完井段通常聚集大量钻井泥浆，目前的完井方式不能解决该问题，为了高效开发水平井，完井管

柱需下至射孔段底界以下或水平井段，并用低密度完井液替换出原井重泥浆。针对该类问题，开发了一种新型的水平井完井方法，能够有效克服或者避免现有技术存在的问题。新型管柱入井后既可以有效实现将井筒及油管内的重泥浆充分循环替出，又可以满足储层改造及后期生产、冲砂的要求，大幅缩短作业周期，节约作业费用，提高水平井开发整体经济效益。

1水平井完井方法

目前，潜山油藏的投产技术主要分2种，水平井替泥浆与气举诱喷一次管柱技术和替泥浆、气举、转抽一体化技术。自喷阶段结束后转电泵生产[3-4]。

新型潜山油藏水平井完井工艺研究

贾俊敏

中国石油辽河油田分公司（辽宁盘锦124010）

摘要针对辽河油田潜山油藏高温高压水平井开发过程中钻井液不能充分排出导致的储层污染、井筒结垢、产能递减快等问题，研制设计了一种新型的水平井完井工艺，研制了井下暂堵筛管,能够完成水平井段替泥浆，可满足排出井筒重泥浆、储层改造及转生产的技术要求，并对暂堵材料的性能进行了实验研究，结果表明，该工艺能够解决目前存在的技术难题，具有良好的应用前景。

关键词水平井；完井工艺；替泥浆；暂堵筛管；可溶合金；

Abstract Aiming at the problems of reservoir pollution,wellbore scaling and productivity decline caused by inadequate discharge of drilling fluid during the development of high temperature and high pressure horizontal wells in Liaohe buried hill reservoir,a new hori⁃zontal well completion technology was designed.A downhole temporary plugging screen pipe was developed,which can replace mud in horizontal well section and meet the technical requirements of discharging heavy mud from wellbore,reservoir transformation and oil pro⁃duction.The performance of temporary plugging material was experimentally studied.The results show that the well completion technolo⁃gy can solve the existing technical problems and has good application prospects.

Key words horizontal well;completion technology;replacement mud;temporary plugging screen pipe;soluble alloy

2019年4月第35卷第4期

石油工业技术监督

Technology Supervision in Petroleum Industry

Apr.2019Vol.35No.4

气举阀泵座气锚防掉喇叭口

1

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1-移动式制氮注氮设备；

2-油管

3-气举排液一体化工作筒；4-气举阀；5-套管；6-筛管；7-导锥

（a ）替泥浆与气举一次管柱技术（b ）和替泥浆、气举转抽一体化技术

图1目前完井管柱

替泥浆与气举诱喷一次管柱技术是通过清水正洗井替出井内泥浆，环空注气实现诱喷。将气举阀下到悬挂器以上直井段内，充分利用地层能量，减轻近井地带油层污染（图1）。该工艺适应于具备自喷能力的油井，实施首先进行正洗井清水替泥浆，降低井底压力后如果能够自喷则直接投产，若不喷则直接从环空注气进行气举诱喷，最终实现自喷生产。

替泥浆、气举、转抽一体化技术是将气举管柱和杆式泵外工作筒等工具一趟管柱下井，首先进行正洗井替泥浆和气举诱喷作业，如果通过诱喷能够自喷则自喷生产，如果不能自喷或停喷后，不动管柱，直接下入杆式泵就可以转抽生产（图1b）。该工艺技术实现了从自喷生产到机采的方便转换，有效衔接了完井和投产2个重要环节，有效减少了油层污染，缩短投产周期。

2存在的难点及问题

对潜山油藏未能正常生产的水平井进行了分析和研究，认为主要存在以下的问题。

2.1钻完井身结构复杂

兴古潜山油田以水平井为主，生产层段2335~ 4680m，多数采用裸眼完井，油井上部套管尺寸为244.48mm(95/8″)，下部悬挂168.28mm(65/8″)尾管，该套管组合给以后进行措施改造带来诸多困难。完井管柱排出井筒液体时排液深度不够，井筒和油层内钻井液有残留，且无法全部排出。

2.2井筒堵塞严重

辽河油田兴古区自2008年转人工举升以来，由于潜山油藏特殊的地质油藏特点、油井结构及流体性质，前期实施的多井次均未能正常生产，如兴古7-H202Z井作业起管柱检泵发现叶导轮、流道、泵入口处严重结垢，形成堵泵。通过室内试验，分析了垢样主要成分，认为结垢的类型主要为Ca2+和Mg2+型。结合兴古潜山的地质和开发状况对结垢现象进行了分析，认为结垢原因主要为水的不相容性造成结垢。首先，残留钻井液与地层水相遇，由于水的不相容性产生结垢。在钻井过程中密度较高的钻井液漏失地层严重，通过兴古区6口井井液捞样分析后确定矿化度在6000~20000mg/L，水型为CaCl2型。兴古区大部分油井已经见水，兴古7-10井筒捞样化验分析，是NaHCO3水性，为地层水。其次，不同储集层合采，由于水的不相容性，可能会有硫酸盐垢生成。再次，由于兴古区油井压力系数较高且处于城区，井控风险较大，施工过程中需要用卤水压井，压井液进入井筒也容易形成结垢。该水体有碳酸钙结垢趋势，但结垢为轻度结垢。

2.3油井结蜡

井区油井结蜡较严重，最多每天人工清蜡2次，清至800m，结蜡点在20~1000m。结蜡原因主要是井筒温度降低导致原油含蜡凝固析出。

2.4储层改造

兴古潜山深层储层存在岩性特殊、井况复杂，压裂起裂点选择受限等问题，对压裂工艺等提出了更高的要求。兴古潜山自开发以来压裂层占试油层数的89%，压裂投产占新井总投产的86.9%，增油效果显著。与直井相比，潜山水平井由于井段长和储集层岩性特殊的问题，采取压裂措施存在漏失量大，造缝不充分甚至压不开缝的问题,使潜山水平井压裂成为困扰潜山高效开发的重要难题。

2.5区块井控风险较高

兴古潜山大部分油井地处城区，且油井压力系数高，含油目的层段压力和温度属于同一正常温度和压力系统，平均压力系数为1.1，周围50m范围内均有居民居住，井控风险较高，地面空间有限，工艺实施受到较大限制。

3新型完井管柱研究

3.1完井工艺的研制

针对兴古潜山深层巨厚潜山油藏开发过程中存在问题，在无成熟经验借鉴的基础上，需要开展各项新技术研究[5]，新研制的完井管柱主要包括油管挂、油管、封隔器、气举阀、暂堵筛管等。

该完井工艺的主要步骤是：①地面配置完井管柱，管柱下至水平井段坐油管挂，装采油树；②反循环替换出井筒以及油管内部的重泥浆；③油管正打压注入酸性液体，将暂堵筛管的可溶蚀部分溶蚀掉；使得筛管孔眼内外连通，形成增产改造及生产通道；④按照操作规程坐封封隔器；对于井控风险较小或不需要改造的井，可采用开式管柱，不用下入封隔器；⑤储层需要改造时，通过油管将改造液经筛管孔眼挤入储层；完成改造后，如果能够自喷生产则直接投产，如果不能自喷则通过环空气举诱喷生产。

通过该工艺的实施，可以将水平段或直径射孔段以下的重泥浆完全替出，同时可以满足储层改造和快速投产的需要，相比目前常规的完井工艺具有较大的优越性，可以保证较好的生产效果。

3.2暂堵筛管的结构设计

为了配套该完井工艺，针对性地设计了完井的

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