新型潜山油藏水平井完井工艺研究
大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术
大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术1. 引言1.1 背景介绍大港油田位于中国大港市，是中国南方最大的海上油田之一，具有丰富的石油资源。
近年来，随着油气勘探开发的不断深入，对于钻井技术的要求也越来越高。
古潜山井歧古11x1钻完井技术作为大港油田的重要钻井技术之一，为油田的开发提供了重要支撑。
古潜山井歧古11x1钻完井技术是一种高效、低成本的钻井技术，具有较高的技术难度和要求。
通过对钻井设计、钻井工艺流程、钻井液选用、地质工作以及钻井技术参数的深入研究和优化，可以最大程度地提高钻井效率，减少钻井成本，保证钻井安全。
本文旨在对古潜山井歧古11x1钻完井技术进行系统的介绍和总结，为大港油田的钻井工作提供参考和借鉴。
通过对该钻井技术的研究，可以更好地理解其原理和特点，为今后的钻井工作提供有力支持。
1.2 研究目的本研究旨在探讨大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术，通过对该钻井设计、工艺流程、钻井液选用、地质工作和钻井技术参数进行深入分析，以期总结出一套高效、安全、科学的钻井完井技术方案。
研究目的包括但不限于：提高古潜山井歧古11x1钻井的钻井效率，降低钻井成本，保证钻井质量和安全，提升油田开发的整体效益。
通过本研究的实验和实践，将不断优化完善现有的钻井技术，为地质勘探和油田开发提供有力支持，为大港油田的未来发展奠定良好的基础。
希望通过本研究能够为我国油田勘探和生产领域的技术提升做出贡献，推动我国油气产业的健康发展。
2. 正文2.1 古潜山井歧古11x1钻井设计古潜山井歧古11x1钻井设计是钻完井技术中一个重要的环节，其设计的合理性直接影响着钻井的顺利进行以及最终的产量。
在大港油田，针对该区域地质情况和油层特点，钻井设计团队经过充分的调研和分析，制定了相应的设计方案。
钻井设计团队充分考虑了古潜山井歧古11x1钻井的井轨线布置，包括井深、井径、井斜等参数的确定。
通过对地质资料和勘探数据的分析，确定了最佳的井位和井径，以确保后续的钻井工艺可以顺利进行。
静北潜山油藏开发中后期阶段性稳油控水研究及效果
何建林 （ 中油辽河 油 田分公 司沈 阳采油 厂 ， 辽宁 沈 阳 ｌ １ ０ ３ ０ ０ ）
摘要 ： 静 北 潜 山油藏储层 非 均质性 强 ， １ ９ ８ ８ 年投 入 注水开 ３ ． ２ ． ３“ 同向水进 ” 注水井组采 取“ 强弱交换 ” 调 配方式 发， 多年的注水开发 导致水淹状况加剧 ， 形成优势注水通道 ， 影响 ３ ． ２ ． ４“ 多向受 效” 井组采 取“ 多井 点小幅度” 动态 调配方式 了注水开发效果 。开发到 了中后期 ， 稳定地 层压 力和控 制 油井 ３ ． ２ ． ５ 调配难度大井组采 取“ 提液 、 控液 ” 来改变水驱方 向 含水上 升难度 大 ， 稳 油控 水也有很 大难度 。依 靠精 细化的周期 ３ ． ３完善注采井 网 ， 提高水 驱波 及体积 性注水 、 多元化 的方式进行调 配， 我们 实现 了区决在开发 中后期 静 北潜 山注 水井负担重 的区域完 善注水井 网 ， 减 缓水 井压 的地层压力稳 定、 产能稳 定， 综合含水上升得到有效控 制。 力， 实施安 ２ ３ — ３ ｌ 井、 安２ １ — ３ １ 转注 。 关键词 ： 静 北潜 山油藏 ； 稳油控水 ； 周期性注水 ； 多元化调 配 ３ ． ４开展潜 山分注 安１ ８ — ２ ２ 转油套 分注 之前 ， 注水 压力 ７ Ｍ Ｐ ａ ， 正常 日 注水 ６ ０ 潜 山类油藏开 发初期 的产 量较高 ， 具有 “ 注 水见效快 、 见水 快、 见水后 含水上 升快 ” 三个特 点ｎ ， 注水开 发到达 后期 后含 水 方 ， 转 油套分 注后反注 Ｅ ｔ 注水 ８ ０ 方， 注水 压 力 ８ ． ０ ＭＰ ａ 。正注注 不进， 说 明下部 不吸水 。通 过分 注实验 井也 可以 看出 ， 静 北潜 控制难度较 大。
水平井筛管防砂完井及砾石充填防砂新工艺的研究与应用
术 。该技术利 用裸 眼封 隔器 、分级 箍 、盲板 、洗井阀等特殊完井工具 在 水平井 造斜段实现注水泥 ，根据油藏情况利用裸眼封隔器和 大通径 筛管对 油层部位进行分段完井 。完井时 ，首先对造斜段注水泥 固井 ， 然 后钻除固井盲板 ，最后下入洗井酸化胀封管柱 ， 对油层进行洗井 和
（ ） ８ １ 沾ｌ 块水平井完井方法优选 。
完 井方式 裸 眼 预充 填砾 石筛 管完 井 裸 眼金 属 纤堆 筛管 完井 裸 眼烧 蛄 陶瓷 筛管 完井 裸 眼金 属毡 缔管 完井 裸 眼 井下砾 石充 填 完井 开 井产量 （ ／ 经 济效益 ｆ 吨 天） 万元１ ５ ３ ２ ０ ５ ３ ４ ４ ５ ３９ ６ ５ ４６ ７ ６ ８６ ５ １８ １ ｏ ４１ ３ １５ ２ ８ ５０ ０ １２ ７ ４ ５８ ２ １ ５４ ３ ５９ Ｓ １３ ３ ２ ９６ ６ 生产 时 闻（ 天） ９ ２ １６ ０ ０ ９ ２ １６ ０ Ｏ ９ ２ １６ ０ Ｏ ９ ２ １６ ０ Ｏ ９ ２ １６ ０ ０
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图 ９ 井段 ２ ８￣２６ ｍ页 岩段 地 层 厚度 校 正 ４８ ５ ４
本 井在井段２８ ～ ５ ４ 录取页岩层 ，录取地层厚度为７ ｍ， （ ４８ ２６ｍ ６ 见 图９ ）井段换算 成垂深２ ０ ～ ４ ０ ４ ０ ２ ２ ｍ，垂厚为２ ｍ，其实这个 厚度仅仅 ０ 为一 个视厚度 ，在图 中表 现为Ｈ ＡＨ 与 的和 ，如果要求 出真实地层 厚 度还 得消除地层 倾角带来 的影响 ，本层在轨 迹方 向地 层倾角为３ ， 。 那 么就 得用地层倾 角消 除地层下倾带来地层 增厚影响 。ＡＨ＝ （ 层底 水平位移一 层顶 水平位 移 ）× ｇ 。 ，ＡＨ＝５ ×ｔ 。 ＝２ ｍ，得 出 ｔ３ ２ ｇ ３ ． ７ 地层 真实厚 度为１ ．ｍ。 ７３ （ ）引入特殊 录井手段 。非常规 油气勘探打破 了常规油气 录井 ５ 石油地质理论 ，引入一些特殊的录井方法尤其 重要 ，本井在录井过程 （ １４ ） 接 ０ 页 粘度 。根据砾 石充填机理 与固液两相 流理论 ，建立了水 平井砾石充填数模 ，研究 各参数对砾 石充填的影响 ，以达到充填防砂 施工 各参数 的最优 。沾 ｌ 块方案设 计用２ ８ ％防膨 抑砂剂配 成２ ｍ ８ ℃ ５ ） （ 以上本地 热污水溶 液挤前置液 ，携 砂液为 １０ 防膨清洁压 裂液 ，设 ８ ｍ
桩西古潜山超低压碳酸盐岩油藏钻井技术探讨
第30卷第2期2002年4月 石 油 钻 探 技 术PETROL EUM DR I L I N G T ECHN I Q U ESV o l.30,N o.2A p r.,2002收稿日期:2001210222作者简介:马英俊(1961—),男,山东寿光人,1983年毕业于兰州大学地质系区域地质专业,高级工程师,现在中国科学院长沙大地构造研究所攻读博士学位。
联系电话:(0546)8489800!钻井与完井#桩西古潜山超低压碳酸盐岩油藏钻井技术探讨马英俊(胜利石油管理局桩西采油厂,山东东营 257037)摘 要:概述了我国东部古潜山地层典型地质结构特点,从地质构造特征入手分析了古潜山地层储层油气性和二次(三次)开发中存在的问题,并给出了该区二(三)次开发(阶段)中提高油气采收率,进一步开发剩余油区、死油区等可以借鉴的钻井技术。
关键词:古潜山油气藏;碳酸盐岩油气藏;小眼井;导向钻井;定向井;防止地层损害中图分类号:T E31313;T E349 文献标识码:B 文章编号:100120890(2002)022*******1 概 述中国石油化工集团公司与马来西亚云顶石油天然气(中国)有限公司合作,进行提高桩西古潜山采收率作业项目的研究。
2001年3月28日,对桩西一口老井——Z12027井进行加深钻井作业,在施工后期,因地层压力已异常低,地层漏失严重,部分井段套管因年代久远而破裂折断,射孔段出水出砂。
又因沉砂卡钻漏失,造成套管进一步严重变形,最终导致井眼报废,造成几千万元的经济损失。
该井的失败给作业者提出了一些新的问题:老井提高采收率的改造方向和技术、如何选择可改造的老井等。
在地层压力系数仅013～017的桩西古潜山油藏二次开发阶段,在具有裂缝和孔隙双重介质的超低压碳酸盐岩油藏中,如何应用新的钻井技术、工艺、方法和材料,顺利实施科学钻井作业,保护好油层,探索出一条提高油藏采收率的技术方法,进而指导该地区特殊油藏类型实施二次开发,具有重要和现实意义。
完井方法——精选推荐
完井⽅法完井⽅法1、裸眼完井裸眼完井是油⽓井套管下⾄到⽣产层顶部然后固井，⽣产层段完全裸露，油⽓流动效率⾼，⼀般分为先期裸眼完井、后期裸眼完井。
先期裸眼完井是钻头钻⾄油层顶界附近后，下套管柱⽔泥固井。
⽔泥浆上返⾄预定设计⾼度后，再从套管中下⼊直径较⼩的钻头，钻穿⽔泥塞，钻开油层⾄设计井⾝完井。
先期裸眼完井⽰意图1—表层套管2—⽣产套管3—⽔泥环4—裸眼井壁5—油层后期裸眼完井⽅式是不更换钻头，直接钻穿油层⾄设计井深，然后下套管⾄油层顶界附近，注⽔泥固井。
固井时，为防⽌⽔泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换⼊低失⽔、⾼粘度的钻井液，以防⽔泥浆下沉。
后期裸眼完井⽰意图1－表层套管2－⽣产套管3－⽔泥环4－套管外封隔器5－井眼6－油层先期裸眼⽐后期裸完经优越在于：排除了上部地层的⼲扰，为采⽤清⽔或符合产层特点的洗井液打开油⽓层创造了条件；缩短了洗井液对对产层的浸泡时间，减少油⽓层污染；钻开产层后，如遇到复杂情况，可将钻柱起到套管内进⾏处理；消除⾼压油⽓层对固井质量带来的影响。
优点：1)油层完全裸露，整个油层段井径都可以开采；2)成本预算低；3)⽓井完善系数⾼；4)储层不受⽔泥浆侵蚀伤害，减少油⽓层污染；5)⼀般不需要射孔，减少射孔污染；6)井眼容易再加深，并可转为衬管完井；后期采⽤砾⽯充填可保持⾼产。
缺点：1)⽣产过程时容易产⽣井壁坍塌、堵塞、埋没或者部分埋没⽣产层；2)⽓井后期的修井⼯作艰难；3)不利于分层测试和开采；增产措施效率低长裸眼井段不利于实施分段酸化、分段注⽔；4)不能克服井壁垮塌和油层出砂对油井⽣产的影响；5)不能产层范围内不同压⼒油、⽓、⽔层的相互⼲扰；6)先期裸眼完井在未打开油⽓层时就固井，对油层情况还不够清楚，7)打开油⽓层时遇到特殊情况，会给钻井和⽣产造成⿇烦；8)后期裸眼完井不能消除泥浆对产层的污染。
适应地质条件：1)岩性坚硬、致密，井壁稳定不易坍塌的碳酸岩盐岩、砂岩储层；2)单层开采的储层或岩性⼀致的多层储层；3)⽆⽓顶、⽆底⽔、⽆含⽔夹层及易跨塌的夹层储层；4)不需要实施分隔层段及选择性处理的油层。
大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术
大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术大港油田古潜山井是中国大陆的一个大型油田，位于中国辽宁省大连市大港区，是中国第一口陆上油井。
古潜山油田于1964年发现油气，是中国大陆陆上最早发现的油气田之一。
古潜山11×1井是在古潜山油田中钻探的一口油井。
井眼设计深度为4000米，井径为11英寸，是一口垂直井。
井眼设计深度为4000米的古潜山11×1井是一口深井，需要采用先进的完井技术来保证井口的完整性和井筒的稳定性。
完井技术是钻井过程中的最后一个环节，主要包括井口装置、固井、封隔器等。
井口装置是用于控制井口流体的设备。
在古潜山11×1井中，采用了一套先进的井口装置，包括防喷器、井口活塞和井口安全阀等。
这些装置能够在井口发生意外情况时迅速封闭井口，防止井涌和井喷的发生，保证井口的安全。
固井是用于保持井眼稳定和防止井筒漏失的工艺。
在古潜山11×1井中，固井主要是通过注水泥来实现的。
注水泥需要按照一定的比例混合水泥浆，在井筒中注入并加压固化。
这样可以有效地控制井筒的稳定性，防止井筒的塌陷和漏失。
封隔器是用于油井分区、封闭和控制流体的设备。
在古潜山11×1井中，封隔器主要包括套管封隔器和射孔封隔器两种。
套管封隔器是用于分区和防止井口流体的混合，射孔封隔器是用于封闭井筒并控制井底流体的流动。
这些封隔器能够保证油井的安全生产，防止油井产出的油气逸失和混合，提高油井的采收率。
古潜山11×1井的钻井和完井技术是中国陆上油田开发的重要技术之一。
通过先进的完井技术，可以确保油井的安全生产和高效采收，提高油田的开发效益。
这些技术也为中国陆上油田的开发提供了宝贵的经验和参考。
潜山油藏水平井套管开窗侧钻技术
关键 词 ： 山油藏 ； 潜 水平井 ； 套管开窗侧钻 ； 小井 眼
中 图 分类 号 ： Ｅ ４ Ｔ ２３ 文 献标 识 码 ： Ａ
马４ ２平 ２井 是位 于古 潜 山构造 的一 口水 平井 ，
设计 在井 深 ２ １ ． ０ ｍ、 斜 ６ ．５ 的 ０ ７ ． ｍ ６７ ２ 井 ４７。 １７ ８ ｍ
具 、 器 的性能 和稳定 性进 行 了验证 ， 仪 逐步 摸索 出 了 适用 于潜 山 油 藏 的 小 尺 寸 套 管 开 窗 侧 钻水 平 井 技 术 。马 ４ ２平 ２井 的成 功完 钻 为 古潜 山小井 眼套 管 开 窗侧 钻水平 井 的实 施 提供 了技 术 资 料 ， 进 一 步 为 完 善小井 眼施 工技 术奠定 了基 础 。
潜 山油 藏 水 平 井套 管 开 窗侧 钻 技术
王 恒 曾 延 传云 张 顺 刘月 吕 忠 柄 军 志
（ 华北石油管理局钻 井工程技 术服务处 ， 河北任丘 ０ ２５ ） ６ ５ ２
摘要 ： ４ 马 ２平 ２井是华北石油管理局第 １口独 立设计、 立施 工完成 的在 １７８ｍ 套管 内开窗侧 钻的小井 独 ７ ． ｍ 眼侧钻 水平 井， 目的是开发古潜山地层油气藏。选择 在清 白口 系的长龙 山组 致密地层 （ ６ ７ｍ） ２ １ 下入 斜 向器， 用 使 铣锥 开窗侧钻 、 钻降斜、 侧 稳斜 、 增斜进入 潜山地层 ， 在施工 中合理选 用 ０ ５ ｍ斜 向器 ， １２ｍ 配合使 用无线随钻测斜仪
２４ 水 平位 移 ４０ ６ 钻 成 了华 北 石 油 管 理 ９０ｍ， ５ ．２ｍ， 局 内第 １口 ０ ７ ． ｍ 套 管 开 窗侧 钻 水 平 井一 马 １７ ８ｍ ４ ２平 ２井 。该 井 在 开 窗成 功后 采 用 先 进 的 导 向钻 井 系统 ， 以合 理 有效 的技术 措施 ， 配 保证 了施 工 的顺 利 进行 ， ０ ５ ． ｍ 小 井 眼 轨 道得 到有 效 控 制 ， 使 １２４ｍ
叠置水平井开发潜山油藏数值模拟研究与实践
2010年9月断块油气田Numerical simulation study and practice on buried-hill reservoir development with overlapped horizontal wellZhou Wanshan(Research Institute of Exploration and Development,Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin 124010,China)Abstract:Block XG7of Xinglongtai Oilfield is a buried hill oil reservoir discovered in recent years.This reservoir has the characteristics of special geological condition,old formation,complex internal structures,diverse lithology,huge pay layer and strong heterogeneity.Unique geological conditions bring enormous challenges to reservoir development.Faced with a number of negative factors and aimed at low development degree of vertical wells,researchers present development from separate zones with overlapped horizontal well and optimize the key parameters of overlapping way of horizontal wells,vertical spacing,horizontal segment length and water injection through innovative,preliminary practice and numerical simulation studies.Practice proves that it is feasible to use overlapped horizontal wells and achieves a good development effect.The successful development of XG buried-hill reservoir provides a reference for similar reservoir development.Key words:numerical simulation,overlapping,horizontal well,buried hill reservoir.XG7块开发目的层为兴隆台太古界潜山，是具有双重介质特征的裂缝性储层［1-3］，区域构造裂缝以中高角度裂缝为主，油藏埋深2335～3960m ，油层从潜山顶部到底部均有发育。
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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；AbstractAimingattheproblemsofreservoirpollution,wellborescalingandproductivitydeclinecausedbyinadequatedischargeofdrillingfluidduringthedevelopmentofhightemperatureandhighpressurehorizontalwellsinLiaoheburiedhillreservoir,anewhori⁃zontalwellcompletiontechnologywasdesigned.Adownholetemporarypluggingscreenpipewasdeveloped,whichcanreplacemudinhorizontalwellsectionandmeetthetechnicalrequirementsofdischargingheavymudfromwellbore,reservoirtransformationandoilpro⁃duction.Theperformanceoftemporarypluggingmaterialwasexperimentallystudied.Theresultsshowthatthewellcompletiontechnolo⁃gycansolvetheexistingtechnicalproblemsandhasgoodapplicationprospects.Keywordshorizontalwell;completiontechnology;replacementmud;temporarypluggingscreenpipe;solublealloy
2019年4月第35卷第4期石油工业技术监督TechnologySupervisioninPetroleumIndustryApr.2019Vol.35No.4
气举阀泵座气锚防掉喇叭口
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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
贾俊敏：新型潜山油藏水平井完井工艺研究··11石油工业技术监督
可溶蚀暂堵筛管，设计结构如图2所示，设计思路是参照目前常用的打孔筛管结构，筛管本体为88.9mm（31/2″）或73.03mm（27/8″）规格,筛管孔眼沿着管体螺旋分布，以保证管体的强度，管体材质为P110钢，孔眼直径为Φ16mm的细牙螺纹孔，每米16孔，可溶孔塞选择易被酸溶蚀的厚度4mm或者5mm的镁合金材料[6],在可溶孔塞上安装耐高温密封件，与可溶筛管本体实现密封。筛管两端为直连型双级扣，入井前筛管安装可溶蚀暂堵孔塞，完井时替出井底重浆，改造前挤入酸性液体将筛管安装的可溶孔塞全部溶解，与产层连通。4新型水平井完井筛管的实验研究本实验的目标是与常规的P110钢材料进行对比验证酸溶材料的溶蚀性能，借鉴国内井下暂堵材料的相关研究成果，本实验优选采用易溶于弱酸的镁合金材料，根据优选出的酸溶材料和常规的P110钢进行溶蚀性对比，取不同厚度的实验样品用水砂纸进行打磨后进行酸溶解实验。4.1酸溶材料样品及P110钢样品的耐弱酸腐蚀实验本次实验目的是根据优选的镁合金暂堵材料，验证其溶解性能，确保30~40min内完全溶解。实验采用P110钢、酸溶暂堵合金金属材料进行对比实验。样片尺寸分别取Φ15mm的圆片试样，厚度分别为4mm，5mm，实验温度为110℃、130℃、150℃，酸液体成分12%HCl+3%HF+5%缓蚀剂，实验时间30min，实验压力6MPa，实验前样片（图3、图4）。
110℃条件下酸溶腐蚀速率记录如表1所示，根据实验结果，110℃酸溶试验结束后，镁合金材料已经完全溶解，常规的P110钢清洗后未见明显变化。同样，在130℃和150℃酸溶实验完成后，优选的暂堵镁合金材料均完全溶解，常规的P110钢清洗后未见明显变化，对P110钢进行厚度校核结果见表2，可见考虑清洗和打磨的损耗，P110钢基本无变化。4.2酸溶合金材料耐泥浆腐蚀性能实验
采用与酸腐蚀实验一致的样片，实验温度为150℃，泥浆密度1.5g/cm3，黏度60mPa·s，氯根40000mg/L，试验时间48h。由图5可见，实验完成后,酸溶材料试样表面呈灰黑色，已失去金属光泽，但表面仍然光滑，且可见试验前打磨痕迹，所有试样基本无腐蚀，如表3所示样片有轻微的增重。