墩1H鉆桿完井水平井試油方法探索及實踐

劉 鵬，劉博峰，楊洪瑞，胡學恒

（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區，甘肅玉門735200）

墩1H鉆桿完井水平井試油方法探索及實踐

劉 鵬*1，劉博峰1，楊洪瑞1，胡學恒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區，甘肅玉門735200）

墩1H井是玉門油田一口側鉆水平井，最大井斜92.4°，該井采用鋼級s135×壁厚9.19mm× 127mm鉆桿完井，鉆桿本體內徑108mm,接頭內徑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新的挑戰。通過調研國內外試油、壓裂新技術，在對鉆桿完井水平井試油難點分析的基礎上，研究采用水力噴砂射孔、連續油管氣舉及近井暫堵分段壓裂等工藝，成功實現了該井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場經驗。

鉆桿完井；水平井；縫網壓裂；水力噴射；連續油管

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造帶上的一口側鉆水平井，完鉆井深3560m,最大井斜92.4°。由于該井位于斷裂破碎帶上，鉆井過程中多次鉆遇斷層，共計發生井壁坍塌卡鉆事故4次。2014年2月15日，完鉆后下?215.9mm三牙輪鉆頭通井時遇阻，活動解卡無效（最大上提拉力180t）發生第5次卡鉆，隨后采用原通井鉆具固井完井，完井深度3351.33m。

2 試油難點分析

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

（2）本井位于受斷層控制的地層破碎帶上，鉆井過程中多次發生地層坍塌現象，井眼擴徑嚴重，平均井徑擴大率為13.26%，最大擴徑29%；測井解釋儲層段裂縫發育，采用小尺寸鉆桿固井完井，環空水泥環較厚，且固井水泥對儲層存在一定程度污染，常規射孔槍受井眼尺寸限制，較難實現穿透鉆桿和水泥環達到溝通地層的目的。墩1H井井徑測井數據見表1。

表1 墩1H井井徑測井數據表

（3）目前國內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作進行分段壓裂為主，由于該井采用鋼級s135×壁厚9.19mm×127mm鉆桿完井，鉆桿本體內徑108mm,接頭內徑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，一旦發生卡工具事故，解卡處理復雜，施工風險較大。

3 試油工藝選擇及針對性措施

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

3.1 通洗井

（1）新型通井規（圖1）通井。針對墩1H井大斜度鉆桿完井實際，井眼尺寸小且存在多個臺階面，常規水平井橄欖形通井規起下過程中摩阻大，長度受井眼狗腿限制，通過能力較差，難以滿足后續水力噴射工具入井要求；研究自制帶倒角的螺旋通井規，進一步減少通井規與井壁的接觸面積，增大水力循環通道，在保證通井要求的同時，減少卡鉆風險。

（2）2次通井設計。針對該井鉆桿固井井眼水泥殘留問題，設計2次通井工序，第一次采用連續油管光管通井，硬探泥面位置，利用連續油管的高通過性在替漿探底的同時對鉆桿內壁進行初步清掃；第二次采用連續油管+通井規+旋流沖洗頭通洗井，旋流噴射器配置5個2.4mm噴嘴，設計排量250～280L/min，對應噴射速度180～200m/s，利用水力噴射的方式對鉆桿內壁結垢及殘余水泥環進行強力清掃。

圖1 新型水平井通井規

3.2 射孔

經過連續油管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、穿透深等技術優勢，實現井筒與儲層的有效溝通；水力噴射工具串結構：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，減少儲層傷害。

3.3 排液求產

針對該井儲層低滲透特征，水力噴射完畢，立即采用連續油管氮氣氣舉工藝進行排液求產，設計最大舉深2200m,利用連續油管氣舉作業效率高、井底回壓降低慢的優點，進一步疏通地層，準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采取連續油管水力噴砂射孔，利用噴砂射孔的深穿透和造縫功能，結合壓裂要求進行分簇射孔，實現井筒與儲層的徹底溝通；②每段主壓裂前，低排量擠前置鹽酸10m3，進一步溝通天然裂縫、解除近井地帶污染。

（2）近井暫堵分段改造。調研引進哈里伯頓近井地帶暫堵轉向復雜縫網壓裂技術AccessFrac PD，利用特有的不同粒徑組合的暫堵轉向劑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行有效的橋堵，使后續壓裂在未壓裂分簇射孔井段重新延伸，實現各試油層段逐次壓裂。壓后轉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）縫網壓裂技術。墩1H井儲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較低，為典型的低孔低滲儲層，因此壓裂采用低粘液體、大液量、大排量縫網壓裂改造思路，通過射孔及壓裂參數優化，盡可能形成縱橫交錯的網狀縫，實現低滲儲層的有效改造；施工采用稀膠液和交聯壓裂液組合泵注方式，在增大壓裂改造體積的同時，兼顧裂縫導流能力。

4 現場施工情況

2014年5月2日連續油管車配套完畢，井口試壓合格后采用連續油管光管探人工井底3305m,替漿完下旋流沖洗工具及通井規通井至井深3293m合格，徹底洗井后采用連續油管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6h，一趟管柱完成3段15簇射孔，射孔完連續油管試擠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，采用連續油管反氣舉排液求產，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技術進行壓裂，施工壓力40.1～61.7MPa，排量4.3～6.5m3/min，三段壓裂液用量2661.6m3，累計加砂104.2m3，最高砂比25%。壓后2mm油嘴自噴排液，初產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），甘肅慶陽人，工程師，現從事試油管理、壓裂措施增產工作。