新型潛山油藏水平井完井工藝研究

賈俊敏

中國石油遼河油田分公司 （遼寧 盤錦 124010）

水平井技術已經應用到了包括邊底水油藏、薄油藏、低滲透油藏等幾乎所有類型油氣藏，解決了邊、底水油藏高效開發的技術瓶頸，建立了油藏經濟開發的經典模式，提高了薄層低豐度邊際油田開發的經濟效益。截至目前，水平井開發對整個油田的增產和穩產發揮著重要的作用。遼河油田水平井完井技術隨著不斷攻關研究和發展完善，為遼河水平井開采提供了有力的技術支持。潛山油藏油氣井鉆井過程中，為保證井控安全，需采用重泥漿壓井[1-2]。由于完井管柱通常不能下入到人工井底，鉆井重泥漿在完井段沉積，不能有效地排出到地面，完井段通常聚集大量鉆井泥漿，目前的完井方式不能解決該問題，為了高效開發水平井，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換出原井重泥漿。針對該類問題，開發了一種新型的水平井完井方法，能夠有效克服或者避免現有技術存在的問題。新型管柱入井后既可以有效實現將井筒及油管內的重泥漿充分循環替出，又可以滿足儲層改造及后期生產、沖砂的要求，大幅縮短作業周期，節約作業費用，提高水平井開發整體經濟效益。

1 水平井完井方法

目前，潛山油藏的投產技術主要分2種，水平井替泥漿與氣舉誘噴一次管柱技術和替泥漿、氣舉、轉抽一體化技術。自噴階段結束后轉電泵生產[3-4]。

圖1 目前完井管柱

替泥漿與氣舉誘噴一次管柱技術是通過清水正洗井替出井內泥漿，環空注氣實現誘噴。將氣舉閥下到懸掛器以上直井段內，充分利用地層能量，減輕近井地帶油層污染（圖1）。該工藝適應于具備自噴能力的油井，實施首先進行正洗井清水替泥漿，降低井底壓力后如果能夠自噴則直接投產，若不噴則直接從環空注氣進行氣舉誘噴，最終實現自噴生產。

替泥漿、氣舉、轉抽一體化技術是將氣舉管柱和桿式泵外工作筒等工具一趟管柱下井，首先進行正洗井替泥漿和氣舉誘噴作業，如果通過誘噴能夠自噴則自噴生產，如果不能自噴或停噴后，不動管柱，直接下入桿式泵就可以轉抽生產（圖1b）。該工藝技術實現了從自噴生產到機采的方便轉換，有效銜接了完井和投產2個重要環節，有效減少了油層污染，縮短投產周期。

2 存在的難點及問題

對潛山油藏未能正常生產的水平井進行了分析和研究，認為主要存在以下的問題。

2.1 鉆完井身結構復雜

興古潛山油田以水平井為主，生產層段2 335～4 680 m，多數采用裸眼完井，油井上部套管尺寸為244.48 mm(95/8″)，下部懸掛168.28 mm(65/8″)尾管，該套管組合給以后進行措施改造帶來諸多困難。完井管柱排出井筒液體時排液深度不夠，井筒和油層內鉆井液有殘留，且無法全部排出。

2.2 井筒堵塞嚴重

遼河油田興古區自2008年轉人工舉升以來，由于潛山油藏特殊的地質油藏特點、油井結構及流體性質，前期實施的多井次均未能正常生產，如興古7-H202Z井作業起管柱檢泵發現葉導輪、流道、泵入口處嚴重結垢，形成堵泵。通過室內試驗，分析了垢樣主要成分，認為結垢的類型主要為Ca2+和Mg2+型。結合興古潛山的地質和開發狀況對結垢現象進行了分析，認為結垢原因主要為水的不相容性造成結垢。首先，殘留鉆井液與地層水相遇，由于水的不相容性產生結垢。在鉆井過程中密度較高的鉆井液漏失地層嚴重，通過興古區6口井井液撈樣分析后確定礦化度在6 000～20 000 mg/L，水型為CaCl2型。興古區大部分油井已經見水，興古7-10井筒撈樣化驗分析，是NaHCO3水性，為地層水。其次，不同儲集層合采，由于水的不相容性，可能會有硫酸鹽垢生成。再次，由于興古區油井壓力系數較高且處于城區，井控風險較大，施工過程中需要用鹵水壓井，壓井液進入井筒也容易形成結垢。該水體有碳酸鈣結垢趨勢，但結垢為輕度結垢。

2.3 油井結蠟

井區油井結蠟較嚴重，最多每天人工清蠟2次，清至800 m，結蠟點在20～1 000 m。結蠟原因主要是井筒溫度降低導致原油含蠟凝固析出。

2.4 儲層改造

興古潛山深層儲層存在巖性特殊、井況復雜，壓裂起裂點選擇受限等問題，對壓裂工藝等提出了更高的要求。興古潛山自開發以來壓裂層占試油層數的89%，壓裂投產占新井總投產的86.9%，增油效果顯著。與直井相比，潛山水平井由于井段長和儲集層巖性特殊的問題，采取壓裂措施存在漏失量大，造縫不充分甚至壓不開縫的問題,使潛山水平井壓裂成為困擾潛山高效開發的重要難題。

2.5 區塊井控風險較高

興古潛山大部分油井地處城區，且油井壓力系數高，含油目的層段壓力和溫度屬于同一正常溫度和壓力系統，平均壓力系數為1.1，周圍50 m范圍內均有居民居住，井控風險較高，地面空間有限，工藝實施受到較大限制。

3 新型完井管柱研究

3.1 完井工藝的研制

針對興古潛山深層巨厚潛山油藏開發過程中存在問題，在無成熟經驗借鑒的基礎上，需要開展各項新技術研究[5]，新研制的完井管柱主要包括油管掛、油管、封隔器、氣舉閥、暫堵篩管等。

該完井工藝的主要步驟是：①地面配置完井管柱，管柱下至水平井段坐油管掛，裝采油樹；②反循環替換出井筒以及油管內部的重泥漿；③油管正打壓注入酸性液體，將暫堵篩管的可溶蝕部分溶蝕掉；使得篩管孔眼內外連通，形成增產改造及生產通道；④按照操作規程坐封封隔器；對于井控風險較小或不需要改造的井，可采用開式管柱，不用下入封隔器；⑤儲層需要改造時，通過油管將改造液經篩管孔眼擠入儲層；完成改造后，如果能夠自噴生產則直接投產，如果不能自噴則通過環空氣舉誘噴生產。

通過該工藝的實施，可以將水平段或直徑射孔段以下的重泥漿完全替出，同時可以滿足儲層改造和快速投產的需要，相比目前常規的完井工藝具有較大的優越性，可以保證較好的生產效果。

3.2 暫堵篩管的結構設計

為了配套該完井工藝，針對性地設計了完井的可溶蝕暫堵篩管，設計結構如圖2所示，設計思路是參照目前常用的打孔篩管結構，篩管本體為88.9mm（3 1/2″）或73.03mm（2 7/8″）規格,篩管孔眼沿著管體螺旋分布，以保證管體的強度，管體材質為P110鋼，孔眼直徑為Φ16mm的細牙螺紋孔，每米16孔，可溶孔塞選擇易被酸溶蝕的厚度4 mm或者5 mm的鎂合金材料[6],在可溶孔塞上安裝耐高溫密封件，與可溶篩管本體實現密封。篩管兩端為直連型雙級扣，入井前篩管安裝可溶蝕暫堵孔塞，完井時替出井底重漿，改造前擠入酸性液體將篩管安裝的可溶孔塞全部溶解，與產層連通。

圖2 暫堵篩管及孔塞設計結構圖

4 新型水平井完井篩管的實驗研究

本實驗的目標是與常規的P110鋼材料進行對比驗證酸溶材料的溶蝕性能，借鑒國內井下暫堵材料的相關研究成果，本實驗優選采用易溶于弱酸的鎂合金材料，根據優選出的酸溶材料和常規的P110鋼進行溶蝕性對比，取不同厚度的實驗樣品用水砂紙進行打磨后進行酸溶解實驗。

4.1 酸溶材料樣品及P110鋼樣品的耐弱酸腐蝕實驗

本次實驗目的是根據優選的鎂合金暫堵材料，驗證其溶解性能，確保30～40 min內完全溶解。實驗采用P110鋼、酸溶暫堵合金金屬材料進行對比實驗。樣片尺寸分別取Φ15 mm的圓片試樣，厚度分別為4 mm，5 mm，實驗溫度為110℃、130℃、150℃，酸液體成分12%HCl+3%HF+5%緩蝕劑，實驗時間30 min，實驗壓力6MPa，實驗前樣片（圖3、圖4）。

圖3 鎂合金材料樣片

圖4 P110鋼材料樣片

110℃條件下酸溶腐蝕速率記錄如表1所示，根據實驗結果，110℃酸溶試驗結束后，鎂合金材料已經完全溶解，常規的P110鋼清洗后未見明顯變化。

同樣，在130℃和150℃酸溶實驗完成后，優選的暫堵鎂合金材料均完全溶解，常規的P110鋼清洗后未見明顯變化，對P110鋼進行厚度校核結果見表2，可見考慮清洗和打磨的損耗，P110鋼基本無變化。

4.2 酸溶合金材料耐泥漿腐蝕性能實驗

采用與酸腐蝕實驗一致的樣片，實驗溫度為150℃，泥漿密度1.5 g/cm3，黏度60 mPa·s，氯根40 000 mg/L，試驗時間48h。由圖5可見，實驗完成后,酸溶材料試樣表面呈灰黑色，已失去金屬光澤，但表面仍然光滑，且可見試驗前打磨痕跡，所有試樣基本無腐蝕，如表3所示樣片有輕微的增重。

圖5 泥漿腐蝕后的可溶合金樣片

表1 鎂合金材料腐蝕速率統計

表2 P110鋼材料腐蝕數據

表3 合金材料耐泥漿腐蝕數據

5 應用驗證

新投產井MG15井實施該工藝后順利完成儲層改造及試油投產，替泥漿后日產油30 t，日產氣8 000 m3,與該區塊同類井投產情況比較，提產30%，充分證實了該工藝的顯著應用效果，為該區塊新井開發提供了新的技術支撐，為實現潛山油藏高效開發提供了關鍵技術，同時為國內同類油藏完井提供了一條新途徑。

6 結論和建議

1）新開發的水平井暫堵篩管完井工藝能夠有效排出潛山油藏鉆井重泥漿，解決目前存在的井筒結垢堵塞、儲層污染等問題。

2）優選的鎂合金暫堵可溶孔塞在弱酸環境下能夠快速溶解，在常規泥漿中不會腐蝕,滿足生產技術需求。