墩1H钻杆完井水平井试油方法探索及实践

刘 鹏，刘博峰，杨洪瑞，胡学恒

（1.玉门油田钻采工程研究院，甘肃酒泉735200；2.玉门油田老君庙作业区，甘肃玉门735200）

墩1H钻杆完井水平井试油方法探索及实践

刘 鹏*1，刘博峰1，杨洪瑞1，胡学恒2

（1.玉门油田钻采工程研究院，甘肃酒泉735200；2.玉门油田老君庙作业区，甘肃玉门735200）

墩1H井是玉门油田一口侧钻水平井，最大井斜92.4°，该井采用钢级s135×壁厚9.19mm× 127mm钻杆完井，钻杆本体内径108mm,接头内径92.8mm,井眼尺寸小且通径不均匀，给试油工具选择及分段压裂施工带来新的挑战。通过调研国内外试油、压裂新技术，在对钻杆完井水平井试油难点分析的基础上，研究采用水力喷砂射孔、连续油管气举及近井暂堵分段压裂等工艺，成功实现了该井3段16簇的喷砂射孔及分段改造，为特殊完井方式水平井试油提供了现场经验。

钻杆完井；水平井；缝网压裂；水力喷射；连续油管

1 基本井况

墩1H井是玉门油田酒西盆地花海凹陷中央断裂带三墩构造带上的一口侧钻水平井，完钻井深3560m,最大井斜92.4°。由于该井位于断裂破碎带上，钻井过程中多次钻遇断层，共计发生井壁坍塌卡钻事故4次。2014年2月15日，完钻后下Ø215.9mm三牙轮钻头通井时遇阻，活动解卡无效（最大上提拉力180t）发生第5次卡钻，随后采用原通井钻具固井完井，完井深度3351.33m。

2 试油难点分析

（1）该井为侧钻水平井，最大井斜92.4°，井斜较大且井眼轨迹不规则，管柱起下过程中所受的摩阻较高且存在卡钻风险，给封隔器座封及井下工具开关造成不利影响，分层测试难度较大。

（2）本井位于受断层控制的地层破碎带上，钻井过程中多次发生地层坍塌现象，井眼扩径严重，平均井径扩大率为13.26%，最大扩径29%；测井解释储层段裂缝发育，采用小尺寸钻杆固井完井，环空水泥环较厚，且固井水泥对储层存在一定程度污染，常规射孔枪受井眼尺寸限制，较难实现穿透钻杆和水泥环达到沟通地层的目的。墩1H井井径测井数据见表1。

表1 墩1H井井径测井数据表

（3）目前国内水平井改造主要以封隔器分层压裂和电缆射孔与易钻桥塞联作进行分段压裂为主，由于该井采用钢级s135×壁厚9.19mm×127mm钻杆完井，钻杆本体内径108mm,接头内径92.8mm,井眼尺寸小且通径不均匀，若采用上述方法压裂，需要与钻杆匹配的小尺寸、大膨胀比的分层工具，还需保证压后工具能顺利起出，一旦发生卡工具事故，解卡处理复杂，施工风险较大。

3 试油工艺选择及针对性措施

在考虑墩1H试油工程安全和节省试油周期的前提下，决定在本井首次使用连续油管进行试油作业，采用合层试油方式，一次性射开各主力试油层段，通过压裂改造求取本井最大产能。

3.1 通洗井

（1）新型通井规（图1）通井。针对墩1H井大斜度钻杆完井实际，井眼尺寸小且存在多个台阶面，常规水平井橄榄形通井规起下过程中摩阻大，长度受井眼狗腿限制，通过能力较差，难以满足后续水力喷射工具入井要求；研究自制带倒角的螺旋通井规，进一步减少通井规与井壁的接触面积，增大水力循环通道，在保证通井要求的同时，减少卡钻风险。

（2）2次通井设计。针对该井钻杆固井井眼水泥残留问题，设计2次通井工序，第一次采用连续油管光管通井，硬探泥面位置，利用连续油管的高通过性在替浆探底的同时对钻杆内壁进行初步清扫；第二次采用连续油管+通井规+旋流冲洗头通洗井，旋流喷射器配置5个2.4mm喷嘴，设计排量250～280L/min，对应喷射速度180～200m/s，利用水力喷射的方式对钻杆内壁结垢及残余水泥环进行强力清扫。

图1 新型水平井通井规

3.2 射孔

经过连续油管MCCL校深确定射孔位置后，采用水力喷砂射孔工艺射孔，利用水力喷砂射孔孔径大、污染小、穿透深等技术优势，实现井筒与储层的有效沟通；水力喷射工具串结构：外连接器+安全接头+扶正器+喷射器+单向阀+弹性扶正器；喷射器采用4×4mm喷嘴，相位120°/60°，磨料选择60～80目粉砂，施工砂比6%～10%，排量600L/min以上，一次性射开所有射孔簇。射孔液采用与地层配伍性较好的胍胶压裂液，减少储层伤害。

3.3 排液求产

针对该井储层低渗透特征，水力喷射完毕，立即采用连续油管氮气气举工艺进行排液求产，设计最大举深2200m,利用连续油管气举作业效率高、井底回压降低慢的优点，进一步疏通地层，准确获取地层液性资料。

3.3 压裂

（1）压前降破措施。墩1H井估算储层破裂压力梯度为0.02793～0.02965MPa/m。因此采取降破措施降低施工压力。①采取连续油管水力喷砂射孔，利用喷砂射孔的深穿透和造缝功能，结合压裂要求进行分簇射孔，实现井筒与储层的彻底沟通；②每段主压裂前，低排量挤前置盐酸10m3，进一步沟通天然裂缝、解除近井地带污染。

（2）近井暂堵分段改造。调研引进哈里伯顿近井地带暂堵转向复杂缝网压裂技术AccessFrac PD，利用特有的不同粒径组合的暂堵转向剂Biovert NWB（图2），将已压裂井段的射孔孔眼、射孔孔道和近井压裂裂缝进行有效的桥堵，使后续压裂在未压裂分簇射孔井段重新延伸，实现各试油层段逐次压裂。压后转向剂自行降解随压裂液排出。近井暂堵原理见图3。

图2 Biovert NWB暂堵剂

图3 近井暂堵原理示意图

（3）缝网压裂技术。墩1H井储层段岩性以灰色砾岩、泥砾岩为主，核磁孔隙度在6%以下，孔隙尺寸小且自由流体含量相对较低，为典型的低孔低渗储层，因此压裂采用低粘液体、大液量、大排量缝网压裂改造思路，通过射孔及压裂参数优化，尽可能形成纵横交错的网状缝，实现低渗储层的有效改造；施工采用稀胶液和交联压裂液组合泵注方式，在增大压裂改造体积的同时，兼顾裂缝导流能力。

4 现场施工情况

2014年5月2日连续油管车配套完毕，井口试压合格后采用连续油管光管探人工井底3305m,替浆完下旋流冲洗工具及通井规通井至井深3293m合格，彻底洗井后采用连续油管MCCL校深，确定最下部射孔层位后，下水力喷射工具逐层喷砂射孔，射孔历时6h，一趟管柱完成3段15簇射孔，射孔完连续油管试挤25MPa,吸水量2m3/min,证明井筒与地层连通良好；随后下光油管至2200m，采用连续油管反气举排液求产，第一次气举2h18min举串，最高压力17.8MPa，举出油水混合物18.7m3；恢复42h，再次气举2h举串，排液0.75m3；2014年8月24日采用哈里伯顿AccessFrac PD技术进行压裂，施工压力40.1～61.7MPa，排量4.3～6.5m3/min，三段压裂液用量2661.6m3，累计加砂104.2m3，最高砂比25%。压后2mm油嘴自喷排液，初产71.6m3/d，含水99%。墩1H井压裂施工曲线见图4。

TE257

B

1004-5716(2015)11-0063-03

2014-11-09

刘鹏（1980-），男（汉族），甘肃庆阳人，工程师，现从事试油管理、压裂措施增产工作。