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）

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]。

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2 335～4 680 m，多数采用裸眼完井，油井上部套管尺寸为244.48 mm(95/8″)，下部悬挂168.28 mm(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6 000～20 000 mg/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800 m，结蜡点在20～1 000 m。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50 m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（3 1/2″）或73.03mm（2 7/8″）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4 mm或者5 mm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。

图2 暂堵筛管及孔塞设计结构图

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30～40 min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Φ15 mm的圆片试样，厚度分别为4 mm，5 mm，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30 min，实验压力6MPa，实验前样片（图3、图4）。

图3 镁合金材料样片

图4 P110钢材料样片

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1.5 g/cm3，黏度60 mPa·s，氯根40 000 mg/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。

图5 泥浆腐蚀后的可溶合金样片

表1 镁合金材料腐蚀速率统计

表2 P110钢材料腐蚀数据

表3 合金材料耐泥浆腐蚀数据

5 应用验证

新投产井MG15井实施该工艺后顺利完成储层改造及试油投产，替泥浆后日产油30 t，日产气8 000 m3,与该区块同类井投产情况比较，提产30%，充分证实了该工艺的显著应用效果，为该区块新井开发提供了新的技术支撑，为实现潜山油藏高效开发提供了关键技术，同时为国内同类油藏完井提供了一条新途径。

6 结论和建议

1）新开发的水平井暂堵筛管完井工艺能够有效排出潜山油藏钻井重泥浆，解决目前存在的井筒结垢堵塞、储层污染等问题。

2）优选的镁合金暂堵可溶孔塞在弱酸环境下能够快速溶解，在常规泥浆中不会腐蚀,满足生产技术需求。