苏里格气田苏53-80-13CH井小井眼裸眼压裂完井技术

崔凯

摘 要：苏53-80-13CH井是苏里格气田一口小井眼侧钻水平井，从该井的基本情况，完井情况，通井情况，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，投球顶替座封座挂，油层气保护，以及打捞技术的研究，完善了苏里格小井眼侧钻水平井完井技术，在国内小井眼压裂压裂工艺及配套工具的研究上又跨进了一步。小井眼压裂完井技术对储层改造效果明显，在苏里格气田具有较高的经济价值和应用价值。

关键词：小井眼;完井工艺;裸眼压裂完井;侧钻水平井

1 概述

苏53-80-13CH井构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕北斜坡北部中带苏里格气田苏53區块，该井钻井目的是利用侧钻水平井技术提高单井产能;利用侧钻水平井挖潜井间剩余气储量，提高部署区储量动用程度。进行了单磨通井，双磨通井，下管前井眼准备，下压裂完井管柱，KCL溶液顶替，打丢手等裸眼完井全部流程，效果得到甲方认可。

2 苏53-80-13CH井基本情况

该井实际完钻井深4205m，窗口深度3025.9m，A点井深3537m，钻头通井到4170m遇阻，划眼憋泵，不再继续往下划眼，就此完钻，因为4170-4205m为泥岩段。水平段长668m，裸眼段长1159.08m。

完井管柱下深4188m，裸眼压裂分段6段。上部井段采用139.7mm生产套管下入至窗口，裸眼段采用118mm钻头裸眼完井，下入分段压裂完井管柱。

3 完井施工

3.1 单磨通井

①单磨通井到3800m，磨阻正常（不超过管柱正产磨阻8t），从3800m一直划眼到4188m，共划眼耗时12h;②单磨通井到底循环2周后短起下，短起下过程中，上提下放磨阻最大15t（到底旋转时候悬重75t，采用的钻杆为φ88.9mm 85特锥扣钻杆）;③短起下过程中都在正常磨阻之内，没有超过正常磨阻8t的现象（理论上最大不要超过正常磨阻的10t）。短起下完成后小排量顶通后大排量循环2周，起钻。

3.2 双磨通井

①双磨通井下到窗口时，顶通循环。裸眼段通井时，下钻速度控制每柱3-4min（纯下），下钻到A点处顶通半个小时。下钻到3842m处下压10t上下活动未通过，接顶驱划眼1立柱后，继续下钻通井，通井到底，大排量循环2周;②由于双磨通井过程中出现划眼现象，所以再次进行短起下，短起下过程中磨阻处于正常范围内（无超过管柱正常磨阻8t的情况）;③起钻到悬挂点位置处，投入钻杆45mm通径规（安东准备）并称重，记录悬重。起管过程持续灌浆。

3.3 下管前准备工作

①所有准备下入的油管为3-1/2平式油管，在场地上全部采用72mm的通径规通油管;②准备好60寸的管钳，手柄带孔，防止上扣油管液压钳背钳打不住或无背钳;③井队准备好1根5-1/2套管做成油管鼠洞。同时准备好油管旋塞阀。

3.4 下压裂完井管柱

①完井管柱下入进入裸眼段后，每柱下放速度控制在70-90s，完井管柱在整个裸眼段下入过程中，在3518处超过正常磨阻10t，下放直接通过，在3699m及3728m位置指针闪动厉害，随后顺利吓到4188m处;②完井管柱下入过程中，每下入油管30根或钻杆10柱灌浆1次，进入裸眼后不再灌浆;③完井工具处套管鞋前，检修好设备，保证完井工具在裸眼段连续下钻，裸眼内接立柱和接单根时间不得超过3min。

3.5 KCL溶液顶替

小井眼顶替压力高，钻井液密度1.17g/cm3理论上不能大于15MPa（12MPa悬挂器下液缸动作），通过排量控制泵压。顶替过程中排量控制在0.12方/min，泵压升高后一直在8-16MPa之间徘徊，中途顶替中瞬间达到17MPa，顶替中观察泵压和返出口，顶替5方后井口断流不返。判断为地层漏失，原计划准备顶替60方KCL溶液改为顶替为16方（提出钻杆及油管内的钻井液），顶替中泵压未超过16MPa。

3.6 投球顶替座封座挂

顶替钻井液16方完成后，投入31mm的固定球，初始送球排量为0.12方/min，顶替12方后增大排量到0.33方/min，顶替量达到13.3方时候，球入座起压，泵压由原来的11.7MPa升到17.7MPa，稳压2min不降，继续升压到23MPa稳压2min不降，放压（由于环空钻井液未替出来，座封座挂稳压值比设计值要高）。

3.7 环空验封

座封座挂结束后水泥车对环空打压到15MPa，稳压15min不降，合格。

3.8 坐封双向悬挂封隔器与裸眼封隔器

①敞开油套环空，随时观察返液情况;②坐封裸眼封隔器：憋压到12MPa，稳压3min，提高压力到15MPa，稳压3min;③继续提高压力到17MPa，悬挂器卡瓦张开;④坐封悬挂器：带压上提悬重到比原悬重高20t，下放悬重到比原悬重低20t;⑤验封：环空打压到15MPa，检验悬挂封隔器的密封性，稳压15min，压降不超过0.3MPa为合格;如果出现异常情况，根据现场情况研究讨论具体方案;⑥丢手：液压丢手三次（28MPa、30MPa、31MPa）稳压1min，上提管柱，未丢开。采用备用的机械丢手正转9圈销钉剪断，继续正转12圈，上提管柱，丢手成功。

3.9 清洗悬挂器喇叭口

清水替处悬挂器以上钻井液及KCL溶液。

4 事故处理（打捞落鱼）

该井下放钻具送88.9mm油管下至井深3730m处遇阻，上提钻具至78t，下压钻具10t，上下活动油管串无效（钻具+油管串悬重68t），再次上提钻具至78t时，油管串脱开，悬重变成60t，起钻检查油管串脱落情况，起出88.9mm油管31根，鱼顶位置2671.98m，起出油管公扣断丝扣磨平报废。再次下入公锥对接井下油管，钻具悬重62t，下压10kN正转16圈，落鱼对接成功。上提钻具至120t，下放钻具至20t，上下活动钻具无效。之后采用泵车注入解卡剂10m3，侵泡井段3000-3730m，侵泡时间24h，循环替出解卡剂，上提至120t，下放至30t，上下活动钻具无效。经过多方讨论决定采取倒扣方式，钻具悬重62t，下压10kN，倒转19圈，倒扣成功，起钻检查起出88.9mm油管5根，鱼顶深度3081m。该井掉完井管柱最后认定的主要原因在于油管扣不合格。

5 认识

①小井眼侧钻水平井技术在苏里格气田油气藏挖潜增效上已经取得了非常明显的效果，小井眼钻完井技术愈发成熟。苏53-80-13CH小井眼裸眼完井压裂技术的施工成功，进一步证明了苏里格地区苏53区块的裸眼分段压裂完井技术的日渐成熟，为苏里格气田小井眼水平井提供了更加完善和成熟的完井工艺，为油气田增产稳产提供技术储备，具有很高的经济价值和应用价值;②施工过程针对投球顶替座封座挂，环空验封，打丢手等分段压裂过程中遇到的各种难题，提出了具体解决措施，针对个别问题给出了相关建议。

参考文献：

[1]吴奇，兰中孝.水平井双封单卡分段压裂技术[M].北京：石油工业出版社，2013.