蘇里格氣田蘇53-80-13CH井小井眼裸眼壓裂完井技術(shù)

崔凱

摘 要：蘇53-80-13CH井是蘇里格氣田一口小井眼側(cè)鉆水平井，從該井的基本情況，完井情況，通井情況，下壓裂完井管柱，KCL溶液頂替，投球頂替座封座掛，油層氣保護(hù)，以及打撈技術(shù)的研究，完善了蘇里格小井眼側(cè)鉆水平井完井技術(shù)，在國(guó)內(nèi)小井眼壓裂壓裂工藝及配套工具的研究上又跨進(jìn)了一步。小井眼壓裂完井技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層改造效果明顯，在蘇里格氣田具有較高的經(jīng)濟(jì)價(jià)值和應(yīng)用價(jià)值。

關(guān)鍵詞：小井眼;完井工藝;裸眼壓裂完井;側(cè)鉆水平井

1 概述

蘇53-80-13CH井構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜北斜坡北部中帶蘇里格氣田蘇53區(qū)塊，該井鉆井目的是利用側(cè)鉆水平井技術(shù)提高單井產(chǎn)能;利用側(cè)鉆水平井挖潛井間剩余氣儲(chǔ)量，提高部署區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度。進(jìn)行了單磨通井，雙磨通井，下管前井眼準(zhǔn)備，下壓裂完井管柱，KCL溶液頂替，打丟手等裸眼完井全部流程，效果得到甲方認(rèn)可。

2 蘇53-80-13CH井基本情況

該井實(shí)際完鉆井深4205m，窗口深度3025.9m，A點(diǎn)井深3537m，鉆頭通井到4170m遇阻，劃眼憋泵，不再繼續(xù)往下劃眼，就此完鉆，因?yàn)?170-4205m為泥巖段。水平段長(zhǎng)668m，裸眼段長(zhǎng)1159.08m。

完井管柱下深4188m，裸眼壓裂分段6段。上部井段采用139.7mm生產(chǎn)套管下入至窗口，裸眼段采用118mm鉆頭裸眼完井，下入分段壓裂完井管柱。

3 完井施工

3.1 單磨通井

①單磨通井到3800m，磨阻正常（不超過(guò)管柱正產(chǎn)磨阻8t），從3800m一直劃眼到4188m，共劃眼耗時(shí)12h;②單磨通井到底循環(huán)2周后短起下，短起下過(guò)程中，上提下放磨阻最大15t（到底旋轉(zhuǎn)時(shí)候懸重75t，采用的鉆桿為φ88.9mm 85特錐扣鉆桿）;③短起下過(guò)程中都在正常磨阻之內(nèi)，沒(méi)有超過(guò)正常磨阻8t的現(xiàn)象（理論上最大不要超過(guò)正常磨阻的10t）。短起下完成后小排量頂通后大排量循環(huán)2周，起鉆。

3.2 雙磨通井

①雙磨通井下到窗口時(shí)，頂通循環(huán)。裸眼段通井時(shí)，下鉆速度控制每柱3-4min（純下），下鉆到A點(diǎn)處頂通半個(gè)小時(shí)。下鉆到3842m處下壓10t上下活動(dòng)未通過(guò)，接頂驅(qū)劃眼1立柱后，繼續(xù)下鉆通井，通井到底，大排量循環(huán)2周;②由于雙磨通井過(guò)程中出現(xiàn)劃眼現(xiàn)象，所以再次進(jìn)行短起下，短起下過(guò)程中磨阻處于正常范圍內(nèi)（無(wú)超過(guò)管柱正常磨阻8t的情況）;③起鉆到懸掛點(diǎn)位置處，投入鉆桿45mm通徑規(guī)（安東準(zhǔn)備）并稱(chēng)重，記錄懸重。起管過(guò)程持續(xù)灌漿。

3.3 下管前準(zhǔn)備工作

①所有準(zhǔn)備下入的油管為3-1/2平式油管，在場(chǎng)地上全部采用72mm的通徑規(guī)通油管;②準(zhǔn)備好60寸的管鉗，手柄帶孔，防止上扣油管液壓鉗背鉗打不住或無(wú)背鉗;③井隊(duì)準(zhǔn)備好1根5-1/2套管做成油管鼠洞。同時(shí)準(zhǔn)備好油管旋塞閥。

3.4 下壓裂完井管柱

①完井管柱下入進(jìn)入裸眼段后，每柱下放速度控制在70-90s，完井管柱在整個(gè)裸眼段下入過(guò)程中，在3518處超過(guò)正常磨阻10t，下放直接通過(guò)，在3699m及3728m位置指針閃動(dòng)厲害，隨后順利嚇到4188m處;②完井管柱下入過(guò)程中，每下入油管30根或鉆桿10柱灌漿1次，進(jìn)入裸眼后不再灌漿;③完井工具處套管鞋前，檢修好設(shè)備，保證完井工具在裸眼段連續(xù)下鉆，裸眼內(nèi)接立柱和接單根時(shí)間不得超過(guò)3min。

3.5 KCL溶液頂替

小井眼頂替壓力高，鉆井液密度1.17g/cm3理論上不能大于15MPa（12MPa懸掛器下液缸動(dòng)作），通過(guò)排量控制泵壓。頂替過(guò)程中排量控制在0.12方/min，泵壓升高后一直在8-16MPa之間徘徊，中途頂替中瞬間達(dá)到17MPa，頂替中觀察泵壓和返出口，頂替5方后井口斷流不返。判斷為地層漏失，原計(jì)劃準(zhǔn)備頂替60方KCL溶液改為頂替為16方（提出鉆桿及油管內(nèi)的鉆井液），頂替中泵壓未超過(guò)16MPa。

3.6 投球頂替座封座掛

頂替鉆井液16方完成后，投入31mm的固定球，初始送球排量為0.12方/min，頂替12方后增大排量到0.33方/min，頂替量達(dá)到13.3方時(shí)候，球入座起壓，泵壓由原來(lái)的11.7MPa升到17.7MPa，穩(wěn)壓2min不降，繼續(xù)升壓到23MPa穩(wěn)壓2min不降，放壓（由于環(huán)空鉆井液未替出來(lái)，座封座掛穩(wěn)壓值比設(shè)計(jì)值要高）。

3.7 環(huán)空驗(yàn)封

座封座掛結(jié)束后水泥車(chē)對(duì)環(huán)空打壓到15MPa，穩(wěn)壓15min不降，合格。

3.8 坐封雙向懸掛封隔器與裸眼封隔器

①敞開(kāi)油套環(huán)空，隨時(shí)觀察返液情況;②坐封裸眼封隔器：憋壓到12MPa，穩(wěn)壓3min，提高壓力到15MPa，穩(wěn)壓3min;③繼續(xù)提高壓力到17MPa，懸掛器卡瓦張開(kāi);④坐封懸掛器：帶壓上提懸重到比原懸重高20t，下放懸重到比原懸重低20t;⑤驗(yàn)封：環(huán)空打壓到15MPa，檢驗(yàn)懸掛封隔器的密封性，穩(wěn)壓15min，壓降不超過(guò)0.3MPa為合格;如果出現(xiàn)異常情況，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況研究討論具體方案;⑥丟手：液壓丟手三次（28MPa、30MPa、31MPa）穩(wěn)壓1min，上提管柱，未丟開(kāi)。采用備用的機(jī)械丟手正轉(zhuǎn)9圈銷(xiāo)釘剪斷，繼續(xù)正轉(zhuǎn)12圈，上提管柱，丟手成功。

3.9 清洗懸掛器喇叭口

清水替處懸掛器以上鉆井液及KCL溶液。

4 事故處理（打撈落魚(yú)）

該井下放鉆具送88.9mm油管下至井深3730m處遇阻，上提鉆具至78t，下壓鉆具10t，上下活動(dòng)油管串無(wú)效（鉆具+油管串懸重68t），再次上提鉆具至78t時(shí)，油管串脫開(kāi)，懸重變成60t，起鉆檢查油管串脫落情況，起出88.9mm油管31根，魚(yú)頂位置2671.98m，起出油管公扣斷絲扣磨平報(bào)廢。再次下入公錐對(duì)接井下油管，鉆具懸重62t，下壓10kN正轉(zhuǎn)16圈，落魚(yú)對(duì)接成功。上提鉆具至120t，下放鉆具至20t，上下活動(dòng)鉆具無(wú)效。之后采用泵車(chē)注入解卡劑10m3，侵泡井段3000-3730m，侵泡時(shí)間24h，循環(huán)替出解卡劑，上提至120t，下放至30t，上下活動(dòng)鉆具無(wú)效。經(jīng)過(guò)多方討論決定采取倒扣方式，鉆具懸重62t，下壓10kN，倒轉(zhuǎn)19圈，倒扣成功，起鉆檢查起出88.9mm油管5根，魚(yú)頂深度3081m。該井掉完井管柱最后認(rèn)定的主要原因在于油管扣不合格。

5 認(rèn)識(shí)

①小井眼側(cè)鉆水平井技術(shù)在蘇里格氣田油氣藏挖潛增效上已經(jīng)取得了非常明顯的效果，小井眼鉆完井技術(shù)愈發(fā)成熟。蘇53-80-13CH小井眼裸眼完井壓裂技術(shù)的施工成功，進(jìn)一步證明了蘇里格地區(qū)蘇53區(qū)塊的裸眼分段壓裂完井技術(shù)的日漸成熟，為蘇里格氣田小井眼水平井提供了更加完善和成熟的完井工藝，為油氣田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)儲(chǔ)備，具有很高的經(jīng)濟(jì)價(jià)值和應(yīng)用價(jià)值;②施工過(guò)程針對(duì)投球頂替座封座掛，環(huán)空驗(yàn)封，打丟手等分段壓裂過(guò)程中遇到的各種難題，提出了具體解決措施，針對(duì)個(gè)別問(wèn)題給出了相關(guān)建議。

參考文獻(xiàn)：

[1]吳奇，蘭中孝.水平井雙封單卡分段壓裂技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2013.