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1、长岭气田非常规水平井完井工艺中原油田钻井二公司技术服务大队长岭气田非常规水平井完井工艺 李 军 （中原石油工程有限公司钻井二公司）摘要：介绍了吉林油田长岭区块非常规水平井完井工艺。随着长岭区块的不断开发，非常规水平井日趋增多，针对该区块登娄库组薄互型低渗致密砂泥岩储层，裂缝不发育，单井产能不高的特点，采用多级套外封隔器加滑套完井工艺，利用水平井分段压裂对本区块开展试气、试采先导试验，出现了一些适合该区块的新的完井工艺。以长深D平17井为例，列举完井工具、给出了尾管悬挂封隔器坐封位置的确定方法、多级压裂封隔器及压裂端口位置的确定、替泥浆用液量计算以及多级压裂（stageFRAC）工具操作程序。实
2、践表明该工艺能大幅度提高采气量，并在长岭气田推广应用。 关键词: 非常规；水平井；完井工艺；悬挂器；滑套；套外封隔器 作者简介: 李军，2007年毕业于华东石油学院石油工程专业，工程师。1 前言随着吉林油田长岭气田开发力度的加大，为了提高单井的采收率，非常规水平井占据主导地位，由于该区块产层多为较薄的泥岩和砂岩互层，裂缝不发育，渗透性差，要解决这一难题就需要一种新的完井工艺，现在长岭区块采取下入多级压裂工具的完井工艺，该工艺采用多级套外封隔器加滑套，完井作业由斯伦贝谢技术人员负责工艺流程的技术指导，packer plus工程师负责工具的操作，安装好采油树后，进行分层压裂开采取得了很好的效果，经
3、济效益可观。现就长深D平17井的完井工艺加以总结和分析。2基本数据及工具2.1完钻数据井别/井型生产井/水平井开钻日期2011.11.18完钻日期2012.5.4完钻层位登娄库完钻井深斜深：4486 m、垂深：3584m地面海拔162.96m补心海拔171.98m完井方法套外封隔器+9级滑套构造位置松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造钻探目的研究登娄库、砂组储层压力、产能变化规律，研究登娄库、砂组储层岩性、岩相、厚度及物性变化规律。验证水平井在登娄库砂岩气藏的适应性，为登娄库组气藏开发模式的确定提供有力依据；分析登娄库组气藏滚动扩边潜力最大井斜89.94井深4050.8m闭合方位179.8
4、2闭合距661.17m井身结构钻头尺寸深度mmm套管尺寸深度mmm水泥返深m试 泵 情 况346mm492.71m273.1mm492.1m地面241mm2514.34m215.9mm3620.7m1800m152.4mm4732.2m114.3mm4472m说明本井造斜点井深：3148 m；套管鞋:：3619.32m；水平段长：690.3m；A点：测深 3795.67 m，垂深3549.08 m；B点：测深 4486 m, 垂深3584 m；2.2套管数据套管程序井段m规范钢级壁厚mm抗 外 挤抗内压抗 拉尺寸mm扣型最大载荷MPa理论强度MPa安全系数最大载荷MPa理论强度MPa安全系数最
5、大载荷kN理论强度kN安全系数表层5160mm*3620.70套管0.0492.1273.1短圆J558.8930.135.010.892.1545.9921.583.60250.141868.30技术套管0.03619.32177.8HQSC1P1109.19140.5227.142.951.46736.4465.641.801438.083082.60生产套管0.03290.0114.3HQSC1P1108.56111.3339.098.942.31243.0092.802.16922.342264.103290.04472114.3长圆P1108.5637.3361.698.941.60
6、510.4599.429.51337.781806.002.3 各种工具 尾管悬挂封隔器及多级压裂工具 裸眼通井规3 尾管悬挂封隔器坐封位置的确定 尾管悬挂封隔器位置由最大井斜、固井质量、套管接箍、压裂时压裂管柱受力及尾管密封胶筒位移等几个因素决定，因此，尾管悬挂封隔器及回接密封总成部分的下入要求： （1）由于密封胶筒为长6.1米的封隔器，要求最大井斜不超过45度; （2）坐封位置固井质量要好，坐封时避开套管接箍; （3）尾管悬挂封隔器回接密封总成承压要求满足压裂砂堵时达到的最高施工压力; （4）在砂堵的情况下，尾管密封胶筒的位移应小于6.1米。综合考虑上述因素，尾管悬挂封隔器的坐封位置确定为
7、3290米，本井技术套管固井质量在2600米3575米之间为最优，3290米处套管接箍为3285米和3296米，3290米井斜为20度。4 多级压裂封隔器及压裂端口位置的确定 水平井裸眼封隔器位置的确定需要综合考虑地质上储层改造需求，井眼轨迹，井径大小等因素，确定多级压裂封隔器及压裂端口位置的原则为： （1）压裂端口放置于本级物性、气测显示最好，应力最低的储层段； （2）裸眼封隔器要求最好放置在裸眼井径14.617.8cm范围的井段； （3）StageFRAC工具串通过狗腿度大于4度/30米的井段时需要格外注意。长深D平17井伽玛曲线如下图，据此选择坐封位置如下: 封隔器及喷砂口位置 下入管串
8、结构图 5 替泥浆用液量计算为避免井下工具坐封后压裂时将泥浆注入地层而造成储层伤害，要求在坐封工具之前用无固相压井液将裸眼段内的钻井泥浆全部替出，因此需要计算所用替置液量。根据实钻数据分析，裸眼段平均井径为6。工具坐封时所需用液量：尾管悬挂器以下：环空容积为10方（考虑余量13.7方），4 套管容积为8.76方（考虑余量9.6方）。尾管悬挂器以上：4钻杆的容积18.6方（考虑余量20.5方），因此，坐封封隔器需要备无固相压井液43.8方。工具脱手时所需用液量：尾管悬挂器上与4钻杆环空38.99方（考虑1.5倍余量58.5方），因此，工具脱手需要备无固相压井液58.5方。6 多级压裂（stage
9、FRAC）工具操作程序6.1施工准备（1）液体准备:井队准备150方1.26钻井泥浆（若压井需用）；井队准备102.3方无固相压井液，其中坐封封隔器用无固相压井液43.8方，顶替用无固相压井液58.5方。（2）套管刮削:连接4钻杆带6钻头和7刮管器清洗套管；将管柱下至Perma-Plus尾管悬挂器坐封深度3290m上下各三根套管进行三趟刮削清洗，并在该深度记录上提和下放时悬重，并测试转动管柱的扭矩作为后续工作的参考；将管柱下到套管鞋以上5米的位置，以高于1方/分的排量进行正循环洗井一周半，确保所有的固体和碎片从套管内清除；起出套管刮削工具串。（3）常规通井：连接4钻杆带6钻头；不旋转钻杆将钻头
10、通井到井底，以高于1方/分的排量进行正循环洗井一周半，确保所有的固体和碎片从井筒内清除。（4）特殊预处理工具通井a.连接工具，顺序依次为：6钻头+4钻杆1根+5 7/8裸眼通井规+4加重钻杆2根+5 7/8裸眼通井规+4加重钻杆38根+4钻杆；b.将通井工具下到套管鞋位置，在该深度检查上提和下放时的悬重，作为后续作业参考；c.继续下入管柱到井底。正常下入过程中不旋转钻具；d.循环洗井二周以清洗磨削裸眼段过程中产生的钻屑或固体；e.上提通井工具至最后一个封隔器的设计坐封位置，记录上提下放重量作为以后参考；f.上提通井工具至套管鞋以上5米，循环洗井两周，将碎屑、水泥等固体颗粒从造斜段套管中清理出来
11、；g.再次下放通井工具至井底（无旋转），循环洗井一周（1方/分排量）；h.上提通井工具至最后一个封隔器的设计坐封位置，记录上提下放重量作为以后参考；i.上提通井工具至尾管悬挂器设计坐封位置，记录上提下放重量用于将来坐封尾管悬挂器参考；j.起出所有钻具，用标尺和测径规测量钻头和通井工具的磨损程度。取出的通井工具外径应大于裸眼封隔器的外径5 7/8。 6.2StageFRAC工具下入以及坐封步骤（1）连接多级压裂工具要求a. 把每个裸眼封隔器的位置和实际井斜数据进行对比，确保整个下入过程中不会出现两个或更多的封隔器同时进入或通过狗腿度大的井段；b. 检查裸眼段井径测井数据，保证封隔器坐封位置处井径
12、在5 7之间；c. 所有压裂喷砂口的球座应该在现场用标准尺寸堵球进行通过性测试，包括需要通过该球座的堵球和需要坐封该球座的堵球；d. 水力坐封工具需要在现场进行通过性测试，入井前，所有4 尾管必须使用其可以通过的最大直径的通径规进行通过测试；（2）每下15-20根套管，往套管中灌满钻井液一次，下工具时不要旋转，下入速度：直井段40秒/根，造斜点以下50秒/根。（3）当StageFRAC管柱下到7套管鞋位置时,停止下入，记录上提和下放悬重。在保证钻杆内外压差小于2.8MPa的情况下，以小于0.3方/分排量建立循环，环空见液即停止。（4）继续以大于每根60秒的速度将StageFRAC工具下到预定深
13、度。（5）在StageFRAC管柱下到设计深度后，记录上提和下放悬重。（6）以0.16方/分的低排量启动循环，排量不要超过0.32方/分并且确保钻杆内外压差低于2.8MPa，循环见液停止。6.3坐封和测试PermaPlus套管封隔器（1）泵注13.7方无固相压井液（2）将PackerPlus提供的1.25端部循环堵球投入井中，接方钻杆，用无固相压井液顶替30.1方，满足两个条件低于0.32方/分排量或小于2.76MPa钻杆压差的情况下，循环清洁液体至堵球坐在球座上。（3）当堵球坐在球座上后，蹩压至8.0MPa，端部循环口设置剪切闭合压力在7.9MPa，缓慢地继续蹩压至10.3MPa，坐封PermaPlus封隔器。（4）将钻柱内压力维持在10.3MPa，在上提悬重的基础上，增加13.6吨上提力，维持30分钟，在管柱的下放悬重基础上，下放13.6吨，维持10分钟，以确保PermaPlus封隔器在两个方向上都已经锚定。（5）维持钻杆内压力10.3MPa。再次上提，在管柱上提悬重的基础上，增加13.6吨上提拉力，再次下放，在管柱的下放悬重基础上，下放13.6吨，再次上提，在管柱上提悬重的基础上，增加4.5吨上提拉力。（6）维持钻杆内压力10.3MPa，对环空加压至10.3MPa，并保持15分钟，以测试封隔器坐封情况，环空卸压。6.4坐封RockSeal II封隔器
