蘇里格氣田蘇53-80-13CH井小井眼裸眼壓裂完井技術

崔凱

摘 要：蘇53-80-13CH井是蘇里格氣田一口小井眼側鉆水平井，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，以及打撈技術的研究，完善了蘇里格小井眼側鉆水平井完井技術，在國內小井眼壓裂壓裂工藝及配套工具的研究上又跨進了一步。小井眼壓裂完井技術對儲層改造效果明顯，在蘇里格氣田具有較高的經濟價值和應用價值。

關鍵詞：小井眼;完井工藝;裸眼壓裂完井;側鉆水平井

1 概述

蘇53-80-13CH井構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區塊，該井鉆井目的是利用側鉆水平井技術提高單井產能;利用側鉆水平井挖潛井間剩余氣儲量，提高部署區儲量動用程度。進行了單磨通井，雙磨通井，下管前井眼準備，下壓裂完井管柱，KCL溶液頂替，打丟手等裸眼完井全部流程，效果得到甲方認可。

2 蘇53-80-13CH井基本情況

該井實際完鉆井深4205m，窗口深度3025.9m，A點井深3537m，鉆頭通井到4170m遇阻，劃眼憋泵，不再繼續往下劃眼，就此完鉆，因為4170-4205m為泥巖段。水平段長668m，裸眼段長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（不超過管柱正產磨阻8t），從3800m一直劃眼到4188m，共劃眼耗時12h;②單磨通井到底循環2周后短起下，短起下過程中，上提下放磨阻最大15t（到底旋轉時候懸重75t，采用的鉆桿為φ88.9mm 85特錐扣鉆桿）;③短起下過程中都在正常磨阻之內，沒有超過正常磨阻8t的現象（理論上最大不要超過正常磨阻的10t）。短起下完成后小排量頂通后大排量循環2周，起鉆。

3.2 雙磨通井

①雙磨通井下到窗口時，頂通循環。裸眼段通井時，下鉆速度控制每柱3-4min（純下），下鉆到A點處頂通半個小時。下鉆到3842m處下壓10t上下活動未通過，接頂驅劃眼1立柱后，繼續下鉆通井，通井到底，大排量循環2周;②由于雙磨通井過程中出現劃眼現象，所以再次進行短起下，短起下過程中磨阻處于正常范圍內（無超過管柱正常磨阻8t的情況）;③起鉆到懸掛點位置處，投入鉆桿45mm通徑規（安東準備）并稱重，記錄懸重。起管過程持續灌漿。

3.3 下管前準備工作

①所有準備下入的油管為3-1/2平式油管，在場地上全部采用72mm的通徑規通油管;②準備好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背鉗;③井隊準備好1根5-1/2套管做成油管鼠洞。同時準備好油管旋塞閥。

3.4 下壓裂完井管柱

①完井管柱下入進入裸眼段后，每柱下放速度控制在70-90s，完井管柱在整個裸眼段下入過程中，在3518處超過正常磨阻10t，下放直接通過，在3699m及3728m位置指針閃動厲害，隨后順利嚇到4188m處;②完井管柱下入過程中，每下入油管30根或鉆桿10柱灌漿1次，進入裸眼后不再灌漿;③完井工具處套管鞋前，檢修好設備，保證完井工具在裸眼段連續下鉆，裸眼內接立柱和接單根時間不得超過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懸掛器下液缸動作），通過排量控制泵壓。頂替過程中排量控制在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，原計劃準備頂替60方KCL溶液改為頂替為16方（提出鉆桿及油管內的鉆井液），頂替中泵壓未超過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，頂替量達到13.3方時候，球入座起壓，泵壓由原來的11.7MPa升到17.7MPa，穩壓2min不降，繼續升壓到23MPa穩壓2min不降，放壓（由于環空鉆井液未替出來，座封座掛穩壓值比設計值要高）。

3.7 環空驗封

座封座掛結束后水泥車對環空打壓到15MPa，穩壓15min不降，合格。

3.8 坐封雙向懸掛封隔器與裸眼封隔器

①敞開油套環空，隨時觀察返液情況;②坐封裸眼封隔器：憋壓到12MPa，穩壓3min，提高壓力到15MPa，穩壓3min;③繼續提高壓力到17MPa，懸掛器卡瓦張開;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驗封：環空打壓到15MPa，檢驗懸掛封隔器的密封性，穩壓15min，壓降不超過0.3MPa為合格;如果出現異常情況，根據現場情況研究討論具體方案;⑥丟手：液壓丟手三次（28MPa、30MPa、31MPa）穩壓1min，上提管柱，未丟開。采用備用的機械丟手正轉9圈銷釘剪斷，繼續正轉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）

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，上下活動油管串無效（鉆具+油管串懸重68t），再次上提鉆具至78t時，油管串脫開，懸重變成60t，起鉆檢查油管串脫落情況，起出88.9mm油管31根，魚頂位置2671.98m，起出油管公扣斷絲扣磨平報廢。再次下入公錐對接井下油管，鉆具懸重62t，下壓10kN正轉16圈，落魚對接成功。上提鉆具至120t，下放鉆具至20t，上下活動鉆具無效。之后采用泵車注入解卡劑10m3，侵泡井段3000-3730m，侵泡時間24h，循環替出解卡劑，上提至120t，下放至30t，上下活動鉆具無效。經過多方討論決定采取倒扣方式，鉆具懸重62t，下壓10kN，倒轉19圈，倒扣成功，起鉆檢查起出88.9mm油管5根，魚頂深度3081m。該井掉完井管柱最后認定的主要原因在于油管扣不合格。

5 認識

①小井眼側鉆水平井技術在蘇里格氣田油氣藏挖潛增效上已經取得了非常明顯的效果，小井眼鉆完井技術愈發成熟。蘇53-80-13CH小井眼裸眼完井壓裂技術的施工成功，進一步證明了蘇里格地區蘇53區塊的裸眼分段壓裂完井技術的日漸成熟，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，為油氣田增產穩產提供技術儲備，具有很高的經濟價值和應用價值;②施工過程針對投球頂替座封座掛，環空驗封，打丟手等分段壓裂過程中遇到的各種難題，提出了具體解決措施，針對個別問題給出了相關建議。

參考文獻：

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