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塔里木盆地塔河油田水平井完井技术现状 塔河油田的平井准备主要采用闭式孔、开放式孔和复合孔的方法。介绍了该油田碳酸盐岩油藏和碎屑岩油藏完井技术现状。为了满足储层分段改造、分段找水堵水和控水稳油生产需求,以老井侧钻、顺9外围井区为例提出了分段完井对策及建议,分析了相关完井管柱的结构、特点及工艺原理,探索了一系列具有较强针对性和实用性的分段完井关键技术,藉此推进塔河油田高产和水平井分段完井技术的发展。 1 碳酸盐岩和碎屑岩2大类油藏高效开发技术 随着钻完井技术的发展,定向水平井已成为塔河碳酸盐岩和碎屑岩2大类油藏高效开发的重要手段。目前,塔河油田水平井完井主要以闭式完井、开式完井和复合完井方式为主,具体情况如下。 1.1 前期完井方式单一 塔河奥陶系碳酸盐岩油气藏已经深入开发了10多年。由于储层裂缝、孔、洞发育及稳定性好等条件,在油田勘探开发初期,所有勘探井与开发井均采用了先期裸眼完井方式,其设计井身结构与套管程序如表1所示,完井方式单一,后期酸压大部分采用笼统措施管柱完井。为了穿遇更多的储集体,水平段逐渐加长,现有完井方式已不能满足后期分段酸压的需求;同时随着中后期含水的上升,已无法满足选择性开采的需求。 1.2 单一完井方式难以满足水平井开发的需求 塔河油田碎屑岩埋藏深、分布广、油藏类型复杂,水体能量差异大,单一的完井方式难以满足水平井开发的需要。经过近10年发展,已形成了以筛管和射孔完井为主,裸眼、双分支、水平井调流控水筛管和中心管等多元化的完井技术。 1.2.1 -1井区及菲尔德拉等地区 筛管完井工艺主要在油层厚度大于15 m的水平井中应用。在1、2、9区、S3-1井区及雅克拉等地区近50口井采用此完井方式,约占总井数的40%。主要采用三开井身结构:?339.7 mm×?244.5 mm×?177.8 mm,水平井段采用?177.8 mm套管下部带?139.7 mm割缝筛管完井。 1.2.2 现分段开采 射孔完井工艺主要应用于油层厚度小于15 m的水平井,可实现分段开采。2005年6月以后开发的TK、AT、YT和KZ等区块共有近80口井采用此完井方式,占碎屑岩总井数的60%,并已形成以分段射孔和避射低边为核心的射孔优化技术。 2 碳酸盐岩侧钻和平井的段体完成 为了节约成本,提高老井利用率,在老井的基础上定向侧钻水平井将是挖潜深层油气藏的一种有效办法。 2.1 侧钻方法和准备因素 2.1.1 套管侧钻完井 塔河油田老井侧钻的井身结构多为三开结构,均用?149.2 mm钻头在?177.8 mm套管开窗侧钻,完井方式为裸眼完井。根据储层特征及钻完井技术现状选择先期裸眼完井或波纹管辅助封固泥岩层段裸眼完井,其优点是无需注水泥固井,加固石炭系泥岩层段,扩眼保障钻进通径,满足后期完井需求。兼顾避水及酸压投产需求等因素优选预置式分段酸压及生产一体化完井管柱。 2.1.2 巴楚组侧钻井 (1)考虑目标油藏的位置和侧钻水平井的技术要求,便于后期作业施工。侧钻点一般选择在古生界石炭系下统卡拉沙依组下端,在钻至目标层奥陶系一间房组的过程中,必须要穿越古生界石炭系下统巴楚组,而巴楚组属于泥质砂岩,泥质含量较高,地层极其不稳定,泥岩易吸水膨胀垮塌,此层的出现对侧钻井后期作业及开采提出了很高的要求,必须采取有效措施封固此段。 (2)由于侧钻点的位置相对较深,老井在此深度均采用?177.8 mm套管,只能下?149.2 mm钻头进行侧钻,常规的?127.0 mm套管已无法下入,不能再增加套管层次满足后期开采的需要。 (3)目的层奥陶系一间房组属于海相碳酸岩体系,在求产过程中,一般需要进行酸化压裂,考虑到侧钻井的井眼尺寸、井深以及地层条件,这些因素都对封隔器、酸压管柱和完井管柱的下入及管柱尺寸、管柱的组合方式提出了更高的要求。 2.2 侧井开挖段完井管柱 2.2.1 侧井预备酸压井管柱 (1) 管柱井筒 如图1所示,侧钻水平井预置式笼统酸压完井管柱主要由可插接式?177.8 mm套管悬挂封隔器、?114.3 mm套管和?149.2 mm管外封隔器等组成。该管柱特点为:可以封固泥岩层段,有效卡堵出水段;满足酸洗及笼统酸压的投产需求;可以实现重复酸压;后期井筒举升既可开式采油亦可插接闭式采油;为提高裸眼井壁强度,延长其寿命,在膨胀波纹管辅助加固后可以考虑注水泥固井。 (2) 管悬挂封及管外封隔器 侧钻裸眼完井后通井划眼;下完井管柱:?88.9 mm P-105 EU油管+?177.8 mm套管悬挂封+?114.3 mm P-110 EU LTC套管+刚性扶正器+?149.2 mm管外封隔器+刚性扶正器+?114.3 mm P-110 EU LTC套管;管柱到位后,洗井、投球、打压坐封悬挂封隔器、提高压力丢手和上提投送管柱,管外封隔器遇水膨胀坐封;下放管柱、插