扶余油田浅层水平井采油工艺配套技术研究

1、扶余油田浅层水平井采油工艺配套技术研究摘要：水平井技术目前已日趋成熟，并得到广泛应用。2004年以来，在吉林扶余油田实施了一批水平井。该油田水平井由于储层浅（400550m之间）、斜井段长且水平位移大（斜井段长300m ，A点水平位移200m）、全角变化率大（10°/30m）、储层渗透率相对较高，为充分发挥水平井的技术优势，需要对水平段实施大段打开条件下的有效改造等特点及需求，给储层压裂改造和举升工作带来很大难度。为此，在储层压裂改造方面研究应用了适于分段压裂改造的工艺管柱，满足了长井段压裂的需求；提出了以减阻、扶正和防磨为主的有杆泵举升技术对策，解决了下泵在井斜70度以内的水平井、

2、大位移井有效举升问题，为水平井技术在吉林油田的大规模应用奠定了基础，同时也为国内相似条件下水平井应用提供了借鉴经验。关键词：扶余油田；浅层水平井；压裂；封隔器；举升；防磨设计随着水平井技术的不断成熟配套，近来年获得较大规模的发展，已成为油田开发中的一项主体体技术，被广泛应用于稠油油田、低渗透油田、老油田的挖潜当中。但就目前国内应用情况看，该项技术多应于中深井的开采，储层压裂改造多以限流法实现、流体举升设备一般未下到斜井段，对于浅层需进行大段改造、斜井段举升的实际需求，则没有开展这方面的试验与应用。下泵井斜角60度图1 扶平1井下泵深度示意图1 问题的提出2004年以来，吉林扶余油田产能建设受地

3、面条件的限制，需进行部分水平井的钻井工作。受储层埋藏深度的限制（埋深在400600m之间），形成了具有吉林油田特点的“浅层水平井”这一井眼状况，即斜井段的长度要远远大于直井段长度，而且具有井斜变化快（狗腿度可达815°/30m）的特点；同时，针对扶余油田的储层特点，为进一步发挥水平井技术优势，需对水平井实施大井段（每段30m以上）的分段压裂改造。因此，如何采取必要的技术措施，使这类井获得有效的压裂与举升，是目前采油工艺技术面临的首要任务。2 浅层水平井采油工艺技术实施的难点2.1扶余油田浅层水平井的特点与以往水平井相比，2004年以来吉林油田所完成的水平井具有以下特点：一是“井浅、位

4、移大”，所钻水平井储层埋藏浅，在400-550m之间，水平位大，水平位移达到500n左右。受井深的限制及满足水平位移的要求，使得造斜段上移，一般在100m左右即进入斜井段，使得直井段远远低于斜井段长度，举升工艺技术实施较困难。二是产能低，水平井所在区域已有直井产液在6t/d左右，按水平井产量是直井的3-5倍计算，水平井产量一般在20t/d左右的水平。三是储层条件相对较好，渗透率较高，但受储层压力及油品性质影响，必须实施压裂改造，每段打开程度较高，一般在30m以上。2.2浅层水平井采油工艺有效实施的难点吉林油田浅层水平井所具有的特点，也正是有效实施采油工艺技术的难点所在：首先，特殊的井眼形态，是

5、各项举升工艺技术首要考虑的技术应用条件。受井深的影响，导致造斜点上移，同时狗腿度增大，无论采取何种举升方式，举升设备下到斜井段已在所难免，这就要求，各种举升设备不但能够顺利下入到指定位置，而且能够保证正常的生产需求，保证生产长期稳定性，必须采取有效的防磨技术措施，这也是这类井举升设计与应用的核心内容。其次，较低的产量水平，使得对于举升方式的选择条件进一步苛刻，如电潜泵等具有举升较高液量优势的举升方式在目前技术条件下无法满足这种产量需求；同时，在这种较低产液水平条件上，为了保证产量，适当加深泵挂，无疑是一种必然的选择，这就无形中要求举升设备下井的加深，进入高井斜部位在所难免。最后，这类井必须实施

6、压裂改造，压裂井段每段在30m以上，施工规模及参数如何有效确定和实现则是所要考虑的重点。3 浅层水平井采油工艺技术应用实践3.1浅层水平井采油工艺研究与实施的总体思路针对长射孔段分段压裂的实际需求，采用通过油、套管间环空对油气层进行压裂的水平井分段环空长井段压裂工艺管柱和压裂优化设计方法。针对有效举升困难，提出了以减阻、扶正与防磨为核心的举升工艺设计与实施方法，其核心内容是如何采取有效措施，降低杆管间偏磨。3.2浅层水平井储层压裂改造技术研究目前，水平井压裂工艺常采用的有投球法、限流法等压裂工艺，但这些压裂工艺存在着不确定性、不能保证压开所有目的层、油管压裂摩阻大、施工压力高、射孔井段小、油层

7、打开程度低、油层改造不彻底等问题。水平井分射分压长井段环空压裂工艺技术在于克服以上的技术不足，提供一种下一次管柱通过油、套管间环空对油气层进行压裂的水平井分段环空长井段压裂工艺管柱和压裂优化设计方法。（1）水平井分段压裂总体技术路线采用长射孔井段分段压裂工艺技术，克服投球法、限流法等水平井常用压裂工艺技术对储层改造不彻底的问题，其技术优点主要体现在以下两方面：长射孔井段；最大限度提高油层的打开程度，增加泄油面积，设计单段射孔30-60m，为发挥水平井技术优势创造条件；分段压裂：下入封隔器进行分段压裂，提高压裂的针对性和有效性，充分发挥各段潜力。（2）水平井分段环空压裂工艺过程定向射孔枪下入水平

8、井设计井段，引爆射孔弹后，起出射孔管柱；下入压裂管柱，调整环空压裂封隔器位置，用地面泵车向油管内加压使环空压裂封隔器坐封，再向环空加压验封；验封合格后进行环空正常加砂压裂；压裂后向油管内加压使封隔器解封、冲砂，起出压裂管柱。 图2 水平井分段环空压裂工艺示意图（3）压裂管柱构成油管、环空压裂封隔器环空压裂封隔器原理水平井分段环空压裂工艺管柱具有液压坐封装置、洗井装置、锚定装置、封堵装置、解封装置，洗井装置的坐封活塞下端开有洗井通道，中心管下端开有洗井通道，坐封活塞内壁镶装的锯齿型坐封锁簧与中心管外螺纹锁定。图3 环空压裂封隔器原理图 1-上接头；2缸筒；3启动活塞；4坐封剪钉；5坐封活塞；6锁

9、块；7封堵芯；8隔环；9胶筒；10中心管； 11坐封锁簧；12上锥体；13卡瓦罩；14卡瓦；15解封剪钉；16弹簧；17下锥体；18卡瓦罩背帽技术特点：设有抗阻机构，遇阻不坐封，步进锁定，双向卡瓦坐封牢固可靠，液压解封强制卡瓦复位，解封可靠，设有正洗通道，压裂后打压解封可正洗井冲砂，备有下推解封工具，防止油管漏不起压时，可下推解封。水平井分段环空压裂工艺管柱技术性能指标：坐封压力 1315MPa工作上压差 50MPa工作下压差 15MPa解封压力 2530 MPa工作温度 120（4）压裂优化设计压裂难点一是水平井大射孔井段压裂机理不明确；二是射孔井段较长30-60m，压裂裂缝开启条数预测困难

10、，有效施工净压力分析困难；三是裂缝高度、裂缝条数要求合理控制排量；四是储层天然裂缝发育，必须解决降滤问题。采取的技术对策一是选择临近直井同层进行缝高测试，同时，该段主压裂前进行小型压裂测试，初步确定缝高、裂缝开启条数、压裂液效率及相关控制因素，优化施工参数；二是采用光油管，不下封隔器压裂管柱，在施工过程中监测套压，根据套压变化情况实时观测井底压力变化，提高压裂施工过程的可控性；三是针对压裂井段长，多裂缝形成可能性较大，因此采用投高压暂堵剂的方式对多裂缝进行封堵；采用高浓度胍胶作为液体胶塞降滤。（5）现场实施情况为了增加压裂过程中的可控性、数据分析的准确性和判断井下状况的及时性，确定采用环空压裂

11、、光油管压裂方式。目前已完成水平井储层压裂改造5口，大斜度井3口，长射孔井段多裂缝光油管压裂技术（8井次），分段环空压裂技术（17井次）；压裂成功率100%。施工过程中的最高加砂速度达到1.5m3/min，压后平均稳定产量保持在10 m3/d左右的水平，取得非常显著效果。3.3浅层水平井举升配套技术研究（1）前期工作实践与认识2003年，针对扶余、新木等油田的开发需求，吉林油田进行了一批浅层定向井的钻井工作，造斜点在150m左右，井斜角一般在25-40°，狗腿度在5-7.5°/30m。有杆泵抽油机举升应用试验西+11-104井为吉林油田第一口浅层定向井，该井完钻井深550m

12、，油中位移82.6 m；造斜点处于90m，斜井段长度为直井段长度的5倍，最大井斜角22.4度。该井试验应用有杆泵抽油机举升，下泵斜深440m，对应井斜角达到22.5°。该井于2003年8月投产，初期产液在14t/d，产油6t/d，稳定产液保持在6t/d的水平，从满足产液需求方面，基本满足。但也暴露出该种举升方式对于浅层定向井不可克服的缺点，由于其斜井段的长度要远远大于直井段长度，使得抽油杆在井下受力状况变得异常复杂，严重影响到油井的正常生产。杆柱的运行存在上下行阻力大、光杆冲程不同步、泵充满程度低的现象，显示出该种举升方式对这类井的不适应性。同时常规抽油机举升具有占地面积大、地面构筑

13、物大、噪声高、生产管理满足安全环保难度大的缺点。浅层定向井螺杆泵举升试验浅层定向井抽油机举升试验表明，虽然该种举升方式能够维持油井的生产，但受该种举升过程杆管的往复式直线运动规律的影响，也存在着较大的不适应性，因此在抽油机举升取得认识的基础上，开展了螺杆泵举升应用试验。扶余油田东32-251是吉林油田最早试验应用螺杆泵举升的两口定向井之一，下泵深度460米，该点所对应的井斜角28.4度。针对螺杆泵的运行特点，在试验井的具体防磨措施上，主要考虑以下两方面：一是如何降低杆管间的磨损程度。由抽油机的低冲次得到启发，选择较大排量的螺杆泵（16-1200型），实现在低转数下满足产液的需求，使之运行转数正

14、常控制在100转/分以内。二是采取必要的扶正设计，以具体的井身结出发，在分析杆管间受力与摩损程度的前提下进行扶正器加法的设计工作。图5 32-251井加与不加扶正器时的各点磨损速度图6 32-251井加与不加扶正器时的各点所受压力东32-251、34-025 井，按所设计结果于2004年4月进行螺杆泵举升生产，初期转数80转左右/分，投产初期产液量9.7吨，排量泵效达到76%；井口压力3.4Mpa，扬程利用率62%；实际功率为2.8KW。这两口井自投产以来一直平稳运行，表现出所采取的防磨措施已取得效果，螺杆泵在浅层定向井举升中应用是可行的。（2）浅层水平井举升设计的基本思路及应用实践浅层定向井

15、举升工艺技术完善配套，为浅层水平井的举升提供了借鉴，但对于浅层水平井特定的井眼特征（下泵对应井斜由浅层定向井的20-30度提高到浅层水平井的60-70度，狗腿度由浅层定向井的5-8度/30米提高到浅层水平井的10-15度/30米），在这种情况下能否实现有效的举升，仍面临着巨大挑战，结合前期举升工艺技术应用实践与认识，提出了减阻、扶正和防磨为主的有杆泵举升技术对策。减阻，即如何有效减少杆的运行阻力，这在螺杆泵定向井举升试验中以得到较好解决，把杆的上下往复运动变为径向的旋转运动，这种情况下是如何优化运行参数，降低举升摩阻，这方面对螺杆泵举升的影响较小；扶正与防磨，则是在这种特定井眼条件下的关键。它

16、们之间互为因果，扶正的目的是为更好解决杆管间偏磨问题。扶正包括泵体的扶正、杆管的扶正，其核心内容是如何采取有效措施，降低杆管间偏磨。浅层水平井举升采取的基本技术对策一是在有效提高接触面的光滑程度，降低摩擦系数方面采取与钢质材料相比具有表面光滑耐磨材料。目前在这方面主要采用玻璃衬里或聚乙烯材料，它们与钢材相比都有表面光滑、摩擦系数小的优点。从价格对比分析，玻璃衬里油管相对较低，其摩擦系数只是钢的一半，为降低杆管间摩损、降低井筒流动阻力创造了条件。表1 内衬油管材料与钢表面性能对比 材料磨擦系数材料粗糙度（m）钢0.4-0.80.00015聚乙烯0.16-0.230.000005玻璃衬里0.2-0

17、.350.000015二是减少偏磨次数方面选择选取排量较大的泵，从而达到以较低的转数满足正常产液量的需求。选择每百转排量为28方/天的泵，对于日产液20方的井而言，正常生产只需80转左右的转数，既保证了运行的平稳，又有效降低了转数，使杆管间的接触次数降低，达到降低磨损的目的。三是在杆管间建立有效的分隔及降低接触压力方面优选扶正器类型，增强其耐磨性能。从具体的井身结构出发，以各点处杆管的实际受力情况为依据，优化扶正器的具体加法。采用尼龙杆体浇注式扶正器和碳纤维接箍扶正器结合使用。现场实践表明，采用碳纤维接箍扶正器其耐磨程度达到普通扶正器的5倍以上。四是在有效改善杆管间工作状况方面以井眼轨迹为出发

18、点，以各点杆管间在不同部位受力条件下的磨损程度分析为基础，对扶正器的加法进行优化设计，从而实施技扶正器的定点设计，这也是目前杆管间防磨技术对策是否有效的关键所在；同时针对下泵所对应的井斜情况，对泵体及附近油管扶正。扶平1井举升实践扶平1井是吉林油田第一口浅层水平井，该井于2004年10初完钻，在扶余油田、木头油田125区块浅层定向井取得成功经验的基础上，采用螺杆泵举升投产。该井下泵下深度为440米，对应井斜角达到60度。图8 杆管间压力及磨损程度分布情况通过杆管间压力及磨损程度分析表明，在狗腿度变化较大的200-300米井段内，杆管间压力及磨损程度处于高峰值区。扶正器所进行设计结果表明，这段也

19、正是扶正相对加密的区域，同时也说明对于扶正器的设计具有较强的针对性。扶平1井投产初期，日产液量为25t/d左右，目前仍保持在10t左右的水平，已正常运行10个月，也反映出所采取的技术措施是有效可行的。继扶平一井成功投产后，已相继投产了5口水平井和3大斜度井，均取得良好开发效果，为扶余油田综合调整目标的实现提供了有力支持。4 结论与认识通过设计与现场实施，对浅层水平井开发配套的关键采油工艺技术有了明确的认识：（1）采用压裂管柱实现对水平井的大段压裂改造是提高水平井储层改造的针对性和可控性的根本途径，该工艺的成功应用，不但为提高压裂效果创造了条件，而且对于后期的水平井分段注水、分注酸化等处理工艺提供了借鉴；（2）减阻、扶正和防磨是水平井举升的核心内容。就目前所具有的技术对策而言，以钻井的实际井眼轨迹为基础，