筛管完井水平井现状及下步措施

筛管完井水平井现状及下步措施一、水平井现状截止2013年9月底，采油厂已完钻各类水平井206口，投产水平井204口，开井164口，开井率80.4%，综合日产液量8432.9m3,日产油量601t，综合含水92.9%。平均单井日产液51.4m3,日油3.7t。动液面469m。1、 按照完井方式分类：套管射孔完井106口，开井79口，综合日液5248.4m3,日油236.6t，综合含水95.5%。平均单井日产液66.4m3，日油3.0t。动液面462m。裸眼筛管完井98口，开井85口，综合日液3184.5m3，日油364.6t，综合含水88.5%。平均单井日产液37.5m3,日油4.3t。2、 按照油藏类型分类：注水（聚）单元水平井65口，开井44口，综合日液3226.3m3，日油139.5t,综合含水95.7%。平均单井日产液73.3m3,日油3.2t。动液面480m。断块单元水平井16口，开井14口，综合日液2034.1m3,日油509，综合含水97.5%。平均单井日产液145.3m3,日油3.6t。动液面335m。稠油单元水平井123口，开井107口，综合日液3172.5m3,日油410.6t，综合含水87.0%。平均单井日产液29.6m3,日油3.8t。动液面662m。表1水平井分类现状统计油藏类型完井方式总井开井综合日液综合日油综合含水平均单井日油平均单井日液水驱套管非侧钻523425106110295673832侧钻65146.39.993.229.32.0筛管非侧钻///////侧钻755694194966113939小计654432263139595773332断块套管非侧钻151319506499974150038侧钻///////筛管非侧钻11835198883510侧钻///////小计16142034.150.997.5145.33.6稠油套管非侧钻3328640966689622924侧钻///////筛管非侧钻90792531634486432044侧钻///////小计12310731725410687129638全厂套管非侧钻1007551021226795668030侧钻6514639993229320筛管非侧钻91802615.134586.832.74.3侧钻755694194966113939合计2041648432960192951437

二、停产及高含水水平井现状1、停产水平井目前，停产水平井41口，其中管杆问题6口，出砂4口，高含水13口，正作业10口，待作业3口，不供液4口。高含水停产是主要原因，相对集中的存在于水驱单元油藏；其次作业占用井也较多，主要集中在稠油单元油藏。表2停产水平井分类现状统计停产原因完井方式油藏类型合计套管筛管水驱断块稠油管杆42426出砂23324高含水10310313正作业642810待作业3213不供液31224合计281321218412、高含水水平井目前，含水三95%的水平井56口，占开井总数的34.1%，综合日产液量5261m3,日产油101.2t，综合含水98.1%。平均单井日液93.9m3,日产油1.8t。高含水水平在各油藏均普遍存在，水驱、断块、稠油比例分别为56.8%、71.4%19.6%。套管水平井、筛管水平井高含水比例分别为48.1%、21.1%。表3高含水水平井分类现状统计油藏类型完井方式总井综合日液综合日油综合含水平均单井日油平均单井日液水驱套管非侧钻211780.541.897.784.82.0侧钻2105.80.899.252.90.4筛管非侧钻//////侧钻236248987181024小计252248.347.497.989.91.9断块套管非侧钻91743.527.198.4193.73.0侧钻//////筛管非侧钻183.5198.883.51.0侧钻//////小计101827281985182728稠油套管非侧钻6331.57.297.855.31.2侧钻//////筛管非侧钻15854.218.597.856.91.2侧钻//////小计211185.725.797.856.51.2全厂套管非侧钻363855.576.198.0107.12.1侧钻2105.80.899.252.90.4筛管非侧钻16937.719.597.958.61.2侧钻23624.898.7181.02.4合计565261101.298.193.91.8三、筛管出砂水平井现状裸眼筛管完井98口，筛管完好水平井45口，占比例45.9%；出砂筛管水平井53口，占比例54.1%。其中出砂水平井中已采取二次机械防砂34口，开井26口，综合日产液607.9m3,日产油100.3t，平均单井日液23.4m3,日油39；采取化学防砂维持生产4口井，开井3口，综合日液124.3m3,日产油11.3t,平均单井日液41.4m3,日油3.8t；未采取二次防砂15口,开井13口,综合日液810.5m3,日油61.3t，平均单井日液62.3m3,日油4.7t。从以上统计看出，采取管内二次机械防砂对液量有影响最大；筛管完井防砂影响次之；筛管出砂后化学防砂对液量影响较小；不防砂采油产液水平最好。表4筛管出砂水平井分类现状统计分类井数〔开井综合日综合日滁合含腐均单井1日液匀单井1日油 停产井原因已出砂，未二次防砂18810.561.892.462.84.7出砂GO7-84CP215正作业GD9P14已二次机械防砂8426607.9100.888.528.48.9泵杆GO4-18CP12出砂OGD828P10XTKD192P2高含XTKD82P8正作业G0GD9PG0GD9PHLKD642P8不供液G0GD828P1化学防砂48124.311.890.941.48.8泵杆GOGD810P4筛管完好45481641.8191.588.888.24.5高含水GOGD828IHLKD642PM5C合计98858184.5864.488.687.54.8四、筛管出砂原因分析总的来说，裸眼筛管完井防砂失效原因是：一是筛管完井水平井由于酸洗工艺本身设计不合理，酸洗只能将皮碗封前筛管段酸洗，而皮碗封后筛管未能得到有效酸洗，易出现产液不均衡即集中产液现象；二是A靶点附近渗流压差大，渗流阻力小，造成流体流速高，泥浆或粉细砂堵塞部分筛管孔，造成局部出液，形成射刺坏筛管；三是注汽引起筛管膨胀蠕动，而由于地层坍塌造成伸缩不畅，造成局部应力集中，引起筛管损坏，造成防砂失效。因此，筛管水平井出砂主要有挡砂精度设计正常出砂、局部点状破损损坏出砂、套管变形损坏出砂三种形式。三种出砂形式判断的主要依据可以从地层出砂粒径分析、套管通井措施综合分析获得。挡砂精度设计正常出砂一般地层冲出砂量较少，冲出砂粒径较细，粒度中值

低于筛管挡砂精度，沉砂井段一般集中在筛管出液段及以上套管内；局部点状破损出砂一般出砂量较大，冲出砂粒径较粗，粒度中值为正常地层砂中值，沉砂井段集中在损坏点以上井段至造斜点附近，通井套管无明显问题；图1GD9P5起出防砂管柱损坏照片套管变形损坏出砂与点状出砂的区别在于通井过程中，通井规在筛管部位出现遇阻，只能采用规格较小的工具通过。图2KD18P2铅印照片五、出砂水平井治理对策结合以上分析认识，2013年对出砂筛管水平井实施分类治理，更注重对水平井原筛管的有效利用，避免采取简单、笼统二次机械防砂，有效降低了管内二次方所引起的液量影响及费用大幅增加。主要技术措施：一是引进试验水平井含砂在线检测找漏技术，配合水平井一次卡封措施实现对出砂井段的科学界定和可靠封隔；二是改进水平井充填工具，在原有正向充填基础引进了一趟管柱的冲砂防砂一体逆向充填技术，解决出砂极为严重水平井防砂管柱多次下不到位的难题。1、水平井含砂在线检测技术找漏及卡封技术水平井卡封技术在2009年已经开始试验应用，初期筛管损坏出砂点的确定主要依靠经验分析，卡封点集中在第一级酸洗封隔器、第一级均匀配注器深度附近。卡封工具采用大通径封隔器，即实现有效封隔，又预留最大尺寸井眼。管柱组合：大通径卡封堵漏管柱一般自下到上为：0127mm喇叭口+f127mm无节箍套管短节+Y341-152F+f127mm无节箍套管+f140mm安全接头+水平井悬挂封隔器+水平井丢手工具(内部悬挂f114*62mm皮碗封隔器+f73mm油管至f127mm无节箍套管短节处)+施工油管采用液压坐封，倒扣丢手，密封压差25Mpa。留井管柱最小内通径f108mm,基本满足后期作业冲砂、注汽工具的顺利下入。2009年采用卡封堵漏工艺扶停井2口——GD9P5、GD822P5，累计增产原油15433.2t。其中GD822P5卡封后恢复峰值日产液30.1m3,日产油16t,有效期已达1613天，累计增产原油14633t。表5筛管出砂水平井卡封漏点效果统计序号井号开井时间措施前措施后有效期(d)累产油(t)日液(t)日油(t)含水(%)日液(t)日油(t)含水(%)1GOGD9P52009-3-1012.94.664.364.21576.5131800.22GOGD822P52009-4-7311549.230.11646.8161314633小计43.919.655.494.33167.115433.2随着筛管水平井生产周期的不断延长,单一采用经验方法难以准确判断筛管损坏出砂点。2013年以来,为更科学、有效的界定筛管出砂井段,开展了水平井含砂在线检测找漏技术。水平井含砂在线检测技术是将两级皮碗封隔器间隔下入井内筛管段,使用地面泵车作为动力源,分段反循环冲洗筛管。同时在地面流程弯管安装声波信号采集仪器,利用循环液携带地层砂至井口在流程弯管处发生碰撞时产生声波,通过数据处理器将声波转换为电信号记录下来,结合深度资料和声波强度曲线综合对比确定出砂段定量数据。而后采用可反循环冲砂卡封管柱一次完成对卡封点的有效封堵,有效解决和提高了冲砂严重水平井管柱不到位的问题。水力锚1克［Ll〕mw■a■0水力锚1克［Ll〕mw■a■0Lj-!图4水平井含砂检测现场施工图2013年，以完成筛管水平井含砂在线检测找漏卡封作业2口井——GOGD828P4、GOGD9P7。其中GOGD828P4措施前日产液量18.6m3,日产油1.5t,含水91.6%。013.7.9日找漏卡封后开井，目前日产液量17.7m3,日产油2.6t,含水85.1%。动液面523m,阶段周期82天。GOGD9P7于GOGD9P7于2013.8.22完成出砂点测试，目前以卡封正在注汽。2、水平井二次充填防砂技术但是由于水平井充填井段一般较长，从数十米到几百米，又呈水平状，携砂液的流动方向与砾石的重力方向——即砾石自然沉积的方向不一致，若采用常规砾石充填方法，易在防砂筛管的前端沉积而出现早期砂桥而终止砾石充填过程，这种现象在充填井段存在高渗漏区域时更易发生，从而造成砾石充填不密实甚至部分井段完全没有砾石充填，严重影响防砂效果，甚至造成防砂失败。水平井正向循环充填的技术关键应首先保证能够在水平段形成“平衡堤”式充填，然后保证避免出现提前砂堵。即在第一阶段充填过程中，携砂液必须即能携砂又可使部分颗粒顺利沉积；当砂浆前沿达到水平井筒末端时，平衡堤高度必须控制低于套管上壁高度。水平井常规逆向充填施工繁琐，需要先期下绕与二次下密封插头作业结合实现，因此既增加了施工工序，又增加了施工风险。因此，需要对管内砾石充填技术进行完善改进，实现一趟管柱完成逆向充填防砂施工，同时具有挤压与循环充填功能，提高水平井充填防砂质量。改进一：由常规正向循环充填改为底部逆向充填，更有利于充填砂沿水流运动方向推进沉积。图6正向循环充填与底部逆向充填示意图改进二：由常规两步法逆向充填改为一步法逆向充填，由于井下工具的改进，既可以减少作业工序一道，又可以在地层出砂极为严重是采取正冲砂下入法，确保安全顺利下入，减少了作业施工风险。其中将底部开关弹簧的螺旋式改为板簧式；一级弹簧单流阀改为两级独立的板簧单流阀；采用高温板簧，可耐温350°C,满足了防砂注汽的要求。图7一步法逆向充填工具与底部开关图图8多密封底部开关示意图改进三：管柱扶正器由铁质焊接改为可破碎工程塑料，给后期处理降低了难度。图9可破碎工程塑料扶正器经过以上工具技术的整合，较好实现了砾石砂浆从防砂管的底部进入筛套环空，对地层进行砾石充填；同时对筛套环空进行砾石循环充填的目的，既经济、安全、可靠，又提高了水平井充填效率，提高水平井产量。2013年以来，通过以上三方面的技术改进，形成了安全、经济的一步法逆向充填工艺。已实施水平进防砂4口井——GOGD9P5（老井）、HLKD32P31（新井）、HLKD52P9、HLKD52P4。现场施工过程表明，井下工具各部分工作可靠,施工顺利，可以满足充填施工排量的需求。目前，3口井均已正常投产，1口井正完井作业。措施后单井平均日液32.536.2吨，日油7.5吨，含水76.9%。其中老井GDOGD9P5实施逆向充填后单井日液达到57吨，日油14吨，含水75.4%，较措施前日增液17吨，日增油9.6吨。总计阶段累计产油1395.8吨。表6一趟管柱逆向充填水平井效果统计序号井号开井日期日液日油含水生产天数累产油备注1G0GD9P52013-6-340.11269.61231097老井2HLKD52P92013-9-2540.22.394.286.7新井3XTKD32P312013-7-2117.28.25271292.1新井平均32.57.576.93、高含水水平井治理氮气泡沫调剖技术：选择氮气泡沫，是基于以下几点考虑：⑴、氮气泡沫具有视粘度高的特点，能够压制层内高含水，提高开发效果；⑵、氮气泡沫具有遇水稳定遇油不稳定的特点，该特点能够封堵层内高含水段，提高富集油地带的动用程度；⑶、氮气泡沫的破灭和再生同时进行，能够实现对地层深部的封堵调剖；⑷、氮气泡沫具有一定的界面活性，能够提高洗油效率；⑸、氮气具有一定的超覆性，能够运移到油层顶部，形成“气顶”增加油藏能量的同时，还能将位于油层顶部的剩余油压制下来。物模试验室内的物模试验，主要是针对泡沫对岩芯的封堵能力、泡沫对油、水层的选择性封堵、泡沫对高低渗透层的选择性封堵能力、泡沫在岩芯中的稳定性能，以及注入工艺的模拟，来确定现场的最佳注入工艺。泡沫对岩芯的封堵能力研究实验方法及流程：填制岩心（1达西）一饱和水一注入发泡剂1PV—注入氮气f后续水驱从后续水驱开始，计算不同水驱体积，泡沫对岩芯的封堵率。从氮气泡沫对岩心封堵率试验来看，泡沫对岩心的封堵率在90％以上，泡沫堵剂流动性能较好，在后续水驱中易被驱替出，因此封堵率随着水驱体积的增加下降。泡沫对油、水层选择性堵水研究实验方法及流程：饱和油：填制岩心（1达西）一饱和油一水驱至含水95%—注入发泡剂0.5PV一注入氮气一后续水驱饱和水：填制岩心（1达西）一饱和水一注入发泡剂0.5PV—注入氮气一后续水驱从后续水驱开始，记录不同水驱体积的压力变化，和封堵率的变化。饱和水岩心的水驱压力明显高于饱和油岩心的水驱压力。计算得之，水驱至10pv时，水相渗透率为0.275达西，封堵率为72.5%；油相渗透率为0.683达西，封堵率为31.7％，该实验表明，泡沫具有较强的对水层选择性封堵能力。1.3氮气泡沫对不同渗透率差异的封堵规律研究实验方法及流程：填制不同渗透率（1D和5D）的岩芯管并联一饱和水一注发泡剂f注氮气f后续水驱在相同压力系统下，测试氮气泡沫在不同渗透率岩芯管中的渗流规律。从后续水驱流量曲线看，注入氮气发泡后水驱，开始两管流量曲线相近，说明泡沫起到了明显的调整剖面的作用；后随着不断冲刷，泡沫流出岩心管，高渗透管流量不断增大，低渗透管减少。两管的渗透率级差逐渐增大。1.4发泡方式的模拟试验实验方法及流程：采用玻璃板一中间填砂一制成具有渗透率差异的平板模型一饱和油一水驱一注发泡剂一注氮气从可视化模拟试验看，如果先注发泡剂，后续注入的氮气容易沿上部或未发泡的地方发生气窜，因此注入过程应采用地面发泡方式注入。2、结论及应用水平井堵水工艺试验表明：氮气泡沫堵水调剖封堵强度较低，适用于低含水水平井注汽及边底水水平井投产先期预防性堵水注汽；温敏凝胶堵水高温封堵强度较高，适用于含水突进，含水率较高，且存在剩余油富集段的水平井堵水注汽具有不同的适用条件。2013年，实施氮气泡沫调剖施工7口井平均含水由措施前的93.4%降低到81.5%,平均单井日油由2.7t/d增加到6.0t/d，阶段累增油2713.9吨。表7稠油水平井堵水效果统计措施前措施后对比累计有效累计增油t序号井号开井日期日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d含水%日液t/d日油t/d天数d1XTKD32P242013.3.1(27.22.590.922.87.268.7-6.85.5181852.52XTKD18P12013.3.1759.92.695.540.4586.6-24.82.9165401.23XTKD32P92013.4.2554.3394.331.87.377.1-31.12.4131605.94XTKD32P192013.5.2746.23.492.637.94.388.8-17.7-0.867103.65XTKD32P62013.6.657.22.895.1357.379.2-22.24.590432.96XTKD18P62013.7.824.83.28728.66.676.93.83.466242.27XTKD18P32013.8.2116.81.193.330.54.585.313.73.42075.6开井小计40.92.793.432.46.081.5-8.53.47202713.9五、2014年计划筛管水平井出砂是当前的主要难题，总结2013年水平井治理经验，2014年计划继续扩大两项治砂措施应用力度，一是对筛管状况良好水平井以含砂检测找漏为依据实施卡丢封，利用原生产井眼，提高水平井段筛管产油贡献率；二是对需要二次防砂且地层吐砂严重，为确保一次防砂成功，实施一趟管柱冲砂防砂一