大牛地气田水平井分支井完井工艺技术

大牛地气田水平井、分支井完井工艺技术华北分公司工程处2008.4.8一、前言二、井身结构优化三、裸眼水平井系列完井液技术四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术五、结论和下步工作目录气层组平均孔隙度（%）平均渗透率(×10-3µm2)压力系数盒310.271.360.98盒28.660.730.91盒19.090.550.87山27.940.580.85山17.620.660.9太28.580.700.79表1大牛地气田上古生界储层物性统计表一、前言一、前言(108m3)(108m3)(%)盒2+3552.13409.62142.5174.19盒11238.74104.331134.418.42山2487.46126.01361.4525.85山1505.05237.33267.7246.99太2436.63119.45317.1827.36太173.0422.1050.9430.26合计3293.051018.842274.2130.94动用程度层位累计探明地质储量未动用地质储量累计动用储量2006动用区2005老区2007年动用区探明储量分布及已动用储量分布图0100200300400500盒2+3盒1山2山1太2太1020040060080010001200盒2+3盒1山2山1太2太1各层位动用探明储量直方图各层位未动用探明储量直方图项目井数(口)原产能(亿方/年)现产能(亿方/年)开发先导建产481.501.412005年建产23310.0010.002006年建产1454.614.612007年建产154+2(水平井)4.34合计58220.36一、前言DP3井盒3DF2井山1DF1井山1DP35-1太2DP1井山1一、前言两个突破（1）DF2、DP3井两口水平井取得了较好的自然产能，打破了大牛地气田多年来将改造作为唯一投产建产手段的历史；（2）DP35-1机械分段限流压裂国内首次成功实施，并获得较好压裂效果。一、前言二、井身结构优化三、裸眼水平井系列完井液技术四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术五、结论和下步工作目录二、井身结构优化表5口水平井井身结构数据表井号一开二开三开钻头表套钻头技术套管钻头油层套管DP1171/2″×401.37133/8″×401.1981/2″×2927.007〞×2924.746〞×3600DP35-1121/4″×40195/8″×40081/2″×2695.257〞×2693.256〞×3495.4341/2″×(2593-3493.43)DF1121/4″×25995/8″×258.4481/2″×3124.077〞×3119.726〞×3805.58DF2171/2″×502133/8″×501.31121/4″×311195/8″×3109.0181/2″×4006.66DP3171/2″×506133/8″×505.47121/4″×2885.095/8″×2883.9881/2″×4086.00二、井身结构优化井号层位完钻时间靶点斜深（m）垂深（m）投影位移（m）井斜方位水平段位移水平段长DP1山103.5.8A29882844.44211.1686.02201.71822.0612.0B3588.892849.06811.1691.35207.47DP35-1太205.12.30A2637.52543.59212.3190.01357.571030817.69B3495.432539.07103090.220DF2山107.8.21A3106.092877.65350.0090.71298.961250.20897.65B4006.662882.011250.2087.80299.70DP3盒307.10.29A2865.212663.76350.0990.13258.661570.141202.02B4086.002683.641570.1491.00251.36DF1山107.3.161、左主井眼：3048.0-3082.4（卡钻）；2、右主井眼：3142.0-3176.39（废弃）；3、右井眼分支：3142.0-3236.7（卡钻）；4、主井眼：3119.72-3805.4表5口水平井水平段有关数据表一、前言二、井身结构优化三、裸眼水平井系列完井液技术四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术五、结论和下步工作目录表DP1井山1-1层与周围邻井产量效果对比表井号目的层措施无阻流量×104m3DP-1山1-1裸眼+ClO2+HCl解堵0.6124大探1山1-1压裂3.7D1-3-9山1-3压裂2.5D1-3-4盒3+山1-1压裂1.69D1-3-1山2+山1-1压裂0.12D1-3-6盒3+山1-1压裂1.22D1-3-7山1-1压裂0.11DK1山1-3压裂0.831、氧化解堵完井液三、裸眼水平井系列完井液技术表DP35-1井ASS-1泥浆滤饼酸溶率数据2、酸洗完井液序号酸液配方试验温度滤饼酸溶率，%30分钟90分钟115%HCl90℃95.2497.14297.4697.16平均96.3597.15320%HCl90℃96.9197.16497.4997.58平均97.3797.62512%HCl+3%HF90℃97.4397.60697.4697.80平均97.4597.70三、裸眼水平井系列完井液技术表DP35-1井裸眼井段酸洗后与周围邻井产量效果对比表2、酸洗完井液井号目的层措施无阻流量×104m3DP35-1太2酸洗0.08D35-14太2压裂1.7774D35-21太2压裂3.6128D35-22太2压裂2.8597D35-6太2压裂3.09D35-9太2+山1机械分层压裂1.6707D35-13太2压裂2.1083三、裸眼水平井系列完井液技术表DP3井钻井液滤饼酸溶试验序号泥饼压制时间（min）泥饼厚度（mm）盐酸溶液浓度（%）泥饼溶解时间(min)清洗程度17.50.5125全部2201.5125全部3151.555全部4151.555全部采用5%HCl+2%酸化缓蚀剂配方，DP3井完钻后于07.10.10进行了酸洗解堵，替酸液43方，共排出液体145.68m3，测试无阻流量7.0095×104m3/d。2、酸洗完井液三、裸眼水平井系列完井液技术日期油压（MPa)套压（MPa)套压下降速率（MPa/d)1.818.3918.431.1713.113.60.48/(10d)1.18－1.2013.4－13.4514.1－14.15－0.017/（3d）3.1811.412.20.03/（58d）581114172010月25日11月14日12月4日12月24日1月13日2月2日2月22日3月13日4月2日日期井口压力（MPa)020000400006000080000100000气产量（m3/d)油压（MPa)套压（MPa)日产气量（m3/d)以3万方/天的产量生产DP3试采效果三、裸眼水平井系列完井液技术表DP3井与周围邻井产量效果对比表井名无阻流量（104m3/d）目前产量（104m3/d）D1-1-451.90.7273D1-1-1093.30.6134D1-1-1104.120.9044D1-1-576.421.2237D1-1-376.690.8104D1-1-11111.01.7524DP37.00953.02402、酸洗完井液三、裸眼水平井系列完井液技术3、生物解堵完井液—DF2DF2井水平段钻井液配方为胜利钻井院的无粘土相漂珠钻井液体系3%TV-2+0.2-0.3%NaOH+0.3-0.5%XC+2-3%KCOOH+0.3-0.5%K-PAM+10-20%HGS6000。采用了3~5%聚合醇+2~3%KCOOH+3~5%MS-1+5~8%MS-2+5~6%SUNC生物解堵液：加入的表面活性剂，由于其活性高，能有效地降低界面张力，解决不合适的入井液体水锁伤害难题；加入的生物酶通过有效消除聚合物钻井液中聚合物残渣，分解钻井液在井壁周围形成的滤饼等。三、裸眼水平井系列完井液技术1012141618202210月25日11月14日12月4日12月24日1月13日2月2日2月22日3月13日4月2日4月22日日期井口压力（MPa)0100002000030000400005000060000气产量（m3/d)油压（MPa)套压（MPa)日产气量（m3/d)以4万方/天的产量生产基本能够稳产5万方/天4万方/天日期油压套压套压下降速率气产量水产量11月25日14.915.212月8日13.113.40.13/（14d）50.451月8日11.9120.047/（30d）50.371月17日12.613.12-0.062/（10d）40.332月21日11.7120.026/（35d）40.273月7日11.7120/(15d）40.2993、生物解堵完井液—DF2三、裸眼水平井系列完井液技术表DF2井与周围邻井对比表3、生物解堵完井液—DF2井名层位射孔井段（m）无阻流量（×104m3）目前产量（×104m3）D1-4-17S2-12800-280415.81862.38S1-22879-2888D1-4-55S1-22284.5-28887.65081.35S1-22892-2895D1-4-56S1-22882.5-2888.514.10811.35D1-4-57S1-22874.5-28786.29422.35S1-22880.5-2882.5DK28S1-32842-28453.19691.24S1-22876-2881S1-12893-2898D1-4-23S1-22867-28721.74490.422877-2882DF2S19.52134.0316三、裸眼水平井系列完井液技术一、前言二、井身结构优化三、裸眼水平井系列完井液技术四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术五、结论和下步工作目录1、DP35-1井基本情况井深井斜方位垂深水平位移靶点0.000.0000.000.002354.750.0002354.750.002564.7563.0002525.09104.392637.590.01357.572543.59212.31A3495.4390.2202539.071030.00B水平位移：1030米；水平段长：817.69米2006年1月1日进行酸洗处理，测试无阻流量0.08×104m3/d,由于产能很低，下41/2”套管。四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术2、DP35-1压裂层段优选3355～3425m，70m3111.6～3248.5m，126.9m2911.9～3102.0m，190.1m2749.1～2903.4m，154.3m四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术3、DP35-1井机械分段压裂完井工具油层一油层二扶正器SPK344封隔器SP注入阀SP单流阀SPK344封隔器压力、温度测试仪器扶正器SP安全接头SP水力锚导向器＋41/2in扶正器＋SPK344-90封隔器＋压温器＋90节流器＋SPK344-90封隔器＋41/2in扶正器＋90水力锚＋安全接头四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术4、定向射孔工艺采用73枪、89高能弹，180º、120º相位定向射孔四、尾管射孔机械分段压裂完井工艺技术5、DP35-1井分段压裂完井效果表压裂次序射孔井段厚度孔数砂量排量砂比无阻流量裂缝方向测试缝长13380～337466947.43.5-426.31.9323120.5～31210.5657.23-5.5186.7030703137.5～31380.563180.5～31810.563239.5～32400.5837.592.4-103.532933.0-2933.5m0.5455.92.6-5.416.35.962980.0-2980.5m0.543068.0-3068.75m0.751245137-18242785-278611342.84.5-4.620.76.6230152-1672833-2834114四段次