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钻完井方案一体化优化设计及实施效果分析大庆油田公司采油工程研究院马文海一、钻完井方案一体化设计模式二、实施效果分析三、结论及下步工作建议目录火山岩气藏具有非均质性强，低孔、低渗特征，II、III类储层多需要压裂改造后投产气井普遍出水、压力下降快，低产低压井数较多各井区CO2含量差异大，一般介于0.37～24.52%1、徐深气田基本情况一、钻完井方案一体化设计模式筛管+管外封隔器完井井身结构裸眼分段压裂完井井身结构Ⅰ类储层II、III类储层筛管完井技术和裸眼分段压裂完井技术已成为徐深气田的水平井主体完井技术传统钻完井设计流程气藏开发方案钻井后根据测井资料，确定压裂方案钻井要求：井身结构、套管参数等钻井根据压裂试气结果，确定生产完井方案压裂改造投产完井问题三气井压裂完井方案需在钻完井后根据测井资料才能确定，同时购买工具也需要一定的周期，延长了气井无效工作时间问题一设计顺退，由于井身结构单一，无法满足后续多种压裂措施的要求，易造成增产措施无法发挥最大功效2、气井钻完井过程中存在的问题问题二井身结构没有考虑后续更换管柱、完井等作业施工，导致后续作业需压井才能实施，污染地层、施工成本高大庆油田公司采油工程研究院钻井设计时没有充分考虑今后改造及生产中会出现的情况，易造成后续单项技术无法实施或无法发挥最大功效2012年开始，油田公司推行“一体化设计”理念，把钻井完井、压裂改造、生产完井、试气、投产等综合考虑，形成钻完井一体化流程，保证气井安全高效生产3、钻完井一体化模式的建立气藏方案钻井工程钻完井工程方案增产改造工艺通过压后产量预测，确定改造规模、压裂段数等参数设计符合增产改造工艺和生产完井工艺要求的钻井井身结构钻完井一体化设计原则生产完井工艺满足气井合理配产、后续生产工艺措施要求，减少作业过程中储层伤害大庆油田公司采油工程研究院1完井设计依据2钻井完井工程方案3回接固井工程方案4压裂工程方案5生产完井工程方案6方案实施要求及施工单位准备7工程投资估算8井控方案及HSE要求9完井工程方案要点在钻完井一体化设计原则的指导下，提前完成《气井完井工程方案》编制，指导各环节施工设计，提高完井工作效率大庆油田公司采油工程研究院气藏方案要求产能预测：16×104m3/d压裂方式：满足800m水平井段4～6段压裂改造需求流体性质：CO2平均含量5.0%0.0010.0020.0030.0040.0050.00123456789101112131415裂缝条数15天日产量*104m3/d0.003.006.009.0012.00360天日产量*104m3/d15天后日产量360天后日产量钻完井方案推荐压裂段数达到6段时气井产量达到最优压裂段数优化预测图实例：徐深903-平1井大庆油田公司采油工程研究院压裂规模05001000150020002500300035004000450000.511.522.5腐蚀速率mm/a井深m徐深903-平1井钻完井管柱图油管尺寸优选水平段采用裸眼封隔器分为6段对尾管悬挂器以上51/2套管回接固井完井后则采用31/2油管通过投级差0.125密封球实现分段压裂不压井完井工艺大庆油田公司采油工程研究院油套管材质优选1、2012年在天然气开发部的指导下，大庆油田在5口气井实施了钻完井一体化方案，提高了气井各环节的完井施工工作效率，缩短了钻完井周期序号井号井身结构压裂方式完井方式段数进展情况1徐深23-平1133/8″-95/8″-5½″套管压裂裸眼分段9准备压裂2徐深8-更平1133/8″-95/8″-7″压裂投产一体化裸眼分段5准备投产3徐深27-平1133/8″-95/8″-5½″压裂投产一体化裸眼分段10准备钻井4徐深903-平1133/8″-95/8″-5½″压裂投产一体化裸眼分段6准备压裂5徐深9-平410¾″-7″-6″（裸眼段）压裂投产一体化裸眼分段11正在钻井二、实施效果分析实施钻完井一体化方案的气井统计表26021050天设计优化前完井平均周期，天徐深903-平1井完井周期，天2、针对单一井身结构不能满足新开发目标储层动用的要求，开展井身结构优化，在徐深9-平4井设计了小井眼钻井工艺按照地质设计要求，该井需要满足11段压裂要求井身结构：一开10¾〃技套，二开7〃套管，三开水平段6〃裸眼采用投级差0.125“密封球实现水平段的11段压裂徐深9-平4井井身结构图大庆油田公司采油工程研究院针对套管压裂气井，存在的返排率低、携液能力差的问题，需及时下入生产管柱井口套管阀3、针对即将投入开发的区块主要为III类低品位储层的实际，在徐深23-平1井设计了套管压裂工艺，探索此类气藏提高单井产量，实现体积动用的主体工艺徐深23-平1井完井管柱图油管四通套管阀大庆油田公司采油工程研究院压裂时套管阀上部装压裂井口，压后关闭井口套管阀采用带压作业方式下入封隔器及生产管柱，实现不压井更换生产管柱工艺一:压裂后用堵塞器封堵，更换生产管柱工艺二:压裂后采用投球封堵，更换生产管柱徐深903-平1井压裂完井工艺4、为了减少作业过程中储层伤害，简化环节，节约时间，设计了压裂完井新工艺，实现不压井更换压裂管柱，保护储层徐深9-平4井压裂完井工艺大庆油田公司采油工程研究院徐深8更-平1井压裂完井一体化工艺实例：徐深8更-平1井针对该井在钻井过程中地层有漏失（680m3）的现象，且具有高压（28MPa）高产（无阻流量227×104m3/d）的特点，为避免压井污染气层，且压井过程中存在着地层漏失，有可能压井失败的风险，设计了不压井更换管柱工艺达到了保护储层的目的杜绝了地层漏失的发生节省了压井液，提高了经济效益目前徐深8更-平1井已成功了实施该工艺，保证了该井安全投产大庆油田公司采油工程研究院三、结论及下步工作建议1、结论一是根据气藏开发方案，综合钻完井、压裂改造及生产完井制定钻完井一体化方案，满足压裂改造及长期安全生产要求二是提前制定完井方案，并以此购买完井工具，确保了完井施工做到“无缝衔接”（作业分包商优选，设备材料招标采办和施工的统一组织管理），进一步缩短完井周期三是制定全过程的储层保护措施，保证地层最大程度地不受污染，提高气井单井产量最终实现气井钻完井的安全高效大庆油田公司采油工程研究院（1）继续完善方案内容、优化完井方法、制定完井规范2、下步工作建议对气井钻完井设计全过程制定相应的规范标准，提高气井施工质量控制，确保气井安全生产三、结论及下步工作建议大庆油田公司采油工程研究院（2）加强气井井筒安全评估针对采用套管压裂方式实现多级改造对生产套管的钢级和耐冲蚀强度提出更高要求的问题，开展复杂工况条件下的生产套管剩余强度分析，进行安全评估，满足气井井筒完整性要求生产套管的冲蚀实验气井完井投产工艺优化设计开裂套管套管受力数值模拟图三、结论及下步工作建议大庆油田公司采油工程研究院（3）应用先进钻完井方式根据油田公司2015年天然气上产50亿的战略部署，气井的开发目标储层将转向II、III类储层，随着目标储层的变化，完井方案也必须推选出与之相应的钻完井方式，以确保产能目标的顺利实现应用旋转导向等先进钻井技术，钻井提速提效设计超长水平井（1500m水平段)双分支水平井及多段压裂完井攻关方向大庆油田公司采油工程研究院（4）加强组织，提高效率，缩短建井周期组织协调，应用原钻机开展压裂作业施工，缩短施工周期，降低施工成本总结近几年现场经验，确定气井主体压裂、钻井、完井等工艺和工具，集中采购，以缩短完井周期，降低单井成本气井试气后，及时投产，避免出现“高危井”大庆油田公司采油工程研究院