水平井试油测试技术研究与应用.docx
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水平井试油测试技术研究与应用
水平井试油测试技术研究与应用
水平井试油测试技术研究与应用
摘要水平井试油测试技术主要是通过水平井试油测试管柱力学分析找出管柱中的薄弱环节，选择合适的井下工具，配套相应的试油测试管柱，解决水平井试油测试工艺中存在的分层测试、排液量、油气层保护等方面的问题。
主题词水平井射孔分层试油
一、前言
水平井井斜角大（>86°）、水平位移长，在作业和生产过程中管柱要受内压、外压、井底钻压、自重、管内液体的粘滞力、库仑摩擦力、井壁支反力、活塞力等多种外栽的联合作用。
在管柱的下入过程中由于轴向力的存在，管柱可能发生正弦或螺旋弯曲，从而进一步增大了管柱与井壁之间的侧向力，导致管柱所受的摩擦力增加，严重时可能发生自锁。
由于摩擦力大，给封隔器坐封和井下开关工具的动作造成不利的影响。
井眼弯曲和失稳弯曲产生的附加弯曲也降低了井眼的安全系数。
特别是在内压、外压和轴向力作用下，管柱的强度要降低，容易导致管柱的破裂、挤扁和永久变形。
膨胀效应、温度效应、螺旋弯曲效应、轴力效应所产生的轴向位移等可能造成井下作业失败。
为了提高水平井的试油测试成功率，必须对井内管柱进行受力分析，找出薄弱环节，选择合适的井下工具，配套相应的试油测试管柱。
水平井作业过程中是否采用油层保护技术及应用好坏直接影响着水平井开发效益的高低。
射孔完井时地层易受外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害，微粒运移，结垢、细菌堵塞和应力敏感损害、水锁、贾敏效应、润湿反转、乳化堵塞等等，为了避免这些影响，射孔完井之前必须选择合理的射孔方式，选择与地层配伍性好的射孔液。
水平井与垂直井对比存在油层裸露面积大、钻井作业时浸泡时间长、作业压耗较大导致地层易漏、水平井段井壁稳定性要求高。
为了最大程度地改善地层，减少措施作业时对地层所造成的二次伤害，必须对水平井排液测试工艺进行优化，选择最佳的排液方式和时间。
水平井钻遇目的层有时不是单一的地层，当进行阶梯钻井时，目的层在2-3个层以上，即使钻遇同一地层，由于地层在横向上存在非均质性，试油措施作业往往需要有选择性地分别进行，在上返试油时需要封堵已试层，选择什么样的封层工艺直接着上返层试油质量和成功率。
一、水平井井身结构对下井工具的影响
水平井从造斜点到稳斜点的长短直接反应了水平井曲率半径R的大小，它们与钻井时所使用狗腿造斜率有直接的关系，选择下井工具时必须考虑水平井造斜率的大小。
因为当水平井的造斜率大，下井工具长、外径大、刚性强（不易弯曲）时，入井管柱容易发生遇阻，为了避免出现下这种现象就必须根据水平井井身结构特点选择合适的井下工具。
采用尾管完井的水平井由于尾管悬挂器的内径比上部套管的内径小，此处出现了缩径，当下井工具或管柱通过悬挂器时容易发生磕碰，甚至出现管柱遇阻的现象，为了使管柱顺利通过悬挂器必须选择合适的井下工具并采取相应的措施。
在水平井段井下工具及管柱的节箍紧靠套管底部滑动，由于套管与套管连接有一个2×17.2mm的间隙（国产套管），因此容易发生磕碰，从而增大了管柱的磨阻，为了降低管柱的磨阻需要对下井管柱及工具采取相应的措施。
1、试油管柱采取外倒角油管
从悬挂器到井底这段长度的井下管柱全部采用外倒角油管，油管接箍两端加工成45°的坡度，下井过程中油管锥面与悬挂器锥面和套管相接触时减小了摩擦，也降低了磕碰、遇阻的机会。
2、采用橄榄型通井规
通井时采用Φ116mm或Φ118mm的橄榄型通井规，通井规的端部为缩口，外部有一定的锥度，下井时可防止通井规磕碰套管和悬挂器。
3、控制起下速度
管柱下至悬挂器以上20m或提管柱至悬挂器以下20m时，速度要小于0.3m/s，遇阻加压不得超过30KN。
若上提时遇卡，负荷超过悬重50KN，则停止作业，研究采取合适的措施后进行下步作业。
4、进行短起下作业
下管柱时接上一个单根后，先上提几米高度，没有遇阻卡显示后再将油管全部下入井内，也就是采用下一根提一根下一根的工艺方法。
二、管柱力学分析
管柱力学分析的主要工作是研究了水平井杆管柱动力学基本方程,它包括杆管柱的几何方程、运动平衡方程、本构方程，依据油气井杆管柱动力学基本方程,建立了水平井杆管柱稳态拉力—扭矩模型，并成功应用于油气井杆管柱的稳定性、油管柱力学分析方法建立和优化。
对油气井杆管柱进行系统、全面、准确的力学分析,可以达到如下目的:
（1）快速、准确、经济地控制油气井的井眼轨道;
（2）准确地校核各种杆管柱的强度,优化杆管柱设计;
（3）优化油气井井身结构;
（4）及时、准确地诊断、发现和正确处理各类井下问题;
（5）优选钻采设备和工作参数。
油管柱力学分析包括以下内容：
油管温度分布的数学模型、油管内及环空水力计算、封隔器的活塞效应产生的轴向阻力计算、油管下入过程的受力与变形分析、油管起出过程的受力与变形分析、施工作业过程中油管的受力与变形分析等六部分。
在室内根据所建立的基本方程和模型设计了试油测试管柱力学分析软件，用软件分析计算了大港油田女MH4水平井下枪、起枪过程中不同深度处管柱的拉力、扭矩、侧压力值，计算了安全系数的大小。
1）女MH4下枪过程拉力--扭矩分析
测深（m）
拉力（N）
扭矩（N-m）
侧压力（N/m）
稳定性
安全系数
20.
164998.68
0.
4.14
稳定
3.7
190.
151539.26
0.
14.49
稳定
4.01
360.
140517.92
0.
14.1
稳定
4.33
530.
144860.85
0.
10.61
稳定
4.2
700.
133159.7
0.
11.68
稳定
4.56
870.
120831.82
0.
33.48
稳定
4.96
1040.
109821.33
0.
32.79
稳定
5.44
1210.
101335.99
0.
2.78
稳定
6.02
1380.
91813.76
0.
25.68
稳定
6.49
1550.
79880.04
0.
49.27
稳定
7.2
1720.
72087.07
0.
219.58
稳定
6.27
1890.
73256.86
0.
16.89
稳定
8.16
2060.
60296.36
0.
2.81
稳定
9.99
2230.
47131.64
0.
11.46
稳定
12.6
2400.
33949.7
0.
4.74
稳定
17.56
2570.
20327.78
0.
1.46
稳定
29.77
2740.
6411.12
0.
0.98
稳定
84.32
2910.
-6658.95
0.
54.32
稳定
13.93
3080.
-11036.54
0.
129.35
稳定
10.88
3250.
-6219.62
0.
82.71
稳定
56.47
3420.
0.
0.
82.64
稳定
2）女MH4起枪过程拉力--扭矩分析
测深（m）
拉力（N）
扭矩（N-m）
侧压力（N/m）
稳定性
安全系数
1890.
124514.71
0.
26.94
稳定
4.85
2060.
108366.73
0.
7.33
稳定
5.6
2230.
92590.5
0.
18.99
稳定
6.51
2400.
76648.11
0.
9.14
稳定
7.89
2570.
61245.79
0.
1.31
稳定
9.95
2740.
46495.68
0.
4.85
稳定
12.92
2910.
28361.57
0.
99.05
稳定
9.32
3080.
13722.08
0.
2.41
稳定
10.39
3250.
6494.71
0.
83.39
稳定
55.07
3420.
0.
0.
82.64
稳定
计算结果说明，女MH4井起枪过程中管柱的安全系数要小于下枪过程中管柱的安全系数，最小的安全系数为1.43（井口），说明管柱是安全的、稳定的。
三、水平井射孔完井技术
通过建立水平井的产能模型确定合理的水平段长度。
根据射孔完井方式的产能预测模型研究了水平井的产能与孔深、孔密、相位角之间关系并绘制关系曲线图，对孔深、孔密、相位角进行优化以达到合理的产能。
1、水平井产能与水平段长度之间的关系
在不考虑水平段井筒的压降情况下，水平井的产能与其水平段的长度呈线性关系，水平段长度越长，其产能就越大。
从而说明了增加水平段的长度有助于增加水平井的产能。
但由于水平井筒内的压降是不能忽略的，就导致了水平段长度越大，压降就越大，使得水平井的产能不会随水平段长度的增加而无限增大。
2、水平段合理长度的确定
当水平井段中的流动雷诺数大于2000（即直径为24.4cm的水平段，流量大约每天几十方，大部分的水平井都可以达到这个紊流状态的条件）时呈紊流状态，其流动阻力要比层流状态下流动阻力大得多，因而计算水平井产能时不能忽略水平段摩阻的影响。
水平段摩阻与产能大小、水平段长度、水平段的内径有关，产能越大、水平段长度越长、水平段的内径越小则摩阻越大，而摩阻越大反过来由影响了水平井的产能，因此水平井产能与摩阻相互制约。
水平段内压降和油藏内压降相当时，将导致水平段末端压降很小或者为零，那么水平段末端出现不产油的井段，因而水平段内摩擦损失减少了油井产能，从经济上浪费了这一部分不产油的水平段的钻井和完井费用。
通过绘制水平井产能与水平段长度的关系曲线、有磨阻与无磨阻产能比与水平段长度的关系曲线，通过二者相交点就确定了最佳的水平段的长度
3、水平井射孔参数优化
相位角一定时产能随孔深和密度的变化曲线
以上曲线为减速递增的曲线，从曲线可以看出开始时孔深对产能的增加作用较为明显。
在有污染压实的情况下，如果穿透深度小于损害带厚度，则产能将随穿透深度的增加而有所增加。
若穿透深度大于损害带厚度，产能将显著增加。
随着孔密的增大，曲线逐渐密集，产能的增加幅度逐渐减小。
由此可知，产能随孔密的变化曲线也是减速递增的曲线。
产能并非随着孔密的增加而无限增加。
通过计算可知，射孔密度达到20孔/m，增加射孔密度来提高产能的意义已经不大了。
孔深一定在不同的相位角下产能随射孔密度变化的曲线
从以上曲线可以看出，45°相位角和60°相位角的产能大于90°相位角的产能。
但45°相位角、60°相位角以及90°相位角下的产能差别并不大，而60°相位角在疏松砂岩油藏射孔后更为稳定，因而一般情况下优选60°相位角。
四、水平井射孔液优化
水平井开发的目的是为了提高油井单井产量，提高油藏采收率，降低开发成本，因此，水平井油层保护工作比普通开发井更为重要。
油层保护是一项系统工程，它贯穿于油藏开发的全过程，水平井射孔液的油层保护是搞好水平井油层保护的重要环节。
我们开展了射孔液体系的优选，在广泛的技术调研基础上，结合大港油田的地层特点，开展了一系列室内评价试验，通过现场井油层保护效果评价和完井后试油结果表明，射孔液对油层保护效果好。
通过研究分析水平井目的层位的岩性、物性资料，在室内内对唐H2井、扣H1井、羊H1井、女MH4井、西H1井、港H1井岩心样品进行了五敏试验，优选了射孔液的配方。
井号
优选的配方
唐H2井
3%KCl的清洁盐水
扣H1井
7%KCL的清洁盐水
羊H1井
污水+4%KF-1型防膨抑砂剂+1%KH-1型降粘剂
女MH4井
3%KCl的清洁盐水
西H1井
5%KCL的清洁盐水
港H1井
7%KCL的清洁盐水
五、水平井排液测试工艺
对比处于同一构造层位的水平井和垂直井，由于水平井的完钻井深比垂直井多出一个水平井段，当油层套管相同时水平井的井筒容积要大于垂直井的井筒容积，而井筒内流体压缩系数相当，因此水平井的井筒储集系数要大于垂直井的井筒储集系数。
对比完钻井深相同的水平井和垂直井，水平井的完钻层位比垂直井的完钻层位浅，一般规律下地层压力要小，井筒内流体压缩系数大，油层套管相同时井筒容积相等，因此水平井的井筒储集系数要大于垂直井的井筒储集系数。
根据以上情况可知水平井排液比垂直井要克服更大的筒储集效应，需要排出更多的井筒基液才能降低井底回压达到诱喷的目的。
氮气是一种化学性质比较稳定的气体，在井筒压力、温度条件下不会和井筒内的天然气发生化学反应，因此它应用范围广，特别适用于高油气比、产能较高的井；排液深度大，可达3000m以上；排液速度快，施工时间短，2-3h即可实现降低井筒液面的目的；使用液氮排液可以不用更换井内管柱，避免了压井作业，降低了压井液对水平井产层的伤害。
对于产能低，钻井时地层污染较为严重的水平井，利用液氮排液技术效果不太理想，液氮排液虽然速度快，但持续性较差，又不能通过大量排液来解除水平井近井地带的污染，而水力泵排液技术能够满足要求。
水力泵排液可以实现连续、大量地排液，尤其是通过水力泵排液与射孔二联作试油工艺的运用可以最大程度地改善水平井地层，减少措施作业时对地层所造成的二次伤害。
射孔与水力泵二联作试油负压射孔工艺：
该工艺可在油层套管抗外挤允许的条件下选择合理的负压差，射孔的瞬间地层压力比井底压力大很多，地层流体流入井筒的过程中可以清洁冲刷出孔眼周围破碎压实带中的细颗粒，改善近井地层的渗透率，有利于漏失液的返排。
工艺步骤：
（1）刮削套管；
（2）采用汽化水降液面至设计深度；
（3）井口装防喷器，将联作工具按设计管串顺序下井预定位置；
（4）测井校深后调整管柱，使射孔枪对准目的层，装好采油树，连接好地面流程，油管加压延时（8-10min）点火；
（5）不喷测液面求产，洗井落实液性后关井测压力恢复；
（6）把射孔枪起出水平井段，并使封隔器处于井斜小的井段，坐封封隔器，投泵芯进行水力泵排液；
（7）结束联作测试，提出管柱。
六、水平井丢手封隔器封层工艺
当水平井打开不同的油气层或因同一油气层的非均质性严重时，采用分段射孔完井方案有利于解决层间、层内的矛盾。
油井生产一段时间后，生产层受底水或边水的影响致使含水上升，常规技术无法有效控水，影响了油井的开发效果，这时利用套管丢手封隔器或桥塞（管柱结构：
丢手+扶正器+尾管+丝堵）能可靠地封堵下部水层，对上部的新层重新射孔后即可继续生产。
同样当上部生产层出水时采用皮碗式封隔器（管柱结构：
悬挂封隔器+密封插头+丢手+皮碗式封隔器+筛管+扶正器+导向头）可实现封堵上部出水层采下部的油气层的目的。
1、水平井丢手封隔器封层工艺
管柱结构：
Φ73mm油管若干+变扣+Φ157.15mm扶正器+变扣+Φ73mm油管1根+变扣+Φ157.15mm扶正器+变扣+Φ95.2mm坐封工具+Φ117.88mmMWBR桥塞。
2、水平井丢手封隔器封层工艺步骤
（1）用外径大于118.0mm，长度大于3.50m的通井规通至井底；
（2）用Φ139.7mm套管刮削器刮削至井底；
（3）用清水反循环洗井一周以上；
（4）将工具串依次连接并拧紧，平稳的下到到预定位置后，投球15分钟后，开泵小排量将球泵送到坐封工具球座上，打压到10Mpa，稳压3分钟坐封桥塞，然后每上升3Mpa稳压3分钟，升压至21Mpa+1Mpa左右时丢手。
（5）上提管柱下放加压30KN，探桥塞是否在座封在预定位置。
（6）清水试压20MPa，稳压10分钟，验证桥塞的密封性。
七、水平井套管外封隔器分层-封层技术
在砂岩地层完钻的中、长曲率水平井，当地层岩石胶结较好且不需要采用水力压裂进行增产措施的，或地层岩石胶结疏松，但地层为单一、均质、均匀粗砂粒产层，其完井技术通常可采用割缝衬管、筛管进行完井。
当目的层为多油层或钻遇的单一油层有气顶、边水、底水时，必须研究分层、封层技术以解决其层间、层内矛盾，为此我们对裸眼封隔器割缝衬管、筛管完井技术进行了研究和筛选，利用套管外封隔器封隔不同的油气层、阻挡气顶气或边底水，以达到分层开采目的。
近几年发展起来的水平井管外封隔器分层完井技术利用筛管、封隔器封隔水平井的不同油气层段，可对各封隔层段实施酸化解堵、防砂、冲砂等作业。
大港油田在港H2井、唐H3井、西H2三口水平井中实施了该项技术并获得成功。
通过对水平井管外封隔器分层完井技术工艺特点及施工过程的介绍，说明该工艺技术在提高作业实效，减小油层伤害以及有利于水平井后期作业等方面具有明显效果。
1、港H2井的管外封隔器分层技术
港H2井是大港油田2005年8月28日新完钻的一口水平井，该井位于北大港构造带港东构造港1-25井河道砂体圈闭。
表层套直径244.5mm，下深599.851m，水泥返至地面。
完钻井深1927m，钻头直径215.9mm，完钻层位明三，顶部距水层129m，水平段长度341.81m。
水平段综合解释有三段，第一段为油层，井段1577.5-1809.0m，长度231.5m。
第二段为干层，井段1809.0-1829m，长度20m。
第三段为油层，井段1829-1913.5m，长度84.5m。
为了实现两个油层的合采或分采为以后卡堵水提供方便，同时为了节约射孔和防砂的费用，在该井首次采用了管外封隔器分层技术—裸眼封隔器精密微孔复合筛管完井技术。
2、管外封隔器分层管柱结构
套管外封隔器分层管柱包括两套管柱，一套为筛管完井管柱，一套为油管酸洗胀封联作管柱，完钻后下入筛管完井管柱，完井后下入酸洗胀封联作管柱，利用联作管柱完成地层的酸洗或酸化措施作业后油管加压胀封套管外封隔器，封隔水平段的不同油气层，达到分层目的，再下入分层测试生产管柱就可以封堵一层、试采一层，从而可以实现分采或合采的目的。
3、筛管完井管柱结构（完井管柱图见附图）：
第一段筛管位置1830.103-1914.004m、套管外封隔器坐封位置1805.655m、1820.513m、盲管位置1799.655-1830.103m、第二段筛管位置1576.692-1799.655m、分级箍位置1554.347-1555.512m。
4、酸洗胀封联作管柱：
冲洗接箍:
1914.45m，单流阀:
1914.32m，胀管封隔器1:
1826.52m，节流阀:
1824.34m，胀管封隔器2:
1803.69m，洗井封隔器:
1599.59m，泄流闸:
1213.28m。
5、施工过程
（1）完钻后用钻井泥浆大排量充分洗井，保证井眼无沉砂，井壁稳定，不跨塌，不掉块。
（2）根据筛管完井管柱组合依次连接并下入井内。
（3）井口加压打开分级箍，充分循环泥浆后注水泥、释放关闭桥塞、顶替泥浆、关井候凝。
（4）测固井质量后用Φ118mm钻头钻铣分级箍和下面的盲板。
（5）用Φ115mm通井规通井至井底。
（6）根据酸洗胀封联作管柱组合依次连接并下入井内，完成冲洗接箍:
1914.45m，单流阀:
1914.32m，胀管封隔器1:
1826.52m，节流阀:
1824.34m，胀管封隔器2:
1803.69m，洗井封隔器:
1599.59m，泄流闸:
1213.28m。
（7）用1.03g/cm3低伤害洗井液50m3，反替出井内泥浆，P:
6MPa，H:
1914.45m，反替15%复合缓速酸35m3，泵压5MPa，反挤15%复合酸15m3，泵压4-8MPa。
（8）小排量正打低伤害洗井液，依次加压5MPa、7MPa、9MPa、11MPa、13MPa，每个压力稳压5min，通过管柱上节流阀的节流压差坐封胀封封隔器，上下封胀封封隔器之间的压力达10MPa时套管外封隔器坐封，从而把前后两个油层隔离开以达到分层的目的。
（9）正打压打开泄流阀，起出酸洗胀封联作管柱。
6、效果分析
通过管外封隔器分层技术的应用解除了水平井段的泥饼和近井地带污染，最大限度地减小了储层的重复伤害，同时又实现了水平井筛管完井管外封隔器的坐封，达到分层目的。
该井经过酸洗后没有自喷，下入水力泵排液管柱排液求产一天，折日产油48m3，日产水101m3，达到了预期效果。
港H2井下入电潜泵投产，投产管柱结构：
Φ73mm平式油管740m+防砸泄×730m+可砸泄×740m+沉砂管×750m+单流阀×760m+电潜泵组×800m。
港H2井9月10日开始生产，日产油43.1m3，产气1728m3，产水13.9m3，到目前为止生产正常，累计产油2902.94m3，累计产气112516m3，累计产水999.76m3，综合含水25.6%。
7、套管外封隔器分层-封层技术的优点
1）、套管外封隔器分层完井技术通过筛管完井管柱和油管酸洗胀封联作管柱这两种工艺的配合应用可封隔水平段的不同油气层段，达到分层目的，完井后可实现分采分注工艺。
2）、该完井工艺中的酸洗，能够有效解除地层污染，提高了水平井的生产能力；完井管柱可实现后期冲砂、酸化等措施作业，有利于油井的后期维护。
3）、采用特殊加工处理的筛管不仅能够阻挡地层出砂，而且可以通过筛管较大的过流面积，减小地层流体流动阻力，既达到了先期防砂的目的，也避免了固井水泥对产层的伤害，提高了水平井的开发效率。
4）、该技术可在小井眼侧钻水平井完井工艺中推广应用。
八、结论
通过对本项目的研究和应用，对水平井试油测试管柱进行优化配置，通过管柱力学计算机软件分析增加了管柱的安全性，提高试油测试成功率，在98%以上。
通过射孔设计研究、射孔液配方优化，防止了地层污染，提高了水平井的产能。
通过水平井排液测试技术的应用，可快速取全取准试油测试资料，全准率达99%以上。
液氮排液技术实现连续排液，效率高，施工周期短。
水平井分层-封层技术的应用实现了水平段不同产层分层开采的目的，提高了水平井的开发效率。
这套工艺资料全准率高，为勘探开发提供了准确及时的决策依据。
项目研究成果最终形成了一整套完整高效的、有利于保护油气层的水平井试油测试技术，从而最大程度地提高水平井的产能，提高水平井的采收率。
水平井试油测试技术总体上达到了国内领先水平。
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