水平井完井方式及其选择水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥一、完井方式1、裸眼完井裸眼完井费用不高,但局限于致密岩石地层,此外,裸眼井难以进行增产措施,以及沿井段难以控制注入量与产量,早期水平井完井用裸眼完成,但现在已趋步放弃此方法。

当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏与油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。

2、割缝衬管完井该方法就是在水平段下入割缝衬管,主要目的就是防止井眼坍塌。

此外,衬管提供一个通道,在水平井中下入各种工具诸如连续油管。

有三种类型的衬管可采用:1)穿孔衬管。

衬管已预先预制好。

2)割缝衬管。

衬管已预先铣好各种宽度、深度、长度的缝。

3)砾石预充填衬管。

割缝衬管要选择孔或缝的尺寸,可以起到有限的防砂作用。

在不胶结地层,则采用绕丝割缝筛能有效地防砂,另外在水平井采用砾石充填,也能有效防砂。

割缝衬管完井的主要缺点就是难以进行有效的增产措施,因为衬管与井眼之环形空间就是裸眼,彼此连通,同样,也不能进行进行分采。

3、割缝衬管加管外封隔器该方法就是将割缝衬管与管外封隔器一起下入水平段,将水平段分隔成若干段,可达到沿井段进行增产措施与生产控制的目的。

由于水平井并非绝对水平,一口井一般都有多个弯曲处,这样,有时难以下入衬管带几个封隔器4、下套管注水泥射孔该方法只能在中、长曲率半径井中实施。

在水平井中采用水泥固井时,自由水成分较直井降低得更多,这就是因为水平井中由于密度关系,自由水在油井顶部即分离,密度较高的水泥就沉在底部,其结果水泥固井的质量不好。

为避免这种现象发生,应做一些相应的试验。

注:1、超短曲率水平井:半径1～2ft,造斜角(45°～60°)/ft;2、短曲率水平井:半径20～40ft,造斜角(2°～5°)/ft;3、中曲率水平井:半径300～800ft,造斜角(6°～20°)/(100ft);4、长曲率水平井:半径1000～3000ft,造斜角(2°～6°)/(100ft)。

二、完井方式选择在选择完井方式时,必须重点考虑以下几个方面的问题:1、岩石地层若考虑裸眼完井,重要的就是保证岩石就是致密的,同时钻井过程就是稳定的。

经验报告与文献指出,若水平井方向就是沿着水平最小应力钻井,则井筒显示极好的稳定性。

2、钻井方法短曲率半径仅用裸眼或可能用割缝衬管完井。

对于中、长曲率半径水平井,既可用裸眼,又可用裸眼下割缝衬管或水泥固井射孔完井。

3、钻井液由于水平井钻井的特殊性,钻井液所造成的地层伤害较直井更大,特别就是低渗透层与负压地层。

为了减少这种伤害,除了应考虑泥浆的密度与性能外,还应考虑水泥固井射孔完井这种情况,以便通过压裂酸化解除这种伤害。

4、增产措施若考虑酸化压裂,对水泥固井射孔完井来说,易于控制,可利用桥塞分段酸化;对裸眼井或割缝衬管完井则比较困难,因为沿井段滤失量太大,必要时应利用连续油管减少均匀布酸的困难,利用化学转换剂实现分段酸化(化学转换剂过一段时间后可自行解堵)。

5、生产机理对凝析气层或气水同产层,完井时应尽量避免水平段的轨迹上下浮动,以免凝析液或水积累在井筒的低部位,难以排出或将天然气气锁在弓形高部位。

6、井下作业及修井应根据油气层的具体情况,分析今后的气液分布动态,预见今后的井下作业及修井,以确定采用哪种完井方式。

7、水平井报废的技术经济要求作为完井设计人,必须预先知道水平井报废的具体技术要求与有关特殊规定,以便作出评估。

8、投资风险使用水泥固井不仅增加了完井费用,延长了作业时间,还必须射孔完井。

尽管完井费用的增加似乎还很难判断就是否合算,但如果考虑在过早的水淹与井壁产生坍塌的井中侧钻新的井眼这一问题,则注水泥固井这一做法还就是意义深远的。

与直井相比,水平井必须有一个更加完善的完井计划。

完井计划的制订主要受三个因素的制约。

1、对地层的认识1)均质地层这类地层常见于重油砂岩。

在正常情况下,它们不需要分段隔离,其完井设计相对简单而容易,水平段大多采取全井裸眼完成,依靠连续油管作业或射孔技术来解除井筒附近的伤害。

2)非均质地层这类地层中水平井完井设计比较复杂。

为了便于采取选择性的增产措施,水平井筒将隔离成若干小段,并选择合适的隔离工具(或隔离方式)。

当非均质性严重时,可能会造成井筒的不同位置需要不同的处理强度,有些地方只需要轻微处理一下即可,而其它一些地方却需要采取大规模的强化措施才行。

由于超平衡钻井作业,使高渗透地层中的泥浆与滤液侵入较深,伤害较重,因此,往往采取大规模强化措施的就就是这些高渗透的地方。

非均质地层中水平井的完井方式可采用下套管水泥固井射孔或下预制衬管不固井加套管外封隔器隔(EPC)离分段水泥浆不但要侵入裂缝中,而且会封死裂缝,因此,一般情况下不采用下衬管水泥固井的方式完井。

另一方面,如果天然裂缝发育的数量有限,气井完全依靠天然裂缝达不到经济生产能力,企图通过近井地带的处理(如酸化)来提高气井产能又不太可靠,这时,可能需要进行一次水力压裂。

对于需要采取水力压裂强化处理的井,可以采取套管水泥固井的方式完井,这样才能实施分段压裂产生多条水力裂缝。

如果要了解裂缝的发育情况,则要求完井方案应考虑在裸眼状态下对水平段进行评价,并且可以根据评价结果对完井方式进行调整。

最好的做法就是在水平段下入不用水泥固井的衬管,该衬管只在靠近水平井筒末端处预制几个孔眼,且衬管顶端不封死(见图1-3)。

孔完井;如果气井产能低,需要对气层进行水力压裂处理,则可将衬管锁住,按普通水平井衬管固井的方法进行衬管固井。

为了提高固井质量,衬管的适当位置应带些扶正器。

固井后即可射孔,进行分段选择性压裂。

2、油气藏类型对于纯气藏,需要考虑何种程度的强化处理才具有经济开采价值,并且,在下套管之前,就是否能确定这种强化的程度。

根据Canadian Hunter的经验,为使气井具有开采价值,实际需要采取的强化措施可能要比计划采取的措施在处理强度上要高一个等级,也就就是说,原计划进行小型基岩酸化的,实际可能需要一个大型酸化;原计划需要一个大型酸化的,实际可能需要一个酸压或加砂压裂。

当然,对水平井筒进行裸眼评价就是确定其需要处理强度的最好方法。

这就需要对下套管程序进行预先计划,并且下套管的程序要有最大的灵活性,允许在进行强化处理之前,采取不下套管或下入不固井衬管的状态下进行裸眼气层的初始评价。

评价完后,再重新下入套管固井,进行选择性强化处理。

如果计划可能对气井进行压裂处理,在选择井筒水平延伸方向时,必须有完井工程师参加。

水平井筒中产生横向裂缝还就是纵向裂缝,这依赖于井筒方向相对于地层最小主应力方向的关系。

一般来说,低渗透地层中需要横向裂缝,而高渗透地层中则最好压成纵向裂缝。

井筒方向平行于最小主应力方向产生横向裂缝,否则产生纵向裂缝。

对于底水气藏,除了要考虑上述的一切问题之外,完井设计中还应当考虑到在发生水窜时的补救措施。

由于水力压裂产生的裂缝会加速水的窜进,这种情况下不宜采取压裂强化。

从水窜的补救措施考虑,需要采用下套管或衬管选择性地将井筒隔成若干小段,这种完井方式可以放弃过早进入水窜状态的井段。

3、完井方式1)裸眼完井(包括拟裸眼完井)注:广义上讲,裸眼完井包括真裸眼完井与拟裸眼完井,而拟裸眼完井就是指下入套管但不固井或下入衬管但不固井的方式。

具体包括真裸眼完井、铣槽或预制孔衬管或套管完井、分隔的衬管或套管不固井完井。

正常情况下,当预计不需要采取强化措施或需要的强化措施处理规模较小时,常采用不固井的完井方式。

在不存在水锥进的中高渗透率的致密地层中,常采用真裸眼完井的方式。

在致密地层中,真裸眼完井也可作为评价气层性质的中间步骤。

在这种情况下,气井在裸眼状态下生产,然后根据气井动态来确定最终就是选择真裸眼完井还就是选择可以采取必要的强化措施的下套管完井。

为防止井筒坍塌,可以下入铣槽(割缝)的或预制孔的衬管。

一般情况下,铣槽衬管用于非胶结地层,而预制孔衬管用于胶结地层,预制孔衬管比铣槽衬管便宜得多。

如果在某些地方需要用衬管循环,则可以随衬管下入一位于衬管内的工作管柱,通过该管柱进行循环(见图1-4)。

工作管柱就是位于衬管鞋上部的密封衬套上,并且,一旦衬管到位之后,可用钻柱起出工作管柱。

这种方法的缺点就是在衬管内下入同心管柱不方便。

在解决循环的问题上,在威利斯顿盆地(Williston Basin)已使用了一种更简单的方法(见图1-5)。

水平段钻于该地区的Bakken页岩中,真垂深为3048m,不下中间套管,直接下4572m的51/2″套管。

为了使裂缝性页岩有最大的产能,只在井眼的垂直井段部分用水泥固井,而长达610～915m的水平段则采取不固井完成,但水平段上的51/2″套管就是预钻了一些φ25、4mm孔眼的套管,在预钻孔上车有螺纹,用可以承受10、8MPa压差的铝制凹形塞子堵住。

这样,在不下入同心工作管柱的条件下,在适当位置也可以进行循环。

这种完井方式中,铝塞的巧妙应用使循环管柱与完井套管短节配合使用时,它们也可以提供一个方便而相互独立的井筒分段系统,图1-2就是这种完井方式的一个例子。

预制孔或铣槽衬管或套管与套管外封隔器配套分段,采用封闭管可以封堵(隔离)井段(见图1-6)。

从分隔的可靠性与长期性考虑,宜采用水泥浆膨胀套管外封为了增产,必须采取压裂处理,形成多条横向裂缝。

这样,只有采取下套管水泥固井完井的方式,才能充分地封隔层段,进行分段压裂,产生多条横向裂缝。

下套管固井后,射孔设计就是关键。

根据文献3,有以下四点结论:a)当射孔段位于水平井踵端且长度占水平段全长的20%时,井的产量为射孔段位于水平井趾端而长度相同时的2倍。

b)当总长占水平段全长20%的几个水平段均匀分布在水平井筒上时,井的产量为同样长度射孔段位于水平井趾端时的3～4倍。

c)对一给定的油藏,有一个能产生最大原油产量的最优水平井长度。

d)对于0、3ft的小生产套管直径,通过将射孔段长度由占水平段全长的20%增大到80%,产量的提高不超过20%～25%,而使用0、6ft的生产套管时,产量则可提高75%。

对于小直径套管,当射孔段长度增大超过40%时,产量不再有明显的提高。

三、实例2001年,长庆油田在榆林区(亦称对外合作区)完成了2口水平气井,详细作业程序与井身结构见图1-7、图1-8、图1-9。

这2口井首先以直井方式完井,并进行酸化压裂测试(储层为砂岩),然后开窗侧钻水平段,以钻眼衬管方式完井,酸浸后进行测试。

长-1水平井直井完井测试无阻流量33、7×104m3/d ,水平井完井测试无阻流量44、3×104m3/d,大于直井压裂时的产量。

长-2水平井直井完井测试无阻流量54、6×104m3/d ,水平井完井测试无阻流量图1-7 长庆油田水平井作业程序图。