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摘 要： 吉林油田红岗-大安区块扶余油层平均渗透率仅为0.6md，属于非常规致密油藏，采用常规技术开发，单井产能低、效益不明显，为此采用有利于该类油藏开发的水平井多级压裂技术进行先期试验，试验井HP3井采用二开井身结构、裸眼封隔器+多级压裂滑套和半程固井技术完井，实现了12段压裂改造并获高产。本文系统阐述了该井完井施工的难点及应对措施，介绍了HP3井二开井身结构条件下，半程固井和复杂完井管串顺利下入工艺，为该类油藏水平井多级压裂完井提供技术指导和借鉴。
关键词： 吉林油田；半程固井；致密油藏；体积压裂；水平井
【中图分类号】 TE319 【文献标识码】 A【文章编号】 2236-1879（2018）04-0180-02
1.施工技术难点及对策
难点一：二开结构，半程固井技术难度较大。
二开井身结构条件下，进行套内大型压裂需要有较好的固井质量，为保证压裂和后期采油安全，要求水泥浆尽一次封固0～2230m井段，对固井技术是一个极大的挑战。
难点二：管柱结构复杂，环空间隙小，摩阻大，使得完井管柱下入困难。
完井管柱结构复杂，完井工具外径尺寸大，给完井管柱顺利入井带来了极大的困难与挑战。完井管柱中使用12个压裂滑套、13只裸眼封隔器将595.19m的水平段分割成12段，入井管柱的最大刚体外径达φ210mm，对于管柱安全下入技术要求较高[]。
难点三：裸眼段长，井眼净化难度大。
HP3井二开井身结构，造斜段和水平段均为裸眼，钻井过程中易形成岩屑床，在通井时难以完全清除，导致完井工具入井困难，甚至发生砂桥阻卡。
针对上述技术难点，采取如下技术对策：
对策一：优化井眼轨迹。在造斜段采用增大靶前位移、降低造斜率；在水平段钻进尽量按照设计轨迹施工，不做大的调整，努力减少井眼曲率变化，采用提高复合钻进比例，提高机械钻速的同时避免水平段轨迹大幅度波动等措施，保证井眼平滑。
对策二：优选钻井液体系。强化钻井液的抑制性，严格控制井眼扩大率，避免井眼缩径；保持钻井液的润滑性，以降低摩阻扭矩；加强固控设备使用效率，及时清除钻井液中的有害固相。
对策三：采取有效的工程措施，保证井眼质量。使用钻柱铣鞋修正井壁，提高井眼的平滑程度并保证井眼尺寸。同时采用段塞洗井，及时清除可能形成的岩屑床；使用封闭剂，防止井壁掉块。
2.完井施工过程
2.1井眼准备。
钻柱铣鞋通井，修整井壁，破坏键槽，保证井眼质量。
管串结构：Φ215.9mm牙轮钻头+Φ127mm加重钻杆1根+Φ211mm钻柱铣鞋1只+Φ127mm斜坡钻杆+Φ127mm加重钻杆+Φ127mm斜坡钻杆至井口。
下钻遇阻达到50kN，进行划眼。每进尺3m～5m上下提放管柱，直到可以起下顺利，划眼通过后，对划眼井段上下提拉3～5次，保证井眼光滑。
调整钻井液性能，打段塞清除井底岩屑；打封闭，防止井下掉块。
钻柱铣鞋通井到井底后，泵入高粘、高切的钻井液，使其在环空形成约100m左右的段塞，将钻柱铣鞋通井时搅动起来的岩屑或修整井壁产生的岩屑携带出井。同时在钻井液中加入具有较强抑制性的处理剂，封闭裸眼井段抑制泥岩水化，保证井壁稳定。
模拟通井，保证管柱顺利下入。
模拟完井管管柱组合：φ215.9mm钻头（无喷嘴）+φ127mm加重钻杆1根+φ211mm模拟通井规+φ127mm加重钻杆2根+φ211mm模拟通井规+φ127mm钻杆+φ127加重钻杆+φ127mm钻杆至井口。
上下提放管柱不能通过时，可适当采取旋转、上下劃眼的方法，划眼通过后必须对划眼井段上下提拉3～5次，保证井眼光滑；通井到井底后，上提2m，用原钻井液循环，直到进出口钻井液性能一致；短起下钻1次，循环钻井液，直到进口与出口钻井液性能一致。
2.2完井工具下入。
综合考虑地质上储层改造需求及最大井斜、井眼轨迹、井径大小、井段岩性以及有效封隔高压水层等几个因素，确定锚定封隔器、裸眼封隔器、各级压裂喷砂口和固井阀的位置。严格按照工程设计要求依次下入完井工具。
2.3裸眼封隔器坐封。
完井管柱下入到井底后，将端部循环堵球投入井中，以1m3/min速度注入盐水，当堵球坐在球座上后，憋压至12MPa，端部循环组件闭合，缓慢地继续憋压至16MPa所有封隔器坐封。
2.4半程固井工艺。
1）用Φ73mm钻杆送入悬空桥塞至2249m井深处，用泵车打压至23MPa将其锚定；
2）上提钻柱10m，向井缓慢投入0.09m3压裂砂，在桥塞以上形成8m高砂柱，保证水泥浆不接触悬空桥塞；
3）用Φ73mm钻杆下入固井阀专用开启工具，用泵车和钻机联合作业开启至固井阀；
4）接水泥头，注入冲洗液、隔离液后充分清洗井壁。然后，注入水泥浆，压塞到位后，继续碰压至14MPa完成注水泥施工，同时关闭固井阀滑套；
5）侯凝48小时后，下入Φ118mm高效平底磨鞋，下钻至2230m遇阻，启动转盘开始扫塞。扫塞至2237m出现放空现象，探桥塞顶面位置；
6）用Φ73mm钻杆送入桥塞回收工具，当桥塞回收工具接触砂面后，开泵循环，带泵打捞桥塞，当悬重增加100kN后，桥塞解封。
2.5清理井筒。
用Φ73mm油管，把固井阀开关器下到固井阀位置；上提载荷增加60kn，油管上行0.21m，固井阀关闭；继续上提载荷增加到100kn，固井阀开关器与固井阀脱离；上提一根油管，坐油管挂，验封，打压15MPa稳压5min无渗漏，证明固井阀关闭。
3.压裂改造
HP3井，历时4天完成12段压裂施工，全井加砂723m3，总液量4586m3，平均砂比30.6%，顺利完成了国内第一口
4.应用效果
该井投产后，投产第一个月，累计产液1258.59t，油636.96t，平均产液43.40t/d，油21.50t/d。详见图2
该井投产第一个月平均日产油量是邻近定向井同期产量的11.62倍（详见表1）。
5.结论与认识
1、HP3井实施半程固井，是吉林油田致密油藏完井技术的一个新突破，为今后低成本，高效开发致密油藏寻找新的技术途径；
2、HP3井实现了12段大规模压裂改造，获得高产油流，是邻近开采同层位2口定向井同期平均产油量的11.62倍，展示了该项技术良好应用前景。
3、进一步降低致密油藏开发成本是低渗透油田企业保证效益的有效途径之一，实施致密油藏二开井身结构，半程固井技术是一项具有很大潜力的完井技术。
参考文献
[1] 万仁溥.现代完井工程（第三版）[M].北京：石油工业出版社，2008：100-121.
[2] 王益山，周俊然，王合林等.选择性完井技术在任平6井的应用.石油钻采工艺，2009，31（6）：61-63
[3] 陈铭金，林凤波，魏秀华.选择性完井技术在龙深1平1井的应用.吉林石油工业，2011，31（6）：43-45
关键词： 吉林油田；半程固井；致密油藏；体积压裂；水平井
【中图分类号】 TE319 【文献标识码】 A【文章编号】 2236-1879（2018）04-0180-02
1.施工技术难点及对策
难点一：二开结构，半程固井技术难度较大。
二开井身结构条件下，进行套内大型压裂需要有较好的固井质量，为保证压裂和后期采油安全，要求水泥浆尽一次封固0～2230m井段，对固井技术是一个极大的挑战。
难点二：管柱结构复杂，环空间隙小，摩阻大，使得完井管柱下入困难。
完井管柱结构复杂，完井工具外径尺寸大，给完井管柱顺利入井带来了极大的困难与挑战。完井管柱中使用12个压裂滑套、13只裸眼封隔器将595.19m的水平段分割成12段，入井管柱的最大刚体外径达φ210mm，对于管柱安全下入技术要求较高[]。
难点三：裸眼段长，井眼净化难度大。
HP3井二开井身结构，造斜段和水平段均为裸眼，钻井过程中易形成岩屑床，在通井时难以完全清除，导致完井工具入井困难，甚至发生砂桥阻卡。
针对上述技术难点，采取如下技术对策：
对策一：优化井眼轨迹。在造斜段采用增大靶前位移、降低造斜率；在水平段钻进尽量按照设计轨迹施工，不做大的调整，努力减少井眼曲率变化，采用提高复合钻进比例，提高机械钻速的同时避免水平段轨迹大幅度波动等措施，保证井眼平滑。
对策二：优选钻井液体系。强化钻井液的抑制性，严格控制井眼扩大率，避免井眼缩径；保持钻井液的润滑性，以降低摩阻扭矩；加强固控设备使用效率，及时清除钻井液中的有害固相。
对策三：采取有效的工程措施，保证井眼质量。使用钻柱铣鞋修正井壁，提高井眼的平滑程度并保证井眼尺寸。同时采用段塞洗井，及时清除可能形成的岩屑床；使用封闭剂，防止井壁掉块。
2.完井施工过程
2.1井眼准备。
钻柱铣鞋通井，修整井壁，破坏键槽，保证井眼质量。
管串结构：Φ215.9mm牙轮钻头+Φ127mm加重钻杆1根+Φ211mm钻柱铣鞋1只+Φ127mm斜坡钻杆+Φ127mm加重钻杆+Φ127mm斜坡钻杆至井口。
下钻遇阻达到50kN，进行划眼。每进尺3m～5m上下提放管柱，直到可以起下顺利，划眼通过后，对划眼井段上下提拉3～5次，保证井眼光滑。
调整钻井液性能，打段塞清除井底岩屑；打封闭，防止井下掉块。
钻柱铣鞋通井到井底后，泵入高粘、高切的钻井液，使其在环空形成约100m左右的段塞，将钻柱铣鞋通井时搅动起来的岩屑或修整井壁产生的岩屑携带出井。同时在钻井液中加入具有较强抑制性的处理剂，封闭裸眼井段抑制泥岩水化，保证井壁稳定。
模拟通井，保证管柱顺利下入。
模拟完井管管柱组合：φ215.9mm钻头（无喷嘴）+φ127mm加重钻杆1根+φ211mm模拟通井规+φ127mm加重钻杆2根+φ211mm模拟通井规+φ127mm钻杆+φ127加重钻杆+φ127mm钻杆至井口。
上下提放管柱不能通过时，可适当采取旋转、上下劃眼的方法，划眼通过后必须对划眼井段上下提拉3～5次，保证井眼光滑；通井到井底后，上提2m，用原钻井液循环，直到进出口钻井液性能一致；短起下钻1次，循环钻井液，直到进口与出口钻井液性能一致。
2.2完井工具下入。
综合考虑地质上储层改造需求及最大井斜、井眼轨迹、井径大小、井段岩性以及有效封隔高压水层等几个因素，确定锚定封隔器、裸眼封隔器、各级压裂喷砂口和固井阀的位置。严格按照工程设计要求依次下入完井工具。
2.3裸眼封隔器坐封。
完井管柱下入到井底后，将端部循环堵球投入井中，以1m3/min速度注入盐水，当堵球坐在球座上后，憋压至12MPa，端部循环组件闭合，缓慢地继续憋压至16MPa所有封隔器坐封。
2.4半程固井工艺。
1）用Φ73mm钻杆送入悬空桥塞至2249m井深处，用泵车打压至23MPa将其锚定；
2）上提钻柱10m，向井缓慢投入0.09m3压裂砂，在桥塞以上形成8m高砂柱，保证水泥浆不接触悬空桥塞；
3）用Φ73mm钻杆下入固井阀专用开启工具，用泵车和钻机联合作业开启至固井阀；
4）接水泥头，注入冲洗液、隔离液后充分清洗井壁。然后，注入水泥浆，压塞到位后，继续碰压至14MPa完成注水泥施工，同时关闭固井阀滑套；
5）侯凝48小时后，下入Φ118mm高效平底磨鞋，下钻至2230m遇阻，启动转盘开始扫塞。扫塞至2237m出现放空现象，探桥塞顶面位置；
6）用Φ73mm钻杆送入桥塞回收工具，当桥塞回收工具接触砂面后，开泵循环，带泵打捞桥塞，当悬重增加100kN后，桥塞解封。
2.5清理井筒。
用Φ73mm油管，把固井阀开关器下到固井阀位置；上提载荷增加60kn，油管上行0.21m，固井阀关闭；继续上提载荷增加到100kn，固井阀开关器与固井阀脱离；上提一根油管，坐油管挂，验封，打压15MPa稳压5min无渗漏，证明固井阀关闭。
3.压裂改造
HP3井，历时4天完成12段压裂施工，全井加砂723m3，总液量4586m3，平均砂比30.6%，顺利完成了国内第一口
4.应用效果
该井投产后，投产第一个月，累计产液1258.59t，油636.96t，平均产液43.40t/d，油21.50t/d。详见图2
该井投产第一个月平均日产油量是邻近定向井同期产量的11.62倍（详见表1）。
5.结论与认识
1、HP3井实施半程固井，是吉林油田致密油藏完井技术的一个新突破，为今后低成本，高效开发致密油藏寻找新的技术途径；
2、HP3井实现了12段大规模压裂改造，获得高产油流，是邻近开采同层位2口定向井同期平均产油量的11.62倍，展示了该项技术良好应用前景。
3、进一步降低致密油藏开发成本是低渗透油田企业保证效益的有效途径之一，实施致密油藏二开井身结构，半程固井技术是一项具有很大潜力的完井技术。
参考文献
[1] 万仁溥.现代完井工程（第三版）[M].北京：石油工业出版社，2008：100-121.
[2] 王益山，周俊然，王合林等.选择性完井技术在任平6井的应用.石油钻采工艺，2009，31（6）：61-63
[3] 陈铭金，林凤波，魏秀华.选择性完井技术在龙深1平1井的应用.吉林石油工业，2011，31（6）：43-45