劉新鋒，張海龍，高彥才，李效波，王圣虹

(中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459)

引 言

海上稠油油藏具有互層狀分布、油層多和層薄等特點(diǎn)，為充分開發(fā)各小油層，需要鉆較多熱采井。但是受平臺(tái)預(yù)留井槽限制，井?dāng)?shù)增加困難。單筒雙井技術(shù)將主井眼分成2個(gè)互成一定角度的分井眼，根據(jù)設(shè)計(jì)靶點(diǎn)坐標(biāo)，在二開鉆進(jìn)中以不同的造斜點(diǎn)朝各自的方向鉆進(jìn)，達(dá)到從單個(gè)槽口鉆2口井的目的[1]。該技術(shù)不但解決了兩者之間的矛盾，而且保證井眼之間生產(chǎn)不受干擾，同時(shí)解決了平臺(tái)井口不足而無法充分開采儲(chǔ)層的矛盾，是一項(xiàng)經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)方式。對(duì)于稠油熱采油藏，單筒雙井技術(shù)在井眼間熱應(yīng)力、完井管柱和小尺寸井眼充填等方面存在技術(shù)難題。針對(duì)這些技術(shù)難點(diǎn)，進(jìn)行了工藝優(yōu)化和改進(jìn)，以適應(yīng)熱采需要。

1 鉆完井技術(shù)

1.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

在熱采過程中，熱應(yīng)力造成井眼間相互干擾，損壞水泥環(huán)，造成固井失效。同時(shí)，小尺寸長裸眼水平段礫石充填工藝復(fù)雜，難度大。為了減少技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)單筒雙井井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)(圖1)。

(1)隔水導(dǎo)管尺寸為?762.0 mm，已前期錘入，下深為96.2 m。

(2)鉆?660.4 mm井眼至井深202.0 m，下入?244.5 mm套管分別至180.0 m和202.0 m，套管規(guī)格為 N80、69.95 kg/m、BTC 扣。

(3)鉆?215.9 mm井眼至著陸點(diǎn)，由于2個(gè)井眼相距較近，熱應(yīng)力造成井間相互干擾，為了增加隔熱效果和提高固井質(zhì)量，采用?241.3 mm擴(kuò)眼鉆頭進(jìn)行擴(kuò)眼，然后下入?177.8 mm套管分別至1 747.0 m和1 883.0 m，套管規(guī)格為 P110H、43.18 kg/m、BTC扣。

(4)鉆?152.4 mm井眼分別至井深1 992.0 m和2 090.0 m，下 入?101.6 mm篩管分別至1 990.0 m和2 088.0 m。

1.2 鉆完井工藝

1.2.1 表層鉆井工藝

單筒雙井技術(shù)是在預(yù)先錘入的?762.0 mm隔水導(dǎo)管中進(jìn)行鉆完井作業(yè)，由于周邊已鉆井較多，在表層鉆進(jìn)過程中關(guān)鍵是解決防碰、防斜和井眼打直問題。為解決上述難題，采用如下工藝技術(shù):首先利用?444.5 mm鉆頭領(lǐng)眼鉆進(jìn)至一定深度，進(jìn)行陀螺定向;然后繼續(xù)鉆進(jìn)至設(shè)計(jì)井深;最后更換為?660.4 mm擴(kuò)眼器，擴(kuò)眼鉆進(jìn)至一開深度完鉆;下?244.5 mm表層套管，采用耐高溫水泥固井并返至井口。

圖1 單筒雙井井身結(jié)構(gòu)圖

1.2.2 井眼軌跡控制及定向井工藝

單筒雙井技術(shù)軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)主要考慮造斜點(diǎn)選擇、防碰和防磁干擾等問題，由于2口井相距近，定向井軌跡必須安全、快速地造斜出去，以免造成井下事故。主要采用了以下工藝技術(shù)。

(1)在造斜前對(duì)2口井用陀螺進(jìn)行全井段測(cè)斜，準(zhǔn)確掌握井眼軌跡。

(2)2口井造斜點(diǎn)選擇相差近200 m，由于受鄰井套管磁干擾影響，采用陀螺定向。

(3)防碰階段采用陀螺測(cè)斜，保證數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，選用可配套陀螺和MWD 2種測(cè)斜儀器的鉆具組合，嚴(yán)重井段采用加密測(cè)斜和提前造斜扭方位等來防碰。

(4)上部井段使用牙輪鉆頭+馬達(dá)組合，適當(dāng)控制造斜率，滿足地質(zhì)要求，同時(shí)，避免狗腿度過大，給后續(xù)作業(yè)造成困難;下部井段采用牙輪鉆頭+馬達(dá)+LWD隨鉆測(cè)井組合鉆進(jìn)，通過測(cè)斜數(shù)據(jù)，實(shí)時(shí)校正鉆頭工具面，并采用“勤滑眼+短距滑眼”方式，避免狗腿度急劇變化，使井眼軌跡平滑[2]。

(5)為了提高生產(chǎn)套管水泥環(huán)強(qiáng)度，在?215.9 mm井眼完鉆后采取擴(kuò)眼技術(shù)，下入?241.3 mm擴(kuò)眼器，擴(kuò)眼完成后下入?177.8 mm生產(chǎn)套管，進(jìn)行全井段固井。1.2.3 水平裸眼段鉆進(jìn)工藝

在二開鉆至設(shè)計(jì)靶點(diǎn)后，三開裸眼水平段鉆進(jìn)主要采用牙輪鉆頭+0.75°馬達(dá)定向鉆具組合，測(cè)井采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+LWD隨鉆測(cè)井組合，根據(jù)地質(zhì)要求邊鉆進(jìn)邊調(diào)整軌跡，確保整個(gè)裸眼段在油氣層中鉆進(jìn)，以提高后期熱采的效果。

2 完井管柱設(shè)計(jì)

2.1 熱應(yīng)力補(bǔ)償器

海上稠油油藏巖石膠結(jié)疏松，細(xì)粉砂及泥質(zhì)含量高，出砂機(jī)理復(fù)雜，生產(chǎn)中易出砂[3]，常規(guī)熱采井采用裸眼水平井+礫石充填方式，有效防止了細(xì)粉砂產(chǎn)出[4]。防砂管柱與井眼之間充滿礫石，處于非自由狀態(tài)，在井底高溫300℃時(shí)，由溫度變化產(chǎn)生的熱應(yīng)力高于篩管屈服強(qiáng)度，防砂管柱面臨屈服破壞風(fēng)險(xiǎn)[5]。為了減小熱應(yīng)力對(duì)防砂管柱的影響，研制了篩管熱應(yīng)力補(bǔ)償器，用于抵消管柱受熱伸長量，減小管柱軸向應(yīng)力，使其在篩管屈服強(qiáng)度之內(nèi)，從而防止防砂管柱變形損壞[6]。

補(bǔ)償器主要由中心管、耐高溫密封組件、安全銷釘、外管、配合接頭、限位接頭、滑動(dòng)內(nèi)套、限位半圓鍵、內(nèi)通徑套、上接箍等組成(圖2)。耐高溫高壓波紋管密封件上下端分別焊接在上端環(huán)和下端環(huán)上，密封原件裝在中心管中部的抗拉力臺(tái)階上，在下井狀態(tài)中處于原始狀態(tài)，當(dāng)篩管受熱膨脹時(shí)，熱應(yīng)力推動(dòng)外管產(chǎn)生位移，波紋管開始?jí)嚎s，達(dá)到補(bǔ)償效果[7]。

圖2 熱應(yīng)力補(bǔ)償器結(jié)構(gòu)示意圖

根據(jù)海上稠油熱采井井底溫度和水平段篩管長度，建立熱膨脹計(jì)算模型:

式中:ΔL為篩管膨脹量，m;α為熱膨脹系數(shù)，m/℃;L為篩管長度，m;Δt為井底溫度差，℃。

由式(1)計(jì)算出篩管膨脹量ΔL=910 mm，根據(jù)補(bǔ)償器補(bǔ)償距離，確定在防砂管柱合理位置增加熱應(yīng)力補(bǔ)償器，降低防砂管柱遭受熱應(yīng)力損壞的風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 充填轉(zhuǎn)向閥

單筒雙井水平段采用?152.4 mm裸眼礫石充填完井，水平段長，在充填過程中井口壓力高[8-11]，根據(jù)礫石充填設(shè)計(jì)軟件計(jì)算，充填排量為0.56 m3/min時(shí)，砂丘高度比為0.71，β波壓力為8.56 MPa，地層破裂壓力為6.35 MPa，α波壓力為3.04 MPa。此時(shí)，β波壓力超過了地層破裂壓力，為降低逆向充填β波壓力，在防砂管柱需增加充填轉(zhuǎn)向閥，工作原理如圖3所示。

防砂管柱下入到位后，進(jìn)行礫石充填作業(yè)，此時(shí)充填轉(zhuǎn)向閥與沖管密封短節(jié)配合，處于關(guān)閉狀態(tài)，轉(zhuǎn)向閥前端壓力p1小于后端壓力p2，攜砂液流向水平段尾端，首先進(jìn)行尾端充填，當(dāng)充填逐步向水平段前端推進(jìn)至轉(zhuǎn)向閥時(shí)，由于底部充滿礫石，攜砂液通過篩管，使前端壓力p1大于后端壓力p2，此時(shí)轉(zhuǎn)向閥打開，攜砂液繼續(xù)逆向充填，最終完成裸眼水平井礫石充填作業(yè)。

圖3 充填轉(zhuǎn)向閥工作原理

2.3 完井管柱設(shè)計(jì)

單筒雙井技術(shù)中篩管受熱膨脹量為910 mm，若不消除膨脹量，產(chǎn)生的熱應(yīng)力會(huì)損壞防砂管柱，導(dǎo)致出砂風(fēng)險(xiǎn)。根據(jù)熱應(yīng)力補(bǔ)償器的補(bǔ)償距離，結(jié)合水平段井底溫度和生產(chǎn)情況，優(yōu)化采用2套熱應(yīng)力補(bǔ)償器，第1套安放在頂部篩管以下50～60 m，在相距第1套以下100 m處安放第2套熱應(yīng)力補(bǔ)償器。小尺寸、長水平段裸眼礫石充填施工難度大，工藝復(fù)雜，施工壓力高，為了提高充填效果，采用密封工具逐段充填工藝，根據(jù)α波和β波壓力，優(yōu)化充填轉(zhuǎn)向閥安放位置，安放于防砂管柱中部，提高充填效率。完井管柱如圖4所示。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

A1井為海上熱采單筒雙井鉆井中的1口井，利用?444.5 mm鉆頭鉆至145.0 m，后進(jìn)行陀螺定向鉆至344.0 m。起鉆更換?660.4 mm擴(kuò)眼鉆頭擴(kuò)眼至344.0 m，下?244.5 mm表層套管至341.3 m。利用?215.9 mm鉆頭鉆至1 229.0 m，起鉆更換自然伽馬+深淺側(cè)向測(cè)井儀器，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆進(jìn)至2 032.0 m，起鉆更換?241.3 mm擴(kuò)眼鉆頭擴(kuò)眼至2 032.0 m，下?177.8 mm套管至2 029.0 m。利用?152.4 mm鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具鉆至設(shè)計(jì)井深2 305.0 m完鉆，水平段長度為276 m。

根據(jù)膨脹量計(jì)算模型，計(jì)算篩管膨脹量為821 mm，補(bǔ)償器補(bǔ)償距離為400～450 mm，因此，采用2套熱應(yīng)力補(bǔ)償器，分別安放于2 103.0 m和2 200.0 m。水平井礫石充填時(shí)，充填β波壓力達(dá)到8.56 MPa，超過地層破裂壓力(6.35 MPa)，根據(jù)β波壓力數(shù)據(jù)，將充填轉(zhuǎn)向閥安放于2 198.0 m。

圖4 單筒雙井完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖

該井在鉆完井施工過程中，井眼軌跡控制達(dá)到設(shè)計(jì)要求，施工成功率為100%，充填效率達(dá)到110%，提高了充填效果。截至2014年6月，穩(wěn)產(chǎn)超過400 d，累計(jì)產(chǎn)油超過1.3×104m3，目前仍在繼續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，在生產(chǎn)過程中沒有發(fā)生井口及防砂管柱損壞現(xiàn)象。

4 結(jié)論

(1)單筒雙井熱采鉆完井技術(shù)可避免海上油田平臺(tái)空間和井槽數(shù)對(duì)采油的限制，研究滿足了海上油田高溫?zé)岵梢蟆?/p>

(2)優(yōu)化熱應(yīng)力補(bǔ)償器安放位置，可有效降低防砂管柱遭受熱應(yīng)力損壞的風(fēng)險(xiǎn)。

(3)礫石充填時(shí)，當(dāng)β波壓力超過地層破裂壓力時(shí)，合理布放充填轉(zhuǎn)向閥，可提高礫石充填率。

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