張 佳， 楊 輝， 劉 練， 胡 勇， 王博偉， 程 婷

(中國石化股份有限公司西北油田分公司塔河采油二廠)

塔河油田奧陶系油藏是大型碳酸鹽巖不整合一古巖溶縫洞型油氣藏[1-4]。通過老井側(cè)鉆來溝通周邊縫洞型儲集體是目前行之有效的開發(fā)方式之一，是提高奧陶系油藏采收率主要手段之一[5]。

塔河油田老井側(cè)鉆上提造斜點至石炭系巴楚組或奧陶系桑塔木組泥巖井段，泥巖在井內(nèi)液體浸泡下存在失穩(wěn)問題，易坍塌、掉塊，給鉆井、完井及采油工程帶來了巨大安全隱患[6]。

針對以上問題，形成了一套科學(xué)、實用的模擬通井和酸壓完井管柱，在很大程度上減輕了完井管柱的遇阻卡現(xiàn)象。

一、穿長泥巖段開窗側(cè)鉆井完井工藝現(xiàn)狀

1.常規(guī)完井工藝

1.1 常規(guī)完井管柱結(jié)構(gòu)

在石炭系和奧陶系上統(tǒng)開窗側(cè)鉆井采用常規(guī)完井管柱(自下而上)：引鞋+盲堵(或球座)+剛性扶正器+PIP封隔器+安全接頭+斜坡油管+水力錨+油管。

1.2 常規(guī)完井工藝

先下模擬通井管柱進(jìn)行通井，替井內(nèi)鉆井液為鹽水，在鹽水中組下酸壓完井管柱。同時，模擬通井管柱與酸壓完井管柱往往有差異。

2.現(xiàn)場應(yīng)用情況

通過對TK480CH、TK475CH2和TH10113CH井在組下酸壓完井管柱過程中的遇阻情況分析可知，TK480CH井由于遇阻頻繁,座封井段被迫上移；TK475CH2因下入管柱過程中遇阻噸位過大，導(dǎo)致封隔器坐封失敗；TH10113CH井開窗點在石炭系巴楚組，因遇阻噸位過大(加壓8 t未通過)而上提完井管柱，提出封隔器損壞情況嚴(yán)重(見表1)。

3.工藝失敗原因

通過對以上完井管柱結(jié)構(gòu)及工藝進(jìn)行分析，總結(jié)該套完井工藝存在的問題如下：

(1)完井管柱選用K341封隔器+盲堵，封隔器易中途坐封且無循環(huán)解卡功能。

(2)完井管柱底帶安全接頭，管柱遇卡噸位過高易導(dǎo)致丟手?jǐn)嗝摗?/p>

(3)先替漿后組下酸壓完井管柱，油田水對井筒浸泡時間較長，容易導(dǎo)致泥巖井段井壁膨脹、垮塌。

二、穿長泥巖段完井工藝優(yōu)化

為了提高降低管柱組下摩阻，防止泥巖井段易坍塌、掉塊造成的遇阻遇卡，穿長泥巖段，提高穿長泥巖段側(cè)鉆井酸壓完井工藝的成功率，降低完井施工風(fēng)險，提高完井時效。通過對完井管柱與完井工藝從以下幾方面進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)[1]。

表1 常規(guī)完井工藝的應(yīng)用情況

1.完井管柱優(yōu)化

1.1 優(yōu)選壓差擴張式封隔器(K344)

(1)在組下酸壓完井管柱過程中，K341封隔器可能因流體震蕩產(chǎn)生較大激動壓力，此壓力可能通過K341封隔器的節(jié)流裝置產(chǎn)生較大的坐封壓差而使封隔器中途坐封，導(dǎo)致封隔器遇阻、遇卡，巖屑劃傷封隔器外膠筒，將嚴(yán)重影響施工效果。

(2)對于開窗側(cè)鉆井，封隔器的坐封井段井斜角一般很高，在替漿洗井后，前期鉆井液沉淀或洗井不徹底，使鋼球和膠塞在水泥車的泵送下很難順利到達(dá)球座位置，從而導(dǎo)致封隔器無法成功坐封。

PDP、K344封隔器通過節(jié)流壓差坐封、自動解封；酸壓后通過壓裂車泵送鋼球和膠塞，降低了作業(yè)風(fēng)險，提高了施工效率。

1.2 完井管柱不帶安全接頭

泥巖井段井壁垮塌嚴(yán)重，存在明顯的“大肚子”井段，必將對完井管柱產(chǎn)生嚴(yán)重的阻卡現(xiàn)象。

在組下完井管柱的過程中，如果管柱的遇卡噸位超過安全接頭設(shè)定值，安全接頭的銷釘將被剪斷，從而引發(fā)井下事故，并且落物打撈極難。為了降低作業(yè)風(fēng)險，采取在泥巖井段開窗側(cè)鉆井完井作業(yè)時不帶丟手接頭。

1.3 剛性扶正器改為滾輪扶正器

滾輪扶正器(見圖1)變滑動為滾動，能夠起到更好的導(dǎo)向作用，對降低井控風(fēng)險和提高完井時效具有極其重要的意義。

圖1 滾輪扶正器結(jié)構(gòu)圖

常規(guī)完井管柱和優(yōu)化完井管柱結(jié)構(gòu)如見表2。

表2 優(yōu)化前后完井管柱對比

2.完井工藝優(yōu)化

2.1 先組下完井管柱再替漿

為減小泥巖井段在油田水長期浸泡下泥巖膨脹、垮塌的可能性，要求在鉆井液中組下完井管柱，再用油田水替出井內(nèi)鉆井液。

2.2 低排量正替(0.3 m3/min)井內(nèi)鉆井液

防止反替后鉆井液固相顆粒沉淀導(dǎo)致球座無法打掉，同時低排量可以減小對封隔器損傷的風(fēng)險。

2.3 模擬管柱和完井管柱應(yīng)盡量一致

(1)模擬通井管柱和完井管柱中加篩管。針對泥巖段容易坍塌、掉塊的特點，若管柱因遇卡嚴(yán)重而無法提出時，可以通過篩管建立循環(huán)通道解卡，有效降低了施工風(fēng)險。

(2)模擬通井和完井管柱底部加導(dǎo)向頭。針對泥巖裸眼井段井徑不規(guī)則的特殊情況，建議在完井管柱底部加半球形導(dǎo)向頭(見圖2)。

圖2 導(dǎo)向頭結(jié)構(gòu)圖

三、優(yōu)化后完井工藝應(yīng)用情況

結(jié)合石炭系、奧陶系和志留系地質(zhì)特征和實際井筒條件，先后對9口井采用了優(yōu)化酸壓完井管柱，作業(yè)期間管柱下放和酸壓施工均正常，在很大程度上減輕了封隔器的遇阻、遇卡現(xiàn)象，提高了完井時效，節(jié)省了完井費用，取得了較好的應(yīng)用效果(見表3)。

表3 長泥巖段開窗側(cè)鉆井完井工藝優(yōu)化應(yīng)用統(tǒng)計表

四、經(jīng)濟效益分析

通過對石炭系、奧陶系和志留系開窗側(cè)鉆井裸眼酸壓完井時間和完井費用進(jìn)行對比：

(1)工藝改進(jìn)前由于組下完井管柱失敗，需重復(fù)下入完井工具。工藝改進(jìn)后組下完井管柱一次成功，單井節(jié)約裸眼封隔器1套，節(jié)約工具費用21萬元。

(2)工藝改進(jìn)前單井平均完井時間31.3 d，工藝改進(jìn)后平均完井時間提前了12.7 d，單井平均節(jié)約鉆機占用費用152.4萬元。

(3) 2009～2010年共應(yīng)用了9井次，其中T703CH1、S118CH、AD8CH2、TK512H、托甫2CX井未見產(chǎn)，TH10113CH井提前貢獻(xiàn)產(chǎn)量715.9 t，TH10101CH井提前貢獻(xiàn)產(chǎn)量510.7 t，T701CH井提前貢獻(xiàn)產(chǎn)量2 029.8 t，T705CH井提前貢獻(xiàn)產(chǎn)量1 942 t，累計提前貢獻(xiàn)產(chǎn)量5 198.4 t，實際經(jīng)濟效益達(dá)1 527.5萬元(按平均原油銷售價格2 938.41元/t計算)。

五、結(jié)論及認(rèn)識

(1)結(jié)合石炭系、奧陶系和志留系地質(zhì)特征和實際井筒條件，通過對不同組合酸壓完井管柱的使用情況進(jìn)行對比分析，優(yōu)化了一套滿足穿長泥巖段側(cè)鉆井分段酸壓要求的完井管柱。

(2)穿長泥巖段側(cè)鉆井酸壓完井工藝的應(yīng)用，實現(xiàn)單井節(jié)約工具費用21萬元，單井平均節(jié)約鉆機占用費用152.4萬元。2009～2016年共應(yīng)用了15井次，累計節(jié)約費用1 560.6萬元。

(3)穿長泥巖段側(cè)鉆井酸壓完井工藝2009～2016年共應(yīng)用了15井次，使得4口井提前投產(chǎn)，共計提前貢獻(xiàn)產(chǎn)量5 198.4 t，實際經(jīng)濟效益達(dá)1 527.5萬元。

(4)塔河油田穿長泥巖段側(cè)鉆井酸壓完井工藝的應(yīng)用及推廣，縮短了完井時間，降低了完井風(fēng)險，填補了塔河油田長泥巖段側(cè)鉆井完井技術(shù)空白，為塔河油田長泥巖段側(cè)鉆井完井提供了有力的技術(shù)支撐。對于國內(nèi)外同類油田具有普遍的參考意義。

[1]何偉國，伊明． 塔河油田四號構(gòu)造中短半徑水平井井身剖面優(yōu)化探討[J]． 石油鉆探技術(shù)，2003，31(4):9-11.

[2]翟科軍． 短半徑水平井鉆井技術(shù)在塔河油田的研究與應(yīng)用[J].鉆采工藝，2005，28(4):18-19．

[3]王新，萬教育，馮國軍． 塔河油田短半徑水平井側(cè)鉆技術(shù)[J].石油鉆采工藝，2003，25(1):15-17．

[4]周偉，耿云鵬，石媛媛． 塔河油田超深井側(cè)鉆工藝技術(shù)探討[J].鉆采工藝，2010，33(4):108-111．

[5]趙忠輝.鉆采一體化四通在老井側(cè)鉆中應(yīng)用可行性分析[J].石化技術(shù)，2015(3):204-205.

[6]李雙貴，高長斌，方建波，等. 塔河油田簡化結(jié)構(gòu)井開窗側(cè)鉆技術(shù)優(yōu)化研究 [J]. 石油實驗地質(zhì)，2012，34 (1): 106-108.