劉鵬飛，王昆劍，李 進,2，杜小野，林家昱,2

1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津 300459）

2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室（天津 300459）

3.中海油田服務(wù)股份有限公司（天津 300459）

0 引言

隨著渤海部分油田開發(fā)逐漸進入中后期，含水率迅速上升，儲層水淹嚴重，部分油田含水率高達90%[1-4]。據(jù)統(tǒng)計，水平井高含水問題已成為渤海油田低效井的首要成因，穩(wěn)油控水迫在眉睫[5-7]。目前，渤海油田水平井主要以裸眼完井為主，配合使用變密度篩管、中心管、ICD等控水技術(shù)進行控水[8-9]。從實踐效果來看，傳統(tǒng)的“裸眼完井+機械控水工具”的模式存在控水成本高、有效期短、成功率低的缺點，已不能滿足渤海油田開發(fā)生產(chǎn)需求。近年來，水平套管井以其獨特的控水優(yōu)勢，在渤海油田的應(yīng)用越來越多[10-11]。

渤海油田C區(qū)塊是典型的高含水油田，原井眼C1H井于2006年10月4日投產(chǎn)，目前日產(chǎn)油5.05 m3，含水高達95.98%，因高含水關(guān)停。為了挖潛剩余油和治理低效井，根據(jù)油藏地質(zhì)開發(fā)要求，對C1H井進行側(cè)鉆至N1gⅢ上1123砂體，部署采用水平井套管射孔完井方式，滿足控水需求。結(jié)合該井油藏地質(zhì)特征，深入分析了該井鉆完井技術(shù)難點，研究形成了渤海油田水平套管井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)，保障了該井現(xiàn)場鉆井作業(yè)的順利實施。

1 地質(zhì)概況與鉆完井難點

1.1 地質(zhì)概況

C區(qū)塊構(gòu)造位于沙壘田凸起的東南端，是發(fā)育于沙壘田凸起上的斷裂背斜，受基底古地貌控制，構(gòu)造走向呈北東向。油田主要含油層系為新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組，油氣藏埋深720～1 480 m，沉積相主要為曲流河和辮狀河沉積，油藏類型主要為巖性構(gòu)造邊水油藏和塊狀底水油藏。C1H1井開發(fā)的1123砂體東西部均有井鉆遇，該砂體西部疊置連片分布，東部呈窄條型河道沉積，儲層厚度6～11 m，東部調(diào)整區(qū)域為高部位，油層厚度6～8 m，測井解釋孔隙度25%～33%，滲透率（1000～5 500）×10-3μm2，為高孔高滲儲層。MDT測壓和DST測試資料表明，該油田地層壓力系數(shù)1.01，壓力梯度為0.97 MPa/100 m，地層溫度梯度為3.54℃/100 m，屬正常壓力和溫度系統(tǒng)。

1.2 鉆完井技術(shù)難點

C1H1井是C油田的一口側(cè)鉆水平套管井，海上油田水平套管井尚處于起步探索應(yīng)用階段，工藝技術(shù)方面缺乏可借鑒的經(jīng)驗。結(jié)合該井的油藏地質(zhì)特點及工程要求，分析鉆完井技術(shù)難點主要有以下幾個方面：

1）采用215.9 mm（8.5″）井眼著陸與水平段一趟完鉆技術(shù)，非產(chǎn)層段與產(chǎn)層段采用同一鉆井液體系，鉆井液儲層保護性能要求高。同時，開鉆至下尾管時間間隔久，導致裸眼段浸泡時間較長，井壁易塌，要求鉆井液具有良好的防塌、潤滑防阻卡等性能[12-13]。

2）側(cè)鉆井眼裸露時間久，水平段較長，井斜大，巖屑床清除困難，井眼清潔難度大，致使裸眼段摩阻扭矩增大，下尾管易遇阻[14]。受套管重力影響，水平段套管容易偏心，居中困難[15]。

3）水平井段固井難度大，固井質(zhì)量難以保障。水平井段受重力作用影響，水泥漿固相易沉降，導致井眼高邊自由水竄槽，巖屑床阻止環(huán)空底邊鉆井液的頂替容易造成鉆井液竄槽，影響注水泥頂替效率[15]。同時，該井裸眼段長1 600余米，固井過程中漏失風險大。

4）完井洗井、射孔和防砂難度大。受井斜的影響，水平套管井洗井難度大，臟東西難以通過洗井攜帶出。水平段射孔后存在儲層出砂卡槍風險，射孔工藝難度大[16-17]。側(cè)鉆館陶組屬于疏松砂巖儲層，采用隱形酸完井液，漏失率高。在礫石充填過程中，易出現(xiàn)端部脫砂等現(xiàn)象。另外，水平套管井礫石充填防砂作業(yè)經(jīng)驗較少，施工作業(yè)難度大[11]。

2 鉆井工程設(shè)計

2.1 井眼軌跡設(shè)計

C1H1井主要鉆井目的是開發(fā)N1gⅢ上1123砂體儲層，設(shè)計井深2 858.64 m，垂深1 491.5 m，最大井斜90°。綜合考慮經(jīng)濟效益及作業(yè)難度，對比了側(cè)鉆點分別為1 100 m、1 200 m、1 400 m、1 600 m和1 800 m的5種側(cè)鉆方案（表1）。由表1可知：方案四和方案五全角變化率高達（5.2°～8°）/30 m，作業(yè)實施難度大；方案三的作業(yè)難度適中，但在著陸段和鄰井存在防碰風險；方案一和方案二全角變化率為4°/30 m，作業(yè)難度適中，無防碰風險，穩(wěn)斜角分別為60°和63°;方案二較方案一進尺更小。因此，優(yōu)選該井的側(cè)鉆點深度為1 200 m左右，開窗點井斜為51.01°，最大狗腿度為4°/30 m，進尺為1 504 m。該鉆井軌跡的優(yōu)點在于定向井實施難度適中，同時，較方案一節(jié)省進尺約200 m，節(jié)省費用約400萬元。

表1 C1H1井不同側(cè)鉆方案對比表

2.2 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計與優(yōu)化

基于壓力平衡、安全作業(yè)和經(jīng)濟性等井身結(jié)構(gòu)設(shè)計原則，在滿足井控要求和復(fù)雜層位封隔的前提下，盡可能減少套管開次，降低投資成本。該側(cè)鉆水平井眼進尺短，若設(shè)計為兩開結(jié)構(gòu)，存在177.8 mm尾管過短的問題，增加尾管下入難度。因此，為了增加177.8 mm尾管串的懸重，降低177.8 mm尾管下入難度，C1H1井采用著陸與水平段一趟完鉆技術(shù)，215.9 mm井眼鉆至完鉆井深，下入177.8 mm尾管固井。177.8 mm尾管下入深度1 040～2 780 m，水平段長338 m，C1H1井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。該井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)點在于，在滿足安全作業(yè)的前提下，可有效增加177.8 mm尾管串的重量，降低尾管下入難度。

圖1 C1H1井井身結(jié)構(gòu)示意圖

3 鉆完井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 鉆井液技術(shù)

為滿足該井對鉆井液攜巖、防塌、潤滑和儲層保護的性能要求，215.9 mm井眼采用改進型PEC鉆井液體系。該體系是一種環(huán)境友善型水基防塌鉆井液體系，主要材料為氯化鉀、PF-JLX聚合醇等，具有強抑制性、潤滑性良好和防泥包性良好、儲層保護效果良好和環(huán)境可接受性好等優(yōu)點。用海水座封斜向器，開窗作業(yè)時替入預(yù)先配置好的改進型PEC鉆井液，根據(jù)進尺清掃稠漿，及時將鐵屑攜帶出井筒，進入新地層后掃稠漿，再次攜帶鐵屑清潔井眼，為鉆新地層做好準備。

鉆進期間使用10 kg/m3PF-VIF和8 kg/m3PFPAC-LV控制失水，向膠液中加入PF-LSF改善泥餅質(zhì)量，提高鉆井液封堵性，加入PF-SZDL和HTC防止砂巖段滲漏，提高地層承壓能力，做好儲層保護。通過加入20～30 kg/m3PF-GREEN LUBE潤滑油和整個循環(huán)量的5 kg/m3PF-RT101以保持鉆井液的潤滑性。充分利用固控設(shè)備，有效降低鉆井液中的有害固相，維護良好的流態(tài)和泥餅質(zhì)量。每500～600 m進行一次短起下，機械性破壞巖屑床，并充分清潔井眼。完鉆前調(diào)整流變性，降低鉆井液黏度至50～55 s，控制鉆井液API失水小于5 mL，進一步提高鉆井液潤滑性。

短起下鉆至井底，循環(huán)至返出干凈，期間調(diào)整鉆井液黏度至50～55 s，向鉆井液中加入PFGREEN LUBE潤滑油補充含量至30 kg/m3以上，增強鉆井液潤滑性，充分循環(huán)以保證井眼干凈。起鉆前將10 kg/m3PF-BLA B塑料大球和3 kg/m3PFRT101替入裸眼段，降低裸眼段摩阻，方便下套管作業(yè)。

3.2 下尾管技術(shù)

為了降低177.8 mm尾管下入難度，增加尾管串長度和重量，將原設(shè)計的兩開井身結(jié)構(gòu)215.9 mm井眼下177.8 mm尾管+152.4 mm（6″）裸眼優(yōu)化為一開井身結(jié)構(gòu)，采用215.9 mm井眼著陸與水平段一趟完鉆技術(shù)。下尾管作業(yè)前，根據(jù)實鉆情況反演套管段和水平裸眼段的摩阻系數(shù)（圖2），根據(jù)反演結(jié)果，該井套管內(nèi)摩阻系數(shù)和裸眼段摩阻系數(shù)分別為0.20和0.22。根據(jù)反演得到的摩阻系數(shù)，模擬尾管下入過程中的頂驅(qū)大鉤懸重，如圖3所示。

圖2 摩阻系數(shù)反演結(jié)果

圖3 下尾管懸重模擬

從模擬結(jié)果可知，尾管下入至井底的大鉤懸重為62.37 t，其中包含25 t的大鉤自重，尾管可順利下入到位。下尾管作業(yè)過程中，在2 200 m之后送入139.7 mm（5.5″）加重鉆桿倒裝，以增加尾管下放懸重。為了提高水平段177.8 mm尾管居中度，設(shè)計水平段每30～40 m安放一個一體式半剛性扶正器，水平段共計下入8個扶正器。

3.3 水平段固井技術(shù)

為了提高水平段固井質(zhì)量，應(yīng)充分做好固井前的井眼準備工作。通井時，充分循環(huán)井底沉砂，在短起過程中，分段掃稠塞循環(huán)，有效攜帶井內(nèi)沉砂與掉塊，達到清潔井眼的目的；固井前調(diào)整泥漿性能，降低泥漿黏度、切力和屈服值，為提高頂替效率做準備。固井作業(yè)過程中，為了降低裸眼段漏失風險，使用有堵漏功能的隔離液（SEALBONDPLUS+SEALBONDSPACER）。為了防止水泥漿在水平段重力沉降，采用“零析水”水泥漿體系，并在水泥漿中加入PC-B62S和PC-B66S兩種堵漏材料，通過兩種堵漏材料的復(fù)配，提高水泥漿的堵漏性能。傳統(tǒng)堵漏材料為大顆粒+纖維纏繞，封堵裂縫表面，易堵窄環(huán)空，新材料為小顆粒級配+纖維纏繞，封堵縫根，不堵窄環(huán)空。此外，水泥漿中加入PC-GS12S防竄劑，提高早期強度，同時使水泥石更加致密，防止竄流的發(fā)生。

為了提高固井頂替效率，優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)設(shè)計，使用“1.75 g/cm3低密度領(lǐng)漿+1.85 g/cm3緩凝尾漿+1.90 g/cm3速凝尾漿”漿柱結(jié)構(gòu)，低密度前導水泥漿具有較好的紊流效應(yīng)，對提高環(huán)空頂替效率具有重要作用。同時，領(lǐng)漿、緩凝尾漿、速凝水泥漿三段密度逐漸提高，階段性攜砂，降低橋堵風險。固井頂替過程中，頂替液創(chuàng)新采用“鉆井水+海水”，起到漂浮頂替的作用：套管外為密度較高的水泥漿，頂替液采用密度較低的鉆井水或海水，加大套管內(nèi)外的密度差，使下部套管在浮力的作用下有一個向上的漂浮趨勢，減少套管的偏心程度，避免水泥漿竄槽，提高固井質(zhì)量。

3.4 水平套管井完井技術(shù)

3.4.1 刮管洗井技術(shù)

采用旋轉(zhuǎn)刮管器進行刮管洗井作業(yè)，刮管洗井過程中以低速旋轉(zhuǎn)管柱，既可以克服水平段井眼摩阻，還可以很好地保障刮管洗井效果。刮管洗井管柱為：152.4 mm鉆頭（無水眼）+變扣（330×310）+177.8 mm旋轉(zhuǎn)刮管器+88.9mm(3.5″)鉆桿+177.8 mm套管多功能清潔器+88.9 mm鉆桿+177.8 mm強磁工具+88.9 mm短鉆桿+變扣（311×410）+244.475 mm（9? "）旋轉(zhuǎn)刮管器+127 mm（5″）鉆桿+127 mm加重鉆桿+127 mm鉆桿。其中，177.8 mm旋轉(zhuǎn)刮管器和244.475 mm旋轉(zhuǎn)刮管器分別用于177.8 mm尾管和244.475 mm套管刮管。

另外，刮管洗井管柱采用177.8 mm套管多功能清潔器和177.8 mm強磁工具，提高刮管洗井作業(yè)質(zhì)量。MTWF（Multi-Task Wellbore Filter）多功能井筒清潔器由上部流道、毛刷總成、旁通孔、破裂盤、碎屑回收腔、篩縫過濾器、觀察孔和扶正器組成，可通過上部Baker專用毛刷和下部篩縫過濾器實現(xiàn)一趟下鉆，同時具有刮管和收集碎屑的效果。177.8 mm強磁工具用于吸附鐵屑，進一步提高刮管洗井清潔程度，確保防砂管柱順利下入到位。

3.4.2 水平井射孔完井技術(shù)

為了降低作業(yè)風險，保障射孔作業(yè)安全，水平段射孔采用平衡射孔+單獨負壓放噴方式。平衡射孔避免射孔后地層出砂帶來的埋槍風險，射孔完成后，下入單獨的負壓放噴管柱放噴，有效解除射孔對孔眼壓實帶的污染和損害。完井液方面，為了解決隱形酸完井液封堵性差、射孔后漏失率高的難題，以無固相鉆井液為基礎(chǔ)開發(fā)了一種無固相成膜暫堵型射孔液，具有高承壓、暫堵性能好、降漏失能力顯著的特點。同時，該型射孔液能自降解，無需破膠，且懸浮性能好。

為了實現(xiàn)水平套管井控水的需求，C1H1設(shè)計采用變密度射孔完井技術(shù)，研究分析對比了20°/30°定向射孔、180°定向射孔、螺旋均勻40孔密、螺旋20～40孔變密度射孔方式下的含水率變化情況，如圖4所示。

圖4 不同射孔方式下的含水率預(yù)測

從圖4可知，采用定向射孔控水增油效果最好，其次為變密度射孔，均勻孔密射孔效果最差。C1H1井為177.8 mm套管井，需選擇114.3 mm（4.5″）射孔槍，若采用定向射孔的方式，20°、30°、180°定向變孔密射孔因定向需要孔密小（≤16孔/m），但考慮到該儲層需要采取礫石充填防砂作業(yè)，孔密過小不滿足礫石充填要求（大孔密大流動通道）的原則。因此，綜合考慮控水效果、防砂工藝條件，C1H1井設(shè)計選用螺旋布孔變密度（孔密20～40孔/m）射孔完井方式，該方案可至少延長低含水采油期5～6個月。

3.4.3 礫石充填防砂技術(shù)

水平套管井礫石充填防砂完井作業(yè)的難點主要在于充填過程中易出現(xiàn)端部脫砂的現(xiàn)象，同時缺乏水平套管井礫石充填防砂作業(yè)經(jīng)驗。礫石充填作業(yè)過程中，采用多級α波充填，降低施工壓力，不壓開地層，減少漏失，降低頂部脫砂的風險，充填曲線如圖5所示。經(jīng)過3.25 h作業(yè)出現(xiàn)脫砂壓力16.56 MPa，總計泵注50 882.58 kg陶粒，計算篩套環(huán)空充填效率100%，盲管埋高3.41 m，充填系數(shù)為8.04 kg/m。

圖5 礫石充填防砂過程

C1H1井采用水平套管井技術(shù)，有效簡化了井身結(jié)構(gòu)，將著陸段和水平段一趟完鉆，節(jié)省作業(yè)工期近2 d，節(jié)省費用約300萬元。應(yīng)用表明，該井作業(yè)施工順利，控水效果顯著，投產(chǎn)含水率7.46%，較裸眼井預(yù)測含水率降低了76.3%，產(chǎn)油量較配產(chǎn)增加了40.6%。截至目前，水平套管井已在渤海油田推廣應(yīng)用10余口井，穩(wěn)油控水效果顯著，為高含水低產(chǎn)低效井的有效治理提供了新的技術(shù)途徑，推廣應(yīng)用前景廣闊。

4 結(jié)論與建議

1）研究分析了側(cè)鉆水平套管井C1H1井面臨的鉆完井技術(shù)難點，通過鉆井工程設(shè)計優(yōu)化和采用針對性的鉆完井關(guān)鍵技術(shù)措施，有效保障了C1H1的順利作業(yè)。

2）創(chuàng)新采用215.9 mm井眼著陸段與水平段一趟完鉆技術(shù)，有效增加177.8 mm尾管串的懸重，降低177.8 mm尾管固井作業(yè)風險，同時采用改進型PEC鉆井液體系，有效保障了鉆井液攜巖、潤滑、防塌以及儲層保護性能。建議在類似側(cè)鉆水平套管井作業(yè)過程中推廣應(yīng)用一趟完鉆技術(shù)。

3）側(cè)鉆水平套管井技術(shù)在C1H1井的成功應(yīng)用，為高含水低產(chǎn)低效井的有效控水和治理提供了新思路，積累了寶貴經(jīng)驗，推廣應(yīng)用前景廣闊。

4）針對類似側(cè)鉆水平套管井，在設(shè)計時重點關(guān)注側(cè)鉆點的合理選取和井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化，做好管柱下入模擬，降低作業(yè)難度。同時，在實際作業(yè)實施過程中，重點關(guān)注鉆井液性能、下尾管過程中的懸重變化、充填防砂參數(shù)等，確保作業(yè)的順利實施。