劉鵬，張啟龍，陳彬，王寶軍，宋昱東

1.中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司（天津300459）2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津300459）

隨著渤海部分油田開發(fā)進(jìn)入中后期，由于油井高含水和出砂導(dǎo)致的低產(chǎn)低效井次越來(lái)越多。受海上平臺(tái)井槽的限制，老井開窗側(cè)鉆是當(dāng)前渤海油田治理低產(chǎn)低效井和挖潛剩余油的重要手段。開窗側(cè)鉆是利用原井眼開窗點(diǎn)以上部分井筒以及地面完好設(shè)備，在原井筒進(jìn)行開窗，向地下目的砂體鉆進(jìn)，實(shí)現(xiàn)對(duì)老井周邊剩余油的挖潛開發(fā)[1-3]。目前渤海油田的側(cè)鉆井大多是在Φ244.5 mm套管內(nèi)開窗側(cè)鉆，在215.9 mm井眼尺寸下入Φ177.8 mm生產(chǎn)套管，但該方案因Φ177.8 mm生產(chǎn)套管內(nèi)徑小達(dá)不到大排量分層開采的目的，因此急需在井眼尺寸和套管尺寸上深入挖潛，進(jìn)一步優(yōu)化改進(jìn)側(cè)鉆技術(shù)方案，同時(shí)研究配套的鉆完井關(guān)鍵工具與技術(shù)，依靠技術(shù)進(jìn)步實(shí)現(xiàn)渤海油田降本增效的目的。

1 渤海油田側(cè)鉆井井身結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀

渤海油田側(cè)鉆井完鉆井眼尺寸主要是311.15 mm和215.9 mm，生產(chǎn)套管尺寸分別為244.5 mm和177.8 mm，結(jié)構(gòu)單一。以上井身結(jié)構(gòu)沿用多年，通過(guò)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況的跟蹤分析，對(duì)比總結(jié)了不同尺寸的生產(chǎn)套管的鉆完井作業(yè)優(yōu)缺點(diǎn)，見(jiàn)表1。從表1中可知，Φ177.8 mm套管小尺寸定向井具有機(jī)械鉆速高、用料少的優(yōu)點(diǎn)[4-6]，但井眼尺寸的減小對(duì)后續(xù)完井工藝的實(shí)施會(huì)產(chǎn)生較大的影響，關(guān)鍵是難以滿足油藏的大排量分層開采要求，進(jìn)而影響油田的整體開發(fā)效果。

2 側(cè)鉆井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化與配套技術(shù)改進(jìn)

渤海油田常規(guī)Φ244.5 mm套管內(nèi)開窗側(cè)鉆后只能下入Φ177.8 mm套管完井，通過(guò)優(yōu)化井眼尺寸和套管尺寸，將側(cè)鉆井眼尺寸215.9 mm擴(kuò)眼至241.3 mm，創(chuàng)新應(yīng)用Φ193.7 mm非標(biāo)程序套管且對(duì)配套的鉆完井關(guān)鍵工具技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)，順利實(shí)施了國(guó)內(nèi)海上油田首口全尺寸Φ193.7 mm套管的精細(xì)分層開采。

2.1 優(yōu)選開窗工具與擴(kuò)眼方案

Φ193.7 mm生產(chǎn)套管結(jié)箍外徑216 mm，Φ244.5 mm技術(shù)套管內(nèi)徑224.4 mm，兩者間隙僅為8.4 mm，給側(cè)鉆后生產(chǎn)套管下入增加了難度；同時(shí)，技術(shù)套管內(nèi)斜向器位置處局部狗腿大，因此，生產(chǎn)套管順利安全地通過(guò)技術(shù)套管窗口是作業(yè)能否成功的關(guān)鍵[7-10]。對(duì)此，使用設(shè)計(jì)加工外徑為220 mm的銑錐和鉆柱銑，以增加窗口寬度；優(yōu)選2.5°斜向器，其斜面長(zhǎng)度4 062 mm，相對(duì)于常規(guī)3°斜向器的斜面長(zhǎng)度3 262 mm長(zhǎng)出0.8 m，保障了窗口長(zhǎng)度，如圖1所示；同時(shí)開窗工具中增加開窗磨銑組合中鉆具剛性，加入6根Φ165.1 mm鉆鋌，并在合適位置加入穩(wěn)定器，保證開窗作業(yè)的順暢。

表1 不同尺寸的生產(chǎn)套管對(duì)后期完井作業(yè)的影響

圖1 斜向器及開窗工具示意圖

設(shè)計(jì)采用一套一趟式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向隨鉆測(cè)井+隨鉆擴(kuò)眼鉆具進(jìn)行擴(kuò)眼，待完鉆后充分循環(huán)，停泵，投球至擴(kuò)眼器為后續(xù)憋壓、張開擴(kuò)眼器刀片創(chuàng)造條件，然后開泵正常倒劃擴(kuò)眼，關(guān)注擴(kuò)眼參數(shù)變化。設(shè)計(jì)在大狗腿位置倒劃眼3次，擴(kuò)眼參數(shù)為：排量2 500～2 600 L∕min，泵壓7～8 MPa，轉(zhuǎn)速100 r∕min，扭矩5～11 kN·m。擴(kuò)眼結(jié)束，采取大排量循環(huán)確保巖屑返出。考慮到地層巖性、井底溫度和壓力等客觀條件，全程采用密度為1.15 g∕cm3的低密度高潤(rùn)滑改進(jìn)PEC鉆井液，提高井眼清潔度的同時(shí)，達(dá)到保持井壁穩(wěn)定，保護(hù)好油氣層[11-15]、防漏、防卡及安全鉆進(jìn)的目的。具體的鉆具組合見(jiàn)表2。

2.2 形成小間隙環(huán)空固井技術(shù)

側(cè)鉆后形成的裸眼段長(zhǎng)近1 400 m，井眼軌跡復(fù)雜，摩阻大。套管順利下到位后采用單級(jí)全封的固井方式。而Φ193.7 mm套管結(jié)箍與Φ244.5 mm套管間隙僅為8.4 mm，套管間環(huán)空間隙小，注水泥作業(yè)中小間隙環(huán)空流動(dòng)阻力大，固井施工排量受限，因目標(biāo)井在753 m處鉆遇有淺層氣層且氣體全部含量不大，綜合考慮各因素設(shè)計(jì)全井段使用密度為1.50 g∕cm3低密高強(qiáng)水泥。

表2 不同作業(yè)鉆具組合情況

通過(guò)對(duì)減輕劑、膠乳、防竄增強(qiáng)劑等外加劑材料的優(yōu)選研發(fā)了適用于渤海油田小間隙環(huán)空固井用的低摩阻、低密度、低彈性模量的水泥漿體系，該體系可有效降低循環(huán)壓耗，防止因環(huán)空摩阻過(guò)大造成井漏或水泥低返。同時(shí)該體系失水低，可以有效避免水泥在窄環(huán)空高剪切狀態(tài)下迅速失水導(dǎo)致其流變性變差。現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)調(diào)整水泥漿、隔離液的流變性，優(yōu)化流變參數(shù)和水泥漿稠化時(shí)間，盡可能降低環(huán)空壓耗，提高循環(huán)、頂替排量和環(huán)空返速，降低井底當(dāng)量密度，提高重疊段的固井質(zhì)量[16-19]。

2.3 配套關(guān)鍵工具優(yōu)化改進(jìn)

Y型電潛泵生產(chǎn)管柱在海上油田應(yīng)用廣泛，具有不動(dòng)管柱實(shí)現(xiàn)電潛泵生產(chǎn)、分層測(cè)試和分層采油等多種功能，但由于技術(shù)局限性，該工藝只能應(yīng)用于Φ244.5 mm和Φ177.8 mm井筒，針對(duì)海上首口Φ193.7 mm套管井對(duì)該工藝需求，設(shè)計(jì)了適用于Φ193.7 mm井的Y型生產(chǎn)管柱，并對(duì)配套的過(guò)電纜封隔器、Y接頭等關(guān)鍵工具進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)。

Φ193.7 mm生產(chǎn)套管配套的Y型分采完井管柱結(jié)構(gòu)如圖2。其中，生產(chǎn)管柱上的插入密封和定位密封分別插入防砂作業(yè)時(shí)入井的隔離封隔器和頂部封隔器，從而封隔上、下2個(gè)射孔段達(dá)到分采目的。

分采生產(chǎn)工藝流程：地層產(chǎn)液分別經(jīng)引斜和生產(chǎn)滑套2個(gè)位置進(jìn)入到油管內(nèi)，再通過(guò)帶孔管進(jìn)入到油套環(huán)空，再進(jìn)入到電潛泵內(nèi)，通過(guò)電潛泵的多級(jí)葉導(dǎo)輪的作用，井液的壓能逐次增高，接著進(jìn)入到Y(jié)接頭，再進(jìn)入到上部油管，最終舉升到地面。

圖2 S2井Y型電泵分采完井生產(chǎn)管柱示意圖

井下安全閥在生產(chǎn)過(guò)程中若發(fā)生管線破裂、不可抗拒因素等意外情況時(shí)，能緊急關(guān)閉，防止井噴，保證油氣井生產(chǎn)安全。過(guò)電纜封隔器是防止環(huán)空流體上竄至井口的控制裝置，上面帶有放氣閥，用于連通封隔器上下環(huán)空，及時(shí)將地層產(chǎn)出的氣體放至地面進(jìn)行處理。Y接頭采用雙孔擴(kuò)孔式結(jié)構(gòu)。潛油電泵連接于側(cè)孔端，直孔端上端連接油管，下端連接堵塞器工作筒及油管。在正常生產(chǎn)時(shí)，Y接頭旁通處下入生產(chǎn)堵塞器坐落于工作筒內(nèi)進(jìn)行封堵，防止通過(guò)電潛泵提壓后的井液回流。

表3、表4分別為研制的適用于193.7 mm井筒的配套關(guān)鍵工具過(guò)電纜封隔器和Y接頭相關(guān)技術(shù)參數(shù)。其中適用于Φ193.7 mm套管的過(guò)電纜封隔器靠油管內(nèi)打壓坐封，坐封壓力2 500～3 000 psi，上提18～30 t解封。該過(guò)電纜封隔器滿足放氣閥安裝、控制管線穿越要求以及密封要求。常見(jiàn)Y接頭外徑尺寸210 mm，多適用于Φ244.5 mm生產(chǎn)套管，改進(jìn)后適用于Φ193.7 mm套管的Y接頭最大外徑尺寸169 mm，保證了在生產(chǎn)套管內(nèi)徑177.01 mm下外徑尺寸95 mm的電泵機(jī)組及Φ73 mm無(wú)接箍的旁通管入井后足夠安全間隙，滿足了安全生產(chǎn)需求。

表3 過(guò)電纜封隔器技術(shù)參數(shù)

表4 Y接頭技術(shù)參數(shù)

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

渤中C油田位于黃河口凹陷的東洼北緣，處于黃河口生油凹陷之中。油藏類型為淺水三角洲沉積為主，明下段是油田的主力含油層段。油田自投產(chǎn)后已實(shí)施多輪滾動(dòng)開發(fā)，目前平臺(tái)無(wú)剩余井槽可利用，為進(jìn)一步提高油田整體開發(fā)效果，選取平臺(tái)上一口低產(chǎn)低效井S2井，利用該井原井槽對(duì)Φ244.5 mm套管進(jìn)行開窗側(cè)鉆，以動(dòng)用明下段II油組和III油組共2套砂體的新增探明儲(chǔ)量。根據(jù)前節(jié)所優(yōu)選的開窗工具與擴(kuò)眼方案，同時(shí)利用小間隙環(huán)空固井技術(shù)順利實(shí)施了S2側(cè)鉆井井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化。整個(gè)開窗、側(cè)鉆、下套管以及固井過(guò)程中無(wú)復(fù)雜情況發(fā)生，作業(yè)時(shí)效100%，S2井側(cè)鉆后形成的井身結(jié)構(gòu)參數(shù)見(jiàn)表5。

表5 S2側(cè)鉆井優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)

該井完鉆井深1 801 m，最大井斜64.49°，造斜率3.3°∕30m，是國(guó)內(nèi)海上油田首口全尺寸Φ193.7 mm生產(chǎn)套管的定向生產(chǎn)井。S2井完井作業(yè)時(shí)采用密度為1.03 g∕cm3的隱形酸完井液，下入外徑尺寸127 mm射孔槍，采取TCP平衡射孔射開2層，壓裂防砂后，下入前節(jié)所述的與優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)配套的Y型電潛泵分采管柱，配套分采工具及管柱入井順暢，工具性能參數(shù)較穩(wěn)定，無(wú)復(fù)雜情況。該井啟泵投產(chǎn)，初期日產(chǎn)原油達(dá)63.8 m3，含水3.5%，超過(guò)了油藏的配產(chǎn)要求。該井已投產(chǎn)3個(gè)多月，生產(chǎn)狀態(tài)維持良好，生產(chǎn)曲線如圖3所示，達(dá)到了油藏精細(xì)分層開采和挖潛剩余油的目的，取得了較好的效果。

圖3 S2井投產(chǎn)3個(gè)月后的生產(chǎn)曲線（2019年）

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）研制的Φ193.7 mm套管配套鉆完井工具與工藝技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得成功，工具性能參數(shù)可靠，滿足了油藏分層開采的需求。

2）海上首次改進(jìn)非標(biāo)準(zhǔn)套管程序，實(shí)現(xiàn)了對(duì)井身結(jié)構(gòu)和完井方式限制的突破，可明顯降低后續(xù)操作費(fèi)用，達(dá)到降本增效的目的。

3）該尺寸非標(biāo)準(zhǔn)套管程序井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化的試驗(yàn)成功，為海上類似油氣藏的精細(xì)高效開發(fā)提供可靠的技術(shù)保證，具有重要的借鑒意義。