謝慧華，馬青印,辛紅偉，田相元，孔春巖，賀亞杰

（1.中國(guó)石化中原油田分公司工程技術(shù)管理部，河南 濮陽 457001；2.中國(guó)石化中原油田分公司文留采油廠，河南 濮陽 457172；3.西華大學(xué)機(jī)械工程學(xué)院，四川 成都 610039；4.中國(guó)石化中原石油工程有限公司鉆井二公司，河南 濮陽 457001）

0 引言

文留油田文東鹽間油藏屬于復(fù)雜斷塊，包括文16、文13北、文13西、文13東、文203等5個(gè)油藏單元［1］，主要地質(zhì)特性是高壓、低滲、多鹽，油藏開發(fā)難度極大。經(jīng)過多年開發(fā)，套管在鹽層塑性蠕動(dòng)的擠壓以及壓裂、高壓注水等開發(fā)措施下嚴(yán)重產(chǎn)生變形與損壞。目前，文東鹽間油藏共有油水井346口，其中156口井有問題，占總井?dāng)?shù)的45.98%，水驅(qū)控制和動(dòng)用儲(chǔ)量損失嚴(yán)重，嚴(yán)重影響油田的正常開發(fā)［2］。

開窗側(cè)鉆技術(shù)是目前老油田技術(shù)改造與調(diào)整挖潛的主導(dǎo)性技術(shù)之一［3-4］。十幾年來，文留油田累計(jì)實(shí)施開窗側(cè)鉆井208口，其中文中油藏196口、文東油藏12口（鹽上8口、鹽間4口）。文留油田部署實(shí)施的開窗側(cè)鉆井主要是在文中油藏，由于文東深井開窗側(cè)鉆技術(shù)及雙層套管開窗側(cè)鉆技術(shù)一直未獲得突破，文東油藏部署的開窗側(cè)鉆井?dāng)?shù)量少、實(shí)施成功率低已成為制約文東油藏高效開發(fā)的重要因素。為此，開展了深部地層雙層套管開窗側(cè)鉆技術(shù)攻關(guān)［5-6］，進(jìn)行了文東鹽間油藏深部地層開窗側(cè)鉆技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)，探索了高溫高壓高礦化度條件下穿透多套鹽層的小井眼側(cè)鉆技術(shù)，以提高文留油田文東鹽間油藏的整體開發(fā)水平［7-9］。

1 施工技術(shù)難點(diǎn)

文東油藏多年的工程實(shí)踐表明：?jiǎn)螌犹坠芴讚p井開窗側(cè)鉆技術(shù)已十分成熟，但鹽間油藏深部雙層套管開窗技術(shù)還不夠完善，不能滿足井網(wǎng)恢復(fù)的需要［10］。主要存在以下技術(shù)問題：

1）原始地層壓力系數(shù)高（1.70～1.85）、鹽膏層超厚（文九鹽在 2 850～3 260 m），鉆井液密度高（1.80～1.90 g/cm3），鉆井液性能調(diào)控困難［11］，維護(hù)難度大。

2）油層溫度高（125～135 ℃），對(duì)螺桿和隨鉆儀器性能要求高，定向成本高。

3）井眼尺寸?。ň壑睆皆?114～118 mm），循環(huán)壓耗大，鉆壓和排量受限，井底清潔困難，機(jī)械鉆速低（0.55～0.57 m/h）；φ73 mm 鉆具水眼小， 循環(huán)壓耗大（70%～75%）。

4）泵壓高（35～40 MPa），對(duì)鉆井泵和循環(huán)系統(tǒng)耐壓要求高。

5）地層壓力多變，井下漏涌并存，井控風(fēng)險(xiǎn)大。

6）開窗側(cè)鉆井費(fèi)用高。

2 關(guān)鍵技術(shù)

針對(duì)鹽間油藏側(cè)鉆井壓力系數(shù)差異大、漏涌并存、易黏卡、鉆井液密度高、施工泵壓高、攜砂難度大、井眼軌跡不易控制、完鉆電測(cè)困難及固井質(zhì)量難以保證等難點(diǎn)，開展了側(cè)鉆井選址標(biāo)準(zhǔn)、深部雙層套管開窗技術(shù)、鹽間油藏深部側(cè)鉆技術(shù)攻關(guān)，形成了鹽間油藏深部雙套開窗側(cè)鉆配套技術(shù)。

2.1 側(cè)鉆井選址標(biāo)準(zhǔn)

2.1.1 剩余油藏分布特征研究

1）在局部剩余油相對(duì)富集、疊加厚度大的構(gòu)造有利部位或井損區(qū)，以恢復(fù)完善注采井網(wǎng)為目標(biāo)，在充分利用老井的基礎(chǔ)上，部署井網(wǎng)恢復(fù)工作量。

2）盡可能按砂層組完善井網(wǎng)，縮小開發(fā)井段。

2.1.2 工程統(tǒng)計(jì)分析

開展鹽間油藏側(cè)鉆井復(fù)雜事故分析及側(cè)鉆相關(guān)工程數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)（見表1），結(jié)合新鉆井實(shí)際需要，從可控因素出發(fā)，參考側(cè)鉆工藝水平，盡量避開區(qū)塊低壓高滲層，建立鹽間油藏側(cè)鉆井選址標(biāo)準(zhǔn)。

表1 鹽間油藏分單元側(cè)鉆井相關(guān)數(shù)據(jù)

2.2 深部雙層套管開窗技術(shù)

2.2.1 雙層套管開窗點(diǎn)選擇

雙層套管開窗側(cè)鉆技術(shù)是近年發(fā)展起來的一種新技術(shù)，是開發(fā)剩余油氣藏、提高采收率的重要手段［12］。在雙層套管開窗側(cè)鉆過程中，開窗銑錐有一個(gè)由上至下、從里到外的過程，在油層套管（油套）、水泥環(huán)、技術(shù)套管（技套）和地層巖石間進(jìn)行不均勻的偏心接觸與切削。由于套管鋼級(jí)不同，組合可分為雙層套管鋼級(jí)相當(dāng)、內(nèi)硬外軟、內(nèi)軟外硬3種組合形式。在前2種組合情況下，雙層套管開窗相對(duì)容易成功，而在內(nèi)軟外硬組合下，銑錐會(huì)發(fā)生偏斜并嚴(yán)重磨損，無法切削技術(shù)套管，只能騎在較軟的油層套管上繼續(xù)銑削油層套管和斜向器，導(dǎo)致坐封器卡瓦牙失去支撐，斜向器掉入井內(nèi)。

根據(jù)油套與技套的相對(duì)位置，有3種特殊情況［13］：油套貼邊居左（大斜度處2層套管緊貼井眼低邊方向）、油套居中、油套貼邊居右（大斜度處2層套管緊貼井眼高邊方向），如圖1所示。

圖1 油套相對(duì)技套的3種特殊位置

油套靠左緊貼技套很少見，但是一旦開窗點(diǎn)選在此處，那么開窗失敗的可能性極大。因?yàn)樵诖斯r下，2層套管的間距最大，水泥環(huán)最厚，銑錐在切削完內(nèi)層套管后，很有可能會(huì)在2層套管的夾縫中不斷地向下磨銑硬度較軟的水泥環(huán)，而不是向外切削較硬的外層套管。如遇到2層套管鋼級(jí)“內(nèi)軟外硬”的組合，則更容易發(fā)生上述情況。由于2層套管間距大，斜向器斜面距離外層套管最遠(yuǎn)，引起鉆具組合剛性不足，其造斜能力嚴(yán)重下降，致使銑錐很難從外層套管側(cè)鉆出去，只能在套管夾縫中向下運(yùn)動(dòng)，導(dǎo)致開窗失敗。

油套靠右緊貼技套的工況也很少見，這種雙層套管側(cè)鉆井相當(dāng)于一種套管壁加厚的單層套管側(cè)鉆井，是最理想的雙層套管側(cè)鉆位置工況。在該種工況下，斜向器的造斜和導(dǎo)向能力最強(qiáng)，銑錐的工作量最少，可直接將2層套管側(cè)鉆出去，成功率最高。

油套居中的工況最為普遍，因?yàn)樵诰斫Y(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和下套管施工時(shí)都嚴(yán)格要求保證套管居中，而側(cè)鉆時(shí)開窗工具和工藝又都按套管居中來設(shè)計(jì)和施工［14］，因此開窗成功率很高。

分析雙套的相對(duì)位置、套管間距和開窗難易程度可知：如果選擇在套管間距較小的一側(cè)開窗，開窗成功率較高；反之，在套管間距較大的一側(cè)開窗，成功率較低。因此，在選擇開窗位置時(shí)，既要滿足新鉆井井眼軌跡的需要，又要參考老井固井質(zhì)量與井斜大小，將開窗點(diǎn)確定在井斜較小、固井質(zhì)量?jī)?yōu)良的井段，杜絕在老井井斜大且固井質(zhì)量差的井段進(jìn)行雙層套管開窗，避免因老井井斜大、油套不居中、油套與技套環(huán)空間隙大，而導(dǎo)致的開窗過程中斜向器脫落及銑錐放空等情況的發(fā)生。

2.2.2 雙層套管專用配套開窗工具研制

雙層套管專用配套開窗工具包括YDY（硬對(duì)硬）加長(zhǎng)型液壓卡瓦斜向器（見圖2）和特制的加強(qiáng)復(fù)式銑錐（見圖 3）。

圖2 YDY加長(zhǎng)型液壓卡瓦斜向器

圖3 特制加強(qiáng)復(fù)式銑錐

1）YDY加長(zhǎng)型液壓卡瓦斜向器由導(dǎo)向器和坐封器構(gòu)成。導(dǎo)向器結(jié)構(gòu)：采用雙角度超硬復(fù)合斜面結(jié)構(gòu)確保定向準(zhǔn)確，實(shí)現(xiàn)1次起下鉆完成定向坐封；采用硬對(duì)硬設(shè)計(jì)理念，在開窗過程中對(duì)導(dǎo)向器表面的損傷小；上部斜面設(shè)計(jì)角度為3.5°，下部為4.0°，兩斜面相交于導(dǎo)向器的中心線，保證導(dǎo)向器斜面具有較大的分叉角（見表2）坐封器總成結(jié)構(gòu)：實(shí)現(xiàn)全液壓驅(qū)動(dòng)，雙卡瓦坐封，三缸聯(lián)動(dòng)加壓，坐封力達(dá)30～45 t，能承受較大的周向載荷和軸向載荷，在劇烈振動(dòng)下鉆進(jìn)切削套管不會(huì)松動(dòng)，確保側(cè)鉆井整個(gè)施工過程導(dǎo)向器穩(wěn)定可靠；斜向器整體長(zhǎng)度加長(zhǎng)至4.50 m，使坐掛卡瓦位置整體下移1.50～2.00 m，確保下窗口距斜向器上卡瓦有足夠的安全距離，提高其坐掛的可靠性。

表2 常規(guī)斜向器與YDY加長(zhǎng)型液壓卡瓦斜向器性能對(duì)比

2）加強(qiáng)型復(fù)式銑錐。常規(guī)開窗銑錐受損最嚴(yán)重的部位是銑錐球頭和銑錐柱面與錐面過渡的肩部，為提高雙層套管開窗的效率和成功率，研制了強(qiáng)化常規(guī)開窗銑錐頭部和肩部的銑錐（見圖3）。針對(duì)厚壁、高強(qiáng)度雙層套管，采用雙切削刃復(fù)合超硬材質(zhì)切削齒的布齒方案，優(yōu)化銑錐的齒面結(jié)構(gòu)，保證切削齒具有良好的切削性能，使得鐵屑及時(shí)斷屑和排屑，同時(shí)減少切削齒受沖擊損傷的程度，從而延長(zhǎng)切削齒的使用壽命［15-16］；并兼顧切削齒整體與局部的剛性和強(qiáng)度，較好地適應(yīng)開窗過程的非對(duì)稱性、非穩(wěn)定性和形態(tài)隨機(jī)性所形成的斷續(xù)切削工況，同時(shí)增強(qiáng)抗沖擊能力，與普通銑錐相比，加強(qiáng)型復(fù)式銑錐的抗沖擊能力得到極大加強(qiáng)；通過增加錐體冠部破窗齒的數(shù)量［17］，實(shí)現(xiàn)整個(gè)開窗過程的快速切削，有利于實(shí)現(xiàn)快速分叉，達(dá)到快速開窗并脫離老井眼的目的。

2.3 鹽間油藏深部側(cè)鉆技術(shù)

2.3.1 特殊鉆桿研選

為解決深部地層雙層套管開窗側(cè)鉆井循環(huán)泵壓高的問題［18］，研制了 φ79.4 mm 直連型鉆桿（見圖 4）。通過加大環(huán)空間隙與鉆具內(nèi)徑，達(dá)到減少循環(huán)壓耗，降低泵壓的目的。該鉆桿本體采用了φ79.4 mm管體，相比于φ73.0 mm普通鉆桿，本體外徑和內(nèi)徑均增加了6.4 mm（見表3），同時(shí)直連型鉆桿接頭采用無接箍設(shè)計(jì)，直接通過兩端墩粗加厚成型，不但減小了接頭外徑，增大了接頭內(nèi)徑，而且避免了原鉆桿接頭摩擦堆焊易造成焊縫斷裂的隱患，提高了鉆桿強(qiáng)度。

圖4 直連型鉆桿接頭內(nèi)部結(jié)構(gòu)

表3 直連型鉆桿與普通型鉆桿相關(guān)參數(shù)

2.3.2 低摩阻鉆井液技術(shù)

低摩阻鉆井液主要是將原來的飽和鹽聚磺鉆井液體系改為復(fù)合鹽飽和鉆井液［19］，具體配方為：抗鹽土漿+0.1%HXC（生物聚合物-磺原膠）+0.3%CPS2000（二性離子磺酸鹽聚合物）+1%LV-PAC（低黏-聚陰離子纖維素）+復(fù)合鹽+重晶石。

低摩阻鉆井液與文13區(qū)塊常用的飽和鹽聚磺鉆井液相比有以下優(yōu)點(diǎn)：1）低摩阻鉆井液壓耗低，泵壓相同的條件下排量大，有利于實(shí)現(xiàn)清潔井眼、穩(wěn)定井壁；2）低摩阻鉆井液由于惰性顆粒含量較低，抑制性強(qiáng)，亞微顆粒含量低，有利于提高機(jī)械鉆速；3）低摩阻鉆井液抑制性強(qiáng)，井壁穩(wěn)定，減少了井下復(fù)雜情況。

通過回收低摩阻鉆井液和飽和鹽聚磺鉆井液返出的巖屑（見圖5）可以看出：低摩阻鉆井液回收的巖屑粗且有明顯棱角，飽和鹽聚磺鉆井液回收的巖屑細(xì)且無明顯棱角，水化狀態(tài)非常明顯，這表明低摩阻鉆井液的抑制性明顯強(qiáng)于飽和鹽聚磺鉆井液。

圖5 不同鉆井液回收的巖屑

2.3.3 井眼軌跡控制技術(shù)

在鹽間油藏側(cè)鉆井施工過程中，將小井眼側(cè)鉆井采用的電纜測(cè)斜優(yōu)化為無線隨鉆測(cè)斜（見表4），利用無線隨鉆測(cè)斜可實(shí)時(shí)測(cè)量、連續(xù)調(diào)整的特點(diǎn)，改善井眼軌跡，最大化地保障井眼軌跡圓滑、規(guī)則，提高井身質(zhì)量，降低后期電測(cè)過程中阻卡的風(fēng)險(xiǎn)，節(jié)約測(cè)井成本。同時(shí)，應(yīng)用特殊工藝井軌道設(shè)計(jì)及軌跡監(jiān)測(cè)軟件（DWPSS）對(duì)開窗后裸眼鉆進(jìn)過程中的軌跡進(jìn)行控制與監(jiān)測(cè)。

表4 電纜測(cè)斜與無線隨鉆測(cè)斜參數(shù)對(duì)比

2.3.4 復(fù)雜壓力體系下的防漏堵漏技術(shù)

文東油藏儲(chǔ)層多，井段長(zhǎng)，地層均質(zhì)性差，長(zhǎng)期開采導(dǎo)致地層壓力差異大，鉆井過程中同一裸眼井段漏涌并存，壓力窗口為負(fù)值。預(yù)堵漏工作及堵漏效果直接影響著鉆井施工能否順利完成。針對(duì)不同層位，依據(jù)儲(chǔ)層物性，選擇性或者綜合應(yīng)用隨鉆堵漏、橋堵段塞、固結(jié)堵漏等工藝，最大限度地提高地層承壓能力，確保鹽層及下部?jī)?chǔ)層鉆完井安全。

3 側(cè)鉆技術(shù)應(yīng)用效果

自鹽間油藏深部雙層套管開窗側(cè)鉆技術(shù)應(yīng)用以來，文東油田鹽間油藏實(shí)施雙層套管開窗側(cè)鉆井7井次，深部開窗側(cè)鉆井9井次，實(shí)施成功率100%，鉆井工程質(zhì)量?jī)?yōu)良率100%，平均鉆井周期38.3 d，較前期相比縮短周期68.2%，側(cè)鉆井費(fèi)用由原來的745×104元縮減為470×104元。

3.1 完善文東鹽間油藏深部側(cè)鉆選井標(biāo)準(zhǔn)

1）文東區(qū)塊側(cè)鉆井老井井口至開窗點(diǎn)油層套管必須完好，無錯(cuò)斷、漏失、嚴(yán)重變形等情況；套管內(nèi)徑大于118 mm，以保障開窗及鉆井施工過程中井下工具的通過性。

2）在文東油田文東區(qū)塊鉆井施工過程中，井斜大于40°時(shí)，鉆井液攜砂能力弱、定向難、易黏卡、托壓；井斜小于10°時(shí)，方位漂移控制難度大。因此，在開窗點(diǎn)選擇時(shí)，需要滿足側(cè)鉆井井斜小于 50°，以25°～40°為最佳。

3）文東區(qū)塊油藏埋藏深、地層壓力系數(shù)高，對(duì)側(cè)鉆井而言，小井眼井段長(zhǎng)度與循環(huán)壓耗呈正相關(guān)，裸眼段越長(zhǎng)，對(duì)循環(huán)設(shè)備要求越高，井下漏失、卡鉆等風(fēng)險(xiǎn)也越大。因此，新鉆井裸眼段長(zhǎng)度需小于1 000 m，以300～500 m 最佳。

3.2 鹽間油藏雙層套管開窗技術(shù)參數(shù)優(yōu)化

針對(duì)雙層套管間隙大、內(nèi)軟外硬的特點(diǎn)，在應(yīng)用雙層套管開窗專用配套工具的同時(shí)，結(jié)合國(guó)內(nèi)雙層套管開窗施工片的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)（片狀鋼屑代表鉆壓過小、塊狀鋼屑代表鉆壓過大、絲狀鐵屑表示鉆壓適中），采用小鉆壓、高轉(zhuǎn)速的施工參數(shù)增加側(cè)向切削磨銑能力，根據(jù)文13-側(cè)305井井口返出的鐵屑大小和形狀，控制現(xiàn)場(chǎng)施工參數(shù)；隨著開窗進(jìn)尺的逐步增加，提高開窗轉(zhuǎn)速，修窗時(shí)轉(zhuǎn)速達(dá)到最大值（見表5）。

表5 文13-側(cè)305井雙層套管開窗技術(shù)參數(shù)

3.3 直連型鉆桿降泵壓增排量的效果

文東鹽間油藏深部側(cè)鉆井文13-側(cè)305井應(yīng)用新型φ79.4 mm直連型鉆桿進(jìn)行開窗側(cè)鉆，與同類型側(cè)鉆井文16-平側(cè)1井相比，井深、密度、工況相同，文13-側(cè)305井在排量增加的情況下，泵壓降至21 MPa，循環(huán)壓耗降低2～4 MPa（見表6），有效改善了鹽間油藏深部地層側(cè)鉆井循環(huán)壓耗高、儲(chǔ)層易漏失、循環(huán)系統(tǒng)耐壓要求高等突出問題，滿足了降泵壓的需求，提高了機(jī)械鉆速。

表6 不同鉆桿應(yīng)用效果對(duì)比

4 結(jié)論

1）優(yōu)選開窗點(diǎn)的位置是提高雙層套管與深井側(cè)鉆成功率的關(guān)鍵，對(duì)預(yù)防鉆井復(fù)雜事故、縮短鉆井周期和提高側(cè)鉆成功率具有決定性作用。

2）直連型鉆桿有效改善了鹽間油藏深部地層側(cè)鉆井循環(huán)壓耗高、儲(chǔ)層易漏失等突出問題，達(dá)到了降泵壓增排量的效果，提高了開窗側(cè)鉆井的平均機(jī)械鉆速。

3）鹽間油藏深部雙層套管開窗側(cè)鉆配套技術(shù)能有效提高文東油田的側(cè)鉆成功率，節(jié)約鉆井周期和實(shí)現(xiàn)綜合效益最大化，是低油價(jià)形勢(shì)下此類油藏產(chǎn)能建設(shè)的新思路，可大力推廣應(yīng)用。