丁曉潔

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司,天津 300459）

渤海某油田已進(jìn)行了近六年的開(kāi)發(fā),為了進(jìn)一步提高該油田的整體開(kāi)發(fā)效果,實(shí)現(xiàn)油田效益最大化,動(dòng)用新增探明儲(chǔ)量,決定對(duì)A13S1 老井9-5/8in 套管內(nèi)開(kāi)窗側(cè)鉆調(diào)整井,并優(yōu)化井眼尺寸和套管結(jié)構(gòu),首次創(chuàng)新使用了一種非標(biāo)準(zhǔn)井身結(jié)構(gòu),側(cè)鉆8-1/2in 井眼內(nèi)下入7-5/8in 套管,并研發(fā)了一套適用于7-5/8in 套管的完井工具和工藝技術(shù),為油田精細(xì)高效開(kāi)發(fā)奠定了重要的基礎(chǔ)。

1 定向井井身結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀

渤海油田目前定向井常用井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)一般采用二開(kāi)和三開(kāi)制,因受地質(zhì)因素、壓力系統(tǒng)、油水分布及作業(yè)時(shí)的復(fù)雜情況等因素影響[1-2],完鉆井眼尺寸主要是12-1/4in 和8-1/2in,生產(chǎn)套管為9-5/8in 和7in,結(jié)構(gòu)相對(duì)單一,且井身結(jié)構(gòu)多年來(lái)保持不變,通過(guò)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況的跟蹤分析,對(duì)比了兩種不同尺寸的套管對(duì)鉆完井作業(yè)的優(yōu)缺點(diǎn),如表1 所示,小尺寸套管的定向井有較高的機(jī)械鉆速,同時(shí)用料較少,井眼尺寸的縮小以后,對(duì)完井作業(yè)會(huì)產(chǎn)生較大的影響[3-5]。

表1 兩種尺寸的套管對(duì)完井作業(yè)的影響

2 瘦身井配套鉆完井工具與技術(shù)

2.1 開(kāi)窗與擴(kuò)眼工具

考慮到該井9-5/8in 套管內(nèi)斜向器位置處的局部狗腿較大,7-5/8in 套管順利通過(guò)開(kāi)窗窗口是作業(yè)成功的關(guān)鍵所在。因此,開(kāi)窗作業(yè)時(shí),使用外徑為220mm 的銑錐和鉆柱銑增加窗口寬度；使用2.5°的斜向器,斜面長(zhǎng)度為4062mm,以保障窗口長(zhǎng)度；加入6 根6-1/2in 鉆鋌以增加磨銑鉆具的剛性,并配合使用穩(wěn)定器,確保了開(kāi)窗作業(yè)的順利進(jìn)行[6-8]。

鉆進(jìn)作業(yè)采用一趟式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向隨鉆測(cè)井+隨鉆擴(kuò)眼鉆具,使用改進(jìn)型PEC 鉆井液體系,密度低,潤(rùn)滑性高,保證了井眼的清潔度,具體的鉆具組合如表2 所示。

表2 不同作業(yè)鉆具組合情況

2.2 小間隙環(huán)空固井技術(shù)

該井側(cè)鉆后,裸眼段長(zhǎng)度1400m,固井采用單級(jí)全封模式。在753m 鉆遇第一個(gè)氣層,最大氣全量2%,綜合考慮全井段使用1.50g/cm3低密高強(qiáng)水泥。由于7-5/8in 套管結(jié)箍與9-5/8in 套管間環(huán)空間隙小,施工排量受到限制,9-1/2in 裸眼與套管間的環(huán)空返速低,故調(diào)整隔離液與水泥漿的流變性,進(jìn)一步調(diào)整流變參數(shù)與水泥漿的稠化時(shí)間[9-10],同時(shí),降低井底當(dāng)量密度,提高固井質(zhì)量。

2.3 配套完井關(guān)鍵工具

完井管柱結(jié)構(gòu)從上到下依次連接油管掛、油管、放氣閥、井下安全閥、Y 型接頭、過(guò)電纜封隔器、電潛泵機(jī)組、帶孔油管、生產(chǎn)滑套、定位密封、盲堵。針對(duì)生產(chǎn)套管尺寸為7-5/8in,研制了能夠滿足7-5/8in 套管的過(guò)電纜封隔器密封,以及放氣閥安裝及控制管線穿越要求的7-5/8in 過(guò)電纜封隔器,同時(shí)對(duì)Y 接頭尺寸優(yōu)化設(shè)計(jì),保證電泵機(jī)組及旁通管入井后有足夠的安全間隙。配套的工具相關(guān)技術(shù)參數(shù)如表3 和表4。

表3 7-5/8in 過(guò)電纜封隔器技術(shù)性能參數(shù)

2.4 電泵機(jī)組及旁通管優(yōu)選

根據(jù)油藏配產(chǎn)數(shù)據(jù),7-5/8in 生產(chǎn)套管設(shè)計(jì)選擇375電泵機(jī)組可滿足生產(chǎn)需求?？紤]套管、電機(jī)、旁通管三者間隙滿足安全的條件下,配合使用2-7/8in 無(wú)接箍油管,相關(guān)參數(shù)指標(biāo)如表5。

表5 電泵機(jī)組及旁通管參數(shù)指標(biāo)

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

A13S2 井為一口9-5/8in 套管開(kāi)窗側(cè)鉆的大斜度調(diào)整井,該井側(cè)鉆點(diǎn)為405m,最大井斜為64.49°,造斜率3.3°/30m,其井身結(jié)構(gòu)基本參數(shù)如表6。該井9-5/8in 套管開(kāi)窗作業(yè)后,采用8-1/2in 井眼鉆至完鉆井深,擴(kuò)眼作業(yè),下入7-5/8in 套管固井。作業(yè)順利,無(wú)復(fù)雜情況,鉆井工期8.17 天,鉆井時(shí)效達(dá)100%。完井作業(yè)使用5in 射孔槍,TCP 平衡射孔負(fù)壓返涌管柱射開(kāi)兩層,進(jìn)行一趟多層壓裂充填防砂,下入Y 型電潛泵分采管柱生產(chǎn),完井作業(yè)順利,完井工期5.75 天,完井時(shí)效100%。該投產(chǎn)初期日產(chǎn)油63.8m3,含水量3.5%,超鉆后配產(chǎn),投產(chǎn)效果如圖1 所示。

圖1 A13S2 井投產(chǎn)后的生產(chǎn)曲線圖

表6 A13S2 井身結(jié)構(gòu)基本數(shù)據(jù)

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

4.1“瘦身”后的特殊井眼（7-5/8in 套管）配套鉆完井技術(shù)取得了較好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果,工具性能穩(wěn)定可靠,實(shí)現(xiàn)了油藏開(kāi)發(fā)需求。

4.2 海上油田非標(biāo)準(zhǔn)套管程序的創(chuàng)新使用,提高了作業(yè)效率,明顯降低了作業(yè)費(fèi)用,而保證非標(biāo)準(zhǔn)套管入井順暢到位至關(guān)重要。

4.3“瘦身”井套管程序使渤海油田原有的井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化并取得了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的成功,為后續(xù)推廣提供了有力的技術(shù)保障。