沈德新,陳立強,王占領(lǐng),余建生
(1.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;2.中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300459)
渤海油田歷經(jīng)多年的開發(fā),部分油田已進入開發(fā)的中后期,受出砂等因素的影響,低產(chǎn)低效井越來越多,如何高效利用有限的海上井槽,提高油田產(chǎn)量,成為一個亟待解決的課題[1]。為實現(xiàn)渤海油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)目標,必須加快低產(chǎn)低效井治理的步伐,而側(cè)鉆成為調(diào)整實施最為有效的手段[2-4]。
不同于陸地油田,海洋鉆井多采用鉆井船進行作業(yè),受鉆機綜合日費高的影響,側(cè)鉆中應(yīng)盡量減少側(cè)鉆后的進尺,以節(jié)省作業(yè)工期費用,提高經(jīng)濟效益。參考前期陸地及海上作業(yè)經(jīng)驗,中短半徑技術(shù)可顯著減少鉆井進尺[5-8]。另外,水平井作為渤海油田主要的開發(fā)方式之一,一直被廣泛應(yīng)用,但隨著油田進入中后期,投產(chǎn)初期見水,甚至高含水成為水平裸眼井生產(chǎn)常見的問題。水平套管井技術(shù)因其可避射高含水層、實現(xiàn)有效控水的特點,逐漸被應(yīng)用于水平井的開發(fā)[9]。
海H1井原為東營組一口水平生產(chǎn)井,采用三開井身結(jié)構(gòu)(表1),采用優(yōu)質(zhì)篩管裸眼完井。該井于2010年投產(chǎn),投產(chǎn)初期日產(chǎn)液100 m3,含水4%,生產(chǎn)半年后由于邊水突進造成含水突升至58%,之后3個月含水繼續(xù)升至80%左右并長期高含水生產(chǎn)。2014年因出砂關(guān)停,修井過程中探砂面在頂部封隔器以上491 m,判斷為防砂優(yōu)質(zhì)篩管破裂。經(jīng)分析認為該井處理難度及風險大,建議進行同層位側(cè)鉆,挖潛剩余油,提高油田開發(fā)效果。
表1 海H1井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)Table 1 Well structure data for Well Hai H1
不同側(cè)鉆點下的軌跡對比見表2。渤海北部遼東灣海域館陶組底部廣泛發(fā)育致密砂礫巖[10],根據(jù)前期作業(yè)經(jīng)驗,該巖層以石英礫巖為主,硬度高、可鉆性差、一次性鉆穿率低,多數(shù)井在鉆遇時需中途起下鉆更換牙輪鉆頭[11],對鉆井時效有較大影響。海H1井在1340~1440 m井段鉆遇有底礫巖,考慮到礫巖層段滑動調(diào)整軌跡困難,若從底礫巖以上井段側(cè)鉆,礫巖段軌跡應(yīng)設(shè)計為穩(wěn)斜段,因而會浪費上部井段造斜段進尺,增加下部井段的造斜難度。另外,考慮到礫巖段機械鉆速較低,為提高作業(yè)時效,設(shè)計為從館陶組底礫巖以下地層側(cè)鉆。
表2 海H2井不同側(cè)鉆點下軌跡對比Table 2 Comparison of trajectories under different sidetracking points for Well Hai H2
根據(jù)軌跡設(shè)計(表2、圖1),海H2井在館陶組底礫巖下側(cè)鉆,最小全角變化率均在3.5 °/30 m以上,且隨著側(cè)鉆點加深,進尺逐漸減少,但軌跡實施難度逐漸增大??紤]到實際作業(yè)中為保證中靶質(zhì)量,通常會提前大狗腿造斜,因而全角變化率一般會大于設(shè)計值。為保障順利進行鉆井作業(yè),渤海井軌跡設(shè)計時全角變化率一般會小于3.5 °/30 m。參考前期中短半徑作業(yè)井[12],側(cè)鉆軌跡平均全角變化率為6.4 °/30 m,本次設(shè)計全角變化率值不超過該值。綜合軌跡難度及進尺選用方案四。該方案從1 600 m處側(cè)鉆,設(shè)計為三段式軌跡,第一造斜段全角變化率為5.6 °/30 m,第二造斜段全角變化率為4.3 °/30 m,中一靶后穩(wěn)斜中二靶,側(cè)鉆進尺為911 m。
圖1 海H2井不同側(cè)鉆點下的軌跡水平投影圖Fig.1 Horizontal projection of trajectories under different sidetracking points for Well Hai H2
根據(jù)軌跡可設(shè)計為兩套井身結(jié)構(gòu)(表3),方案一:側(cè)鉆后8-1/2″井眼鉆至著陸井深,下入7″尾管,6″井眼完鉆;方案二:側(cè)鉆后8-1/2″井眼鉆至完鉆井深,下入7″尾管。
表3 海H2井井身結(jié)構(gòu)對比Table 3 Comparison of well structures for Well Hai H2
方案一為常規(guī)作業(yè)方案,但對于水淹嚴重的井,裸眼完井不能封堵強水淹地層實現(xiàn)有效控水,參考前期海H1井生產(chǎn)情況,投產(chǎn)后短時間內(nèi)含水突升,對產(chǎn)能影響較大。方案二可通過選擇性射孔,避射水淹地層,實現(xiàn)控水目的。另外,基于地質(zhì)油藏預(yù)測,海H2井水平段預(yù)測有多段泥巖夾層鉆遇,若采用常規(guī)裸眼方式完井,泥巖段極易在生產(chǎn)后期發(fā)生水化膨脹造成篩管堵塞,從而影響油井產(chǎn)能[13]。采用方案二套管射孔完井可通過水平段套管固井、避射泥巖段完井,有效解決泥巖封堵的問題,保障后期產(chǎn)能。再者,采用水平套管井,可使得著陸段和水平段位于同一套管段,若在著陸段鉆遇有效儲層,能夠?qū)崿F(xiàn)與目的層段同時射孔開采,避免有效儲層的浪費,最大程度上挖潛儲層剩余油。因此,推薦本井采用方案二的井身結(jié)構(gòu)。
根據(jù)模擬計算(圖2),裸眼段摩擦系數(shù)在0.50以內(nèi)時,尾管下入有效懸重(去除頂驅(qū)懸重25 t)均在20 t以上,可實現(xiàn)尾管的順利下入。
圖2 φ177.8 mm尾管下入懸重模擬Fig.2 Hook load of running in φ177.8 mm casing
為避開套管接箍,海H2井從1 602 m實施9-5/8″套管開窗側(cè)鉆,側(cè)鉆后8-1/2″井眼鉆至著陸井深2 125 m后,繼續(xù)鉆進至完鉆井深2 512 m,后下入7″尾管至2 507 m。側(cè)鉆中為保障高造斜率,使用1.35°的高彎角馬達,造斜初段即實現(xiàn)6.91°/30 m的造斜率,整個造斜段最大全角變化率達9.51°/30 m,鉆進過程未發(fā)生鉆具阻卡等復雜情況,完鉆后尾管順利下放到位。本井采用中短半徑側(cè)鉆較常規(guī)作業(yè)方案節(jié)省進尺近300 m;采用水平套管井方案較常規(guī)水平井作業(yè)方案節(jié)省一層井身結(jié)構(gòu);兩項技術(shù)節(jié)省鉆井工期約4 d,節(jié)省鉆井費用超500萬。
海H2井水平段共鉆遇77.4 m泥巖段,使用水平套管井技術(shù),成功實現(xiàn)了對泥巖段的封堵;同時,采用套管射孔完井,避射鉆遇的22.9 m強水淹層,實現(xiàn)了有效控水。根據(jù)地質(zhì)油藏預(yù)測,本井投產(chǎn)初期含水率為30%~50%,實際投產(chǎn)后,初期含水在10%以內(nèi),投產(chǎn)5個月后含水始終維持在40%以內(nèi)。即便后期因為地層供液不足進行環(huán)空補液生產(chǎn),含水也未超50%,低于預(yù)測值。
(1)渤海近年來通過側(cè)鉆實施低效井綜合治理的調(diào)整井占比達60%以上,近兩年甚至達到80%。對于近井地帶側(cè)鉆,中短半徑設(shè)計可顯著減少鉆井進尺,節(jié)省鉆井工期費用,有效解決了由于鉆完井投資高而產(chǎn)生的經(jīng)濟效益邊界問題,在高效利用井槽的同時實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā),具有較大的推廣價值。
(2)渤海多數(shù)油田采用注水開發(fā),隨著開發(fā)進程的深入,開采層段尤其是水平裸眼生產(chǎn)井,極易出現(xiàn)不同程度的水淹造成投產(chǎn)高含水。水平套管井設(shè)計可針對儲層局部強水淹的問題,在保證控水的前提下釋放油井產(chǎn)能。此外,對于泥巖鉆遇率高的水平段,采用水平套管井作業(yè)方案可實現(xiàn)對泥巖段的有效封堵,保障油井生產(chǎn)。