側鉆井鉆完井一體化工程可行性探討

李萍 范永濤 劉泳敬 于志強 何謀軍 董丙響

中國石油集團渤海鉆探工程有限公司

某地區整體為多條走向北東向斷層復雜化的背斜構造帶。通過地質結構剖面和氣藏分析，其整體為包裹在沙三段烴源巖層中的巖性氣藏，成藏主要受控于穿插在烴源巖中的火山巖、火山碎屑巖、砂巖儲層。勘探面積260 km2，含氣層位沙河街(Es)玄武巖、玄武質火山碎屑巖、砂巖，屬低孔低滲-特低滲氣藏。深層經歷了2個輪次勘探，已發現并獲得了高產井，但后期展開勘探未能規模突破。主要原因為該構造同時存在的深層硬脆性泥巖、火成巖地層井壁穩定性差，出現坍塌、掉塊、漏失等復雜井下事故；儲層試油、壓裂改造效果不理想。因此發現和解放油氣藏是急需解決的技術難題。目前深層天然氣探井15口，工業氣流井3口，低產氣流井5口，目的層含氣層系 Es1、Es2+3，埋深 3 880～4 700 m。提出在老井W-X井開窗側鉆W-XC井重新評價油氣藏，W-XC井地質要求目的層Es2+3玄武巖儲層，兼探Es1，海拔-4 900 m左右。利用老井測井資料預測儲層出砂可能性及出砂臨界壓差，結合儲層改造要求，確定側鉆井完井方式，并根據壓裂和鉆井需要確定井身結構。同時在鉆井過程中提出儲層保護、儲層專打，在儲層段論證液相精細控壓鉆井和氣體欠平衡鉆井的可行性，完成鉆完井儲層改造一體化工程的可行性論證。

1 儲層物性及老井基本情況

1.1 儲層物性

根據已鉆井測井及取心資料結果，Es地層主要為火山巖和砂巖儲層，砂巖物性平均孔隙度19%，滲透率 4×10-3μm2；儲層空間結構致密，微孔隙較發育，少量微裂縫，膠結物主要為綠蒙混層、綠泥石，黏土礦物平均10.7%，以伊蒙混層、綠泥石為主，易發生水化膨脹、分散運移；敏感性中等偏強水敏、極強應力敏感、中偏弱堿敏。火山巖儲層物性孔隙度平均 6.1%，滲透率 0.2×10-3μm2，網狀縫不發育～較發育，裂縫評價差～中；儲層空間為微孔隙、微裂縫，電子顯微鏡掃描結構較致密，見少量微孔隙、微裂縫。全巖礦物玄武巖黏土礦物平均25.7%，較砂巖黏土礦物總含量高。Es地層溫度140～170 ℃，存在異常高壓，鄰井實測壓力系數1.36。

1.2 老井基本情況

老井W-X井為預探直井，完鉆井深4 745 m，完鉆層位Es3，鉆井周期170 d，平均機械鉆速3.9 m/h。井身結構：?660.4 mm鉆頭×353 m (?508 mm套管×349.98 m)+ ?444.5 mm 鉆頭×2 304 m (?339.7 mm套管× 2 301.36 m)+ ?311.15 mm鉆頭× 4 139 m(?244.5 mm 套管× 4 136.6 m)+ ?215.9 mm 鉆頭×4 745 m (?139.7 mm 套管×(3 951.56～4 743.2 m))。一開鉆井液密度1.08～1.09 g/cm3，二開鉆井液密度1.09～1.28 g/cm3，三開鉆井液密度 1.20～1.45 g/cm3，四開液相欠平衡鉆井液密度1.20～1.40 g/cm3；二開下鉆過程中壓漏地層，遇大段玄武巖、砂礫巖，三開鉆遇多套大段玄武巖、玄武質泥巖，東三段地層發生多處漏失，四開欠平衡出現大段坍塌。套管頭額定工作壓力70 MPa；欠平衡段4 137 m～井底，鉆井液密度1.20 g/cm3，沙河街地層發現油氣顯示點火24次，成功19次。具體儲層及試油情況見表1，2#層壓裂試氣結論含油水層，3#層壓裂試氣結論為水層。

2 完井工程

油藏開發方案和井下作業措施都要通過完井管柱來實現，選擇合適的完井方式顯得尤為重要。WXC井目標層位為3個小層，主要為Es2+3的4#層、5#層兼探Es1的1#層。完井方式既要考慮盡量發揮其自然產能，又要考慮低孔低滲氣藏壓裂改造的需要，首先進行該井儲層的出砂可能性和出砂臨界壓差預測。

2.1 出砂指數及臨界壓差預測

目前出砂預測方法主要有現場觀察法、經驗分析法、室內實驗法和力學計算法等［1-3］。其中聲波時差法和出砂指數法是較為常用且預測準確度高的2種方法。針對出砂臨界壓差的預測，目前國內外常用的預測模型包括Vaziri模型、剪切破壞模型、Morita模型以及經驗模型等［4-9］。不同模型的預測精度差異很大，其中經驗模型是統計方法得到的數據，有普遍的適用性，其利用測井資料預測單軸抗壓強度來預測，具有簡單方便，參數易得的優點。因此利用老井的測井資料，采用聲波時差法和出砂指數法對儲層進行出砂預測，同時利用經驗公式預測裸眼條件下的出砂臨界壓差，其結果見圖1。由圖1可以看出：1#層、4#層、5#層的聲波時差大部分小于295 μs/m，B 指數大于 2×104MPa，出砂可能性小；整體上1#層比4#層、5#層出砂可能性稍大；出砂臨界壓差 4#層、5#層大于 20 MPa。

表1 W-X井試油情況Table 1 Well test results of Well W-X

圖1 W-X井出砂可能性及出砂臨界壓差預測結果Fig.1 Prediction results of sand production possibility and critical sand production pressure difference in Well W-X

2.2 側鉆井井身結構及完井風險

以盡量多利用老井眼原則，采用一趟鉆開窗技術，在灰面以上50 m，?244.5 mm×11.99 mm鋼級P110的套管上開窗側鉆。為更好保護油氣層，發現油氣藏的自然產能，采用儲層專打技術，?215.9 mm鉆頭鉆至儲層頂部 (4#層)，?152.4 mm鉆頭至井底。側鉆井的完井方式選擇，主要考慮開發1#層、4#層、5#層。由出砂預測及出砂臨界壓差預測結果，1#層、4#層、5#層地層較穩定，裸眼生產風險不大，1#層比 4#層、5#層風險稍大，1#層和 4#層、5#層中間存在2#、3#水層。為盡可能釋放自然產能，建議側鉆井至4#層頂部，采用尾管懸掛完井，水泥封固1#層、2#層、3#層，尾管與上部套管重合200 m，懸掛器懸掛完井方式可以節約大量套管和水泥，降低固井成本，同時減少作業風險。4#層、5#層采用裸眼完井。此復合完井方式風險小。W-X側鉆井的套管程序為?177.8 mm尾管至儲層頂部(4#層)+裸眼完井。

建議在W-XC井側鉆進入1#層進行中途測試，評價其產能；繼續鉆至4#層頂部尾管懸掛固井，后鉆穿4#層、5#層裸眼完井；儲層改造可對4#層、5#層裸眼壓裂，若開發1#層可進行射孔壓裂。根據初步地質資料對剖面進行設計，最大井斜59°，造斜率3.48(°)/30 m。結合設計剖面對?177.8 mm×10.36 mm鋼級P110尾管強度進行了校核，滿足施工要求。具體井身結構見圖2。

圖2 W-XC井身結構示意圖Fig.2 Casing program of Well W-XC

3 鉆井及儲層保護

在鉆井過程中提出儲層專打的技術思路，最大程度發現、保護油氣層，在進行井壁穩定性研究的基礎上，論證液相精細控壓鉆井和氣體鉆井技術的可行性，同時提出配套的儲層保護鉆井液體系，并在鉆井過程中提出發現好的油氣顯示及時進行中途測試。

3.1 井壁穩定性

通過對該構造2007—2016年完鉆的十幾口井的復雜情況統計分析發現：(1)館陶組地層底部出現漏失；(2)東營組下部和沙河街地層漏失嚴重；(3)沙河街地層采用液相欠平衡鉆井基本解決了漏失問題，但又出現了阻卡、坍塌問題。東營組下部地層以泥巖為主，沙一段以泥巖為主，中下部存在玄武巖、凝灰巖，沙二+三段泥巖與細砂巖互層，發育大段凝灰巖和玄武巖。目前泥頁巖的井壁失穩研究較多，認為其失穩主要是力學和水化作用；針對火成巖的失穩機理研究較少，其失穩機理認為主要是其裂縫、微裂縫、層理發育及脆性特征，其次是吸水膨脹。本文采用Drillworks壓力預測與井壁穩定性分析軟件，利用適合于硬脆性地層的預測模型，對側鉆井的孔隙壓力、坍塌壓力、破裂壓力進行了預測，其結果為 Es1層孔隙壓力 1.18～1.24 g/cm3、坍塌壓力1.35～1.50 g/cm3、破裂壓力 1.82 g/cm3，Es2+3層孔隙壓力 1.20～1.27 g/cm3、坍塌壓力 1.44～1.55 g/cm3、破裂壓力1.85 g/cm3。分析認為W-XC井目的層坍塌壓力大于孔隙壓力，實施欠平衡鉆井易造成井壁坍塌。為保護儲層建議采用精細控壓鉆井技術，在近平衡狀態下進行鉆井，同時提高鉆井液的防塌性能。

3.2 控壓鉆井及配套鉆井液

欠平衡鉆井技術［10-14］是儲層保護最有效的技術，是高效、及時、準確的勘探手段，可以使勘探鉆井得到真實客觀的儲層評價，同時可解決井漏和壓差黏附卡鉆問題。為客觀真實評價W-XC井目的層的自然產能，論證氣體鉆井和控壓鉆井技術的可行性。

氣體鉆井技術［15-16］在國內總體處于試驗推廣階段。針對不同的循環介質，有其不同的地層適應性。根據儲層條件：沙河街地層存在水層，屬于水敏性傷害嚴重的油氣藏，沙河街地層井壁穩定性差，地層坍塌壓力大于孔隙壓力，且該地區地層存在異常高壓，壓力系數達到1.36，且為側鉆井，采用氣體鉆進不利于井眼軌跡的控制。鑒于上述因素不建議采用氣體欠平衡鉆井，風險極大。

控壓鉆井［17-20］對深井、高壓、高產、高含硫以及噴漏同層窄窗口的油氣井優勢尤為明顯。根據Es1層預測孔隙壓力 1.18～1.24 g/cm3，Es2+3層預測孔隙壓力1.20～1.27 g/cm3，并考慮該區塊前期進行的5口液相欠平衡鉆井過程均出現不同程度的井壁坍塌、掉塊井下復雜情況，建議初始使用鉆井液密度1.16 g/cm3，井口回壓0.2 MPa，當量鉆井液密度1.23 g/cm3，微欠0.93 MPa壓力欠平衡鉆進，可有效發現和保護油氣層。采用的控壓鉆井設備主要有旋轉控制系統、自動節流控制系統、回壓泵系統、數據采集系統及其他配套設施。

優質的鉆井液體系是保持井壁穩定和儲層保護的關鍵［21-22］，沙河街地層的特性決定了該鉆井液體系必須具有抗高溫、防塌性能。抗高溫防塌鉆井液配方：5%膨潤土+2%HGW+1.5%BH-PNP+1%抗高溫降濾失劑Redul-1+2%抗高溫降濾失劑Redul-2+2%磺化褐煤樹脂KJAN+1%聚合醇+2%抗高溫防塌劑FT-3000+2%白瀝青NFA-25+2%超細碳酸鈣+1%承壓堵漏劑SF+8%KCl+重晶石。其中HGW和BH-PNP為納米防塌材料。配方中采用了多種防塌劑并復合承壓堵漏材料，同時加入具有儲層保護功能的處理劑。裂縫暫堵劑(PD-1)優選粒徑主峰分布在2～30 μm的可酸溶解堵顆粒；水基成膜劑(YD-1)使鉆井液在井壁上形成一層較高質量的隔離膜，阻止向地層進一步濾失；油層保護專用劑(YDJ)以改性油溶性樹脂為主，其親水基吸附在黏土表面，可擠入細小的孔喉中，形成封堵。形成W-XC井專用的成膜封堵抗高溫防塌鉆井液體系：抗高溫防塌鉆井液+儲層保護藥劑(0.5%～1%YD-1+3%～5%PD-1+1%～2%YDJ)。

3.3 坐套測裸中途測試

為及時發現和評價油氣藏，W-XC井在Es1建議采用中途測試技術。目前較常用的是負壓測試和坐套測裸中途測試技術。負壓測試技術的工作制度是一開井，開關時間6～8 h，施工流程為下工具、加液墊、坐封、打開旁通閥、測試。管柱特點：(1)操作簡單、成本低；(2)負壓誘噴，求取自然產能；(3)適合顯示好、產量高的井。坐套測裸中途測試技術的工作制度是一開一關井，開 6～8 h，關 9～12 h，施工流程為下工具、坐封、開關井測試。管柱特點：(1)操作簡單、成功率高；(2)可負壓誘噴；(3)可獲取地層參數(滲透率、表皮因數、壓力等)。一般對于鉆井顯示好、預計產能大的井可以采用負壓測試，滲透性差、產能低的井選擇坐套測裸測試。針對W-XC井儲層及物性，選擇坐套測裸中途測試技術。

4 儲層壓裂改造

主要針對4#層、5#層進行壓裂方案討論。W-XC井裸眼井段壓裂主要存在以下難點：(1)儲層巖性致密，破裂壓力梯度高，加砂困難；(2)儲層溫度高，預計溫度150～170 ℃，對壓裂液各種添加劑是一種挑戰；(3)儲層裂縫發育，濾失大，黏土含量高，水敏性強。所采取的對策為：(1)采用?101.6 mm油管注入，增大施工排量，提高儲層改造程度，保證壓裂改造體積；前置酸預處理，采用低砂比、小粒徑支撐劑、段塞加砂方式，降低加砂難度；(3)應用羥丙基瓜膠高溫壓裂液體系，優化壓裂液配方，優選耐高溫添加劑；(4)壓裂液添加降濾失劑、高效防膨劑，防止黏土膨脹運移，同時降低壓裂液界面張力。

壓裂工藝選擇：采用頂封保護上部套管，?101.6 mm油管注入對裸眼段進行籠統壓裂，壓裂施工時，低替5 m3后，先投球坐封Y531封隔器，然后對目的層進行施工。

壓裂參數設計：采用P105鋼級的?101.6 mm油管注入排量為6 m3/min；采用前置酸預處理，降低地層破裂壓力和施工泵注壓力，保證后期加砂順暢；加砂初期加入100目粉陶降低壓裂液濾失；地層閉合壓力69.7～78 MPa，支撐劑采用壓力等級為86 MPa的40/70目與30/50目組合陶粒，低砂比、段塞式加砂降低加砂難度；壓裂液采用線性膠+凍膠高溫壓裂液體系，預計施工摩阻30.7 MPa，預計施工泵壓67.8 MPa。對壓裂后的產能進行了預測，預測壓后初期日產氣量為5×104m3/d左右，360 d后日產量1×104m3/d，累計產氣量 440.78×104m3/d(圖 3)，達到了壓裂改造增產的目的。

圖3 壓裂后產能預測結果Fig.3 Postfrac productivity prediction

5 結論及建議

(1)W-XC井主要以認識產能為主，利用測井資料預測了儲層出砂可能性及出砂臨界壓差，結合完井風險評估和儲層改造要求，確定了側鉆井采用復合完井(上部地層套管懸掛+下部地層裸眼)方式較好。

(2)進行了側鉆井地層三壓力剖面預測，目的層地層坍塌壓力大于孔隙壓力，實施欠平衡鉆井易造成井壁坍塌。提出目的層進行儲層專打的思路，論證了液相精細控壓鉆井優于氣體欠平衡鉆井，并配套了專用的成膜封堵抗高溫防塌鉆井液體系，同時采用中途測試技術可及時發現油氣層。

(3)儲層改造建議下部地層裸眼籠統壓裂。采用頂封保護上部套管，?101.6 mm油管注入對裸眼段進行大排量壓裂施工，采用抗高溫壓裂液體系，優選耐高溫添加劑，并采用前置酸預處理，加砂方式采用低砂比、小粒徑支撐劑、段塞式加砂。對壓裂后產能進行預測達到了增產改造目的。

(4)通過對鉆完井兼顧儲層改造一體化的工程設計方案研究，為巨量的老井改造方案制定提供了新思路，以期達到老井改造降本增效的效果。