渤海油田定向井井身結構優化及應用

劉小剛 趙少偉 馬英文 劉寶生 何瑞兵

1.中海石油(中國)有限公司天津分公司；2.海洋石油高效開發國家重點實驗室油田鉆完井室

鉆完井工程作為油氣田勘探開發的重要手段，承擔著發現儲量、儲量變產量、產量維護的使命，具有高投入的特點，其投入一般占油氣田開發建設總投資的40%～60%，鉆完井提效降本歷來是提高油氣田開發效益的主要手段之一［1-2］。井身結構是影響鉆完井成本的主要因素之一，合理的井身結構能夠最大限度地避免鉆井過程中事故及復雜情況的發生，能夠保證各項鉆井作業得以安全順利實施，又能大幅度地減少鉆井費用，使工程成本達到最優［3］。一般來說井眼尺寸越小，作業效率越高，材料用量越少，因此鉆完井成本越低。通過縮小井眼尺寸來降低開采成本，提高油氣田開發效益是國內外石油公司常用的技術途徑［4］。中石油2007年啟動了井身結構優化工作，井眼尺寸不斷縮小，生產套管外徑由244.47 mm 逐步縮小至139.70 mm，同時對于深井力求在不增加井眼尺寸情況下增加套管層次，這使得?273.05 mm 套管與?196.85 mm 套管等非標套管應用逐漸增多［5-7］。國外油田存在7 種常見的套管程序，其中小井眼尺寸與非標套管應用非常普遍。本文結合渤海油田開發現狀和國內外井身結構優化的理念，提出了針對渤海油田常規定向井的新型井身結構組合，應用結果表明，該井身結構能夠有效降低鉆完井成本，提高作業效率，為鉆完井提效降本探索出一條新路。

1 渤海油田常規井身結構

井身結構優化包括井眼及套管尺寸、套管下深優化等幾個方面的內容，開發井的井身結構設計通常采用自下而上的原則進行，最后一層套管的下入深度通常取決于井深或地質要求，而完井的油層套管尺寸通常取決于完井和采油作業的要求［8-12］。渤海油田常規定向井主要為二開結構，生產套管的下深取決于油藏埋深。由于淺層地層疏松，表層套管的下深主要取決于地層承壓能力。

1.1 常規井身結構

渤海油田常規井身結構主要有2 種：?444.50 mm井眼 (?339.73 mm 表層套管)+?311.15 mm 井眼(?244.47 mm 生產套管)；?444.50 mm 井眼 (?339.73 mm 表層套管)+?250.82 mm 井眼 (?177.80 mm 生產套管)。表1 為目前渤海油田常規定向井井身結構生產套管規格。

1.2 優劣勢分析

?244.47 mm 生產套管內徑大，有利于完井、采油及后期的修井作業，是目前渤海油田最常用的生產套管。但相對小井眼而言，作業周期較長、機械鉆速較慢、材料消耗較多等原因導致作業成本較高。

與采用?244.47 mm 生產套管井相比，采用?177.80 mm 生產套管井作業效率高、材料用量少、鉆機要求低［13］。但由于其生產套管尺寸過小，對完井、采油、后期修井及側鉆影響較大［14-15］，這種井身結構并未得到大范圍推廣。

表1 渤海油田常用生產套管規格(鋼級N80)Table 1 Specification of the production casing commonly used in the Bohai Oilfield (steel grade N80)

從表2 可以看出，?177.80 mm 生產套管內徑偏小難以滿足完井及采油需求，?244.47 mm 生產套管井成本較高，因此，井身結構優化的目標應為生產套管外徑介于 177.80 ～244.47 mm 之間。

表2 渤海油田常規井身結構的特點對比Table 2 Characteristic comparison between the conventional casing programs used in the Bohai Oilfield

2 井身結構優化技術思路

采用自下而上的設計方法，首先確定生產套管及二開井眼尺寸，然后確定表層套管及表層井眼尺寸。

井身結構優化應滿足以下要求：(1)保證井筒完整性與作業安全；(2)滿足地質和采油要求；(3)滿足下套管及固井作業要求；(4)滿足完井壓裂及分層要求；(5)便于庫存管理。在滿足上述要求的前提下，應盡可能縮小井眼尺寸和套管尺寸，以提高鉆井效率，減少材料消耗，從而達到縮短鉆井周期、降低建井成本的目的。

(1)生產套管尺寸的確定。查詢API 套管表可知，?177.80 mm 套管與?244.47 mm 套管之間有 3種尺寸的套管，分別為?193.67 mm 套管、?196.85 mm套管、?219.07 mm 套管 (如表3 所示)。從表3 中可以看出，?196.85 mm 套管只有68.61 kg/m 一種規格，與線重小于等于58.04 kg/m 的?193.67 mm 套管相比，內徑小不滿足采油生產的要求，因此不考慮?196.85 mm 套管作為生產套管。?219.07 mm 套管外徑較大，成本較高，因此也不考慮作為生產套管。綜上，選擇?193.67 mm 套管作為生產套管，線質量規格根據強度校核結果確定。

表3 API 套管表(鋼級N80)Table 3 API casing (steel grade N80)

(2)上層套管的選擇。生產套管尺寸確定之后，根據套管與井眼尺寸配合表就可以確定井眼尺寸及上層套管尺寸。從套管與井眼尺寸配合表可以查出，?193.67 mm 套管對應的井眼尺寸為?241.3 mm，上層套管尺寸為?273.05 mm。?273.05 mm 套管對應井眼尺寸有3 種，分別為?311.15 mm、?368.3 mm、?374.65 mm。由于?311.15 mm 井眼為渤海油田的常規井眼，技術成熟，環空間隙亦滿足固井要求，同時便于庫存管理，因此表層井眼選擇?311.15 mm井眼。

綜上所述，渤海油田常規定向井井身結構優化方案為：?311.15 mm 表層井眼 (?273.05 mm 表層套管)+?241.3 mm 二開井眼 (?193.67 mm 生產套管)。

3 鉆完井可行性研究

3.1 套管強度校核

(1)校核條件。套管試壓20 MPa，固井碰壓20 MPa，井口注入壓力30 MPa，表層套管鉆井液密度1.08 g/cm3，二開鉆井液密度1.15 g/cm3，氣侵時全井掏空，鉆井時半掏空，套管下放速度0.5 m/s，套管過提力500 kN。

(2)校核結果。由表4 套管強度校核結果可看出，線質量60.27 kg/m 的?273.05 mm 表層套管、二開39.29 kg/m 的?193.67 mm 生產套管即可滿足抗內壓安全系數大于1.05～1.25、抗外擠安全系數大于1.0～1.125、抗拉安全系數大于1.6～1.8 的要求。

表4 套管強度校核結果Table 4 Check result of casing strength

3.2 井眼軌跡要求

渤海油田井眼軌跡設計全角變化率一般為3(°)/30 m，要求不大于 5(°)/30 m。與渤海目前最常用的井身結構?444.50 mm 井眼 (?339.73 mm 表層套管)+?311.15 mm 井眼 (?244.47 mm 生產套管)相比，優化后的套管外徑小，剛度更小，因此能滿足抗彎及下入要求。

3.3 鉆頭

?311.15 mm 井眼為渤海油田的常用井眼，因此鉆頭可利用現有庫存。而?241.3 mm 鉆頭也為成熟產品，可從市場購得。

3.4 鉆具組合

(1)表層井眼。?311.15 mm 井眼為渤海油田常規技術，采用現有鉆具組合即可進行表層鉆井作業。但鑒于渤海淺部地層造斜率較低，可將該井段螺桿鉆具單彎角度調高至1.25°。

鉆具組合：?311.15 mm 鉆頭+?244.47 mm 螺桿鉆具 (1.25°)+ ?203.2 mm 浮閥+?203.2 mm 無磁鉆鋌+?203.2 mmMWD+?203.2 mm 無磁鉆鋌+扶正器+?203.2 mm 震擊器+?127 mm 加重鉆桿×14 根+?127 mm 鉆桿。

(2)二開井眼。?241.3 mm 井眼所用鉆具與?215.9 mm 井眼所用鉆具基本相同，?215.9 mm 井眼為渤海油田常規技術，因此只需調整現有鉆具組合中導向工具(螺桿鉆具或旋轉導向)的扶正器尺寸即可進行二開鉆井作業。

螺桿鉆具組合：?241.3 mm 鉆頭+?171.45 mm螺桿鉆具 (1.15°)+?171.45 mm 浮閥+?171.45 mm LWD+?171.45 mmMWD+?171.45 mm 無磁鉆鋌+扶正器+?165.1 mm 震擊器+?127 mm 加重鉆桿×14 根+?127 mm 鉆桿。

旋轉導向鉆具組合：?241.3 mm 鉆頭+?171.45 mm 旋轉導向+?171.45 mm 浮閥+?171.45 mmLWD+?171.45 mmMWD+?171.45 mm 無磁鉆鋌 +扶正器+?165.1 mm 震擊器+?127 mm 加重鉆桿×14 根+?127 mm 鉆桿。

渤海常用的旋轉導向工具中Power Drive X5/X6系列和Auto Trak 系列可根據需要更換相應尺寸的扶正器，Power Drive Xceed 無法更換。

3.5 測井

目前渤海油田所用測井工具最大外徑為88.9 mm，可滿足直徑139.7～311.15 mm 井眼測井作業要求。

3.6 固井

優化后的井身結構方案中井眼與套管環空間隙：表層環空間隙為19.05 mm，二開環空間隙為23.82 mm。可以看出滿足最小間隙大于9.5～12.7 mm、最好19 mm 的要求。因此采用常規固井工藝即可進行作業。

?273.05 mm 套管和?193.67 mm 套管為 API 標準套管，套管附件(膠塞、扶正器等)及固井工具(水泥頭等)等符合行業標準，均便于采購。

3.7 井口裝置及采油樹

?273.05 mm 套管和?193.67 mm 套管為 API 標準套管，井口裝置及采油樹符合行業標準，可從市場購得。

3.8 完井

生產套管采用?193.67 mm 套管，內徑較?177.80 mm 套管擴大19.95 mm，可容易滿足電泵選型及分采管柱要求。

4 現場應用效果

選擇渤海萊州灣同一區塊中的2 口定向井作為試驗對比對象，K1 井(完鉆井深1 212 m)采用渤海油田常規井身結構?444.50 mm 井眼(?339.73 mm表層套管)×400 m+?311.15 mm 井眼 (?244.47 mm生產套管)×1 212 m，K4 井 (完鉆井深 1 520 m)采用優化后的井身結構?311.15 mm 井眼(?273.05 mm表層套管)×403 m+?241.3 mm 井眼 (?193.67 mm 生產套管)×1 518 m。

4.1 作業時效對比

優化井身結構后的作業周期節約2.65 d，機械鉆速提高35%，鉆井日效率提高77.6%。

4.2 材料用量對比

(1)套管用量。折合同井深情況下套管用量，優化后井身結構一開套管(計算深度400 m)用量減少27.1 t，二開套管(計算深度1 600 m)用量減少62.8 t。

(2)鉆井液材料。按照渤海一開及二開上部井段(各區塊轉化深度不盡相同，基本在館陶組以上或者明化鎮下段揭開油氣層前)采用“海水膨潤土漿+每鉆進兩柱替掃稠膨潤土漿清潔井眼+完鉆后井筒墊滿稠膨潤土漿”作業模式，計算優化后的井身結構可節約干膨潤土量12 t。按石灰石材料加重計算，下部井段可節約加重材料12 t，計算相對鉆井液添加劑使用量降低20%左右。

(3)固井材料。按照K1、K4 固井設計，二開采用單級固井方式，折合計算相同井深下優化后的井身結構二開干水泥用量減小50%左右(考慮相同擴眼率)，固井材料添加劑用量節約30%左右。

4.3 鉆機負荷對比

K4 井在相同井深、鉆井液條件下的懸重、泵壓均小于K1 井，有效降低了鉆機負荷。

4.4 綜合效益評價

綜合上述對比結果得出，井身結構優化后，折合相同井深情況下單井成本可降低200 萬元左右。

5 結論

針對渤海油田常規定向井作業特點，將原井身結構優化為?311.15 mm 表層井眼 (?273.05 mm 表層套管)+?241.3 mm 二開井眼 (?193.67 mm 生產套管)，可行性研究及現場應用表明，優化后井身結構滿足鉆完井作業要求，可有效提高作業效率，減少材料用量，降低鉆機負荷，實現降本增效目的。