渤海油田側鉆水平套管井鉆完井關鍵技術

劉鵬飛，王昆劍，李 進,2，杜小野，林家昱,2

1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津 300459）

2.海洋石油高效開發國家重點實驗室（天津 300459）

3.中海油田服務股份有限公司（天津 300459）

0 引言

隨著渤海部分油田開發逐漸進入中后期，含水率迅速上升，儲層水淹嚴重，部分油田含水率高達90%[1-4]。據統計，水平井高含水問題已成為渤海油田低效井的首要成因，穩油控水迫在眉睫[5-7]。目前，渤海油田水平井主要以裸眼完井為主，配合使用變密度篩管、中心管、ICD等控水技術進行控水[8-9]。從實踐效果來看，傳統的“裸眼完井+機械控水工具”的模式存在控水成本高、有效期短、成功率低的缺點，已不能滿足渤海油田開發生產需求。近年來，水平套管井以其獨特的控水優勢，在渤海油田的應用越來越多[10-11]。

渤海油田C區塊是典型的高含水油田，原井眼C1H井于2006年10月4日投產，目前日產油5.05 m3，含水高達95.98%，因高含水關停。為了挖潛剩余油和治理低效井，根據油藏地質開發要求，對C1H井進行側鉆至N1gⅢ上1123砂體，部署采用水平井套管射孔完井方式，滿足控水需求。結合該井油藏地質特征，深入分析了該井鉆完井技術難點，研究形成了渤海油田水平套管井鉆完井關鍵技術，保障了該井現場鉆井作業的順利實施。

1 地質概況與鉆完井難點

1.1 地質概況

C區塊構造位于沙壘田凸起的東南端，是發育于沙壘田凸起上的斷裂背斜，受基底古地貌控制，構造走向呈北東向。油田主要含油層系為新近系明化鎮組和館陶組，油氣藏埋深720～1 480 m，沉積相主要為曲流河和辮狀河沉積，油藏類型主要為巖性構造邊水油藏和塊狀底水油藏。C1H1井開發的1123砂體東西部均有井鉆遇，該砂體西部疊置連片分布，東部呈窄條型河道沉積，儲層厚度6～11 m，東部調整區域為高部位，油層厚度6～8 m，測井解釋孔隙度25%～33%，滲透率（1000～5 500）×10-3μm2，為高孔高滲儲層。MDT測壓和DST測試資料表明，該油田地層壓力系數1.01，壓力梯度為0.97 MPa/100 m，地層溫度梯度為3.54℃/100 m，屬正常壓力和溫度系統。

1.2 鉆完井技術難點

C1H1井是C油田的一口側鉆水平套管井，海上油田水平套管井尚處于起步探索應用階段，工藝技術方面缺乏可借鑒的經驗。結合該井的油藏地質特點及工程要求，分析鉆完井技術難點主要有以下幾個方面：

1）采用215.9 mm（8.5″）井眼著陸與水平段一趟完鉆技術，非產層段與產層段采用同一鉆井液體系，鉆井液儲層保護性能要求高。同時，開鉆至下尾管時間間隔久，導致裸眼段浸泡時間較長，井壁易塌，要求鉆井液具有良好的防塌、潤滑防阻卡等性能[12-13]。

2）側鉆井眼裸露時間久，水平段較長，井斜大，巖屑床清除困難，井眼清潔難度大，致使裸眼段摩阻扭矩增大，下尾管易遇阻[14]。受套管重力影響，水平段套管容易偏心，居中困難[15]。

3）水平井段固井難度大，固井質量難以保障。水平井段受重力作用影響，水泥漿固相易沉降，導致井眼高邊自由水竄槽，巖屑床阻止環空底邊鉆井液的頂替容易造成鉆井液竄槽，影響注水泥頂替效率[15]。同時，該井裸眼段長1 600余米，固井過程中漏失風險大。

4）完井洗井、射孔和防砂難度大。受井斜的影響，水平套管井洗井難度大，臟東西難以通過洗井攜帶出。水平段射孔后存在儲層出砂卡槍風險，射孔工藝難度大[16-17]。側鉆館陶組屬于疏松砂巖儲層，采用隱形酸完井液，漏失率高。在礫石充填過程中，易出現端部脫砂等現象。另外，水平套管井礫石充填防砂作業經驗較少，施工作業難度大[11]。

2 鉆井工程設計

2.1 井眼軌跡設計

C1H1井主要鉆井目的是開發N1gⅢ上1123砂體儲層，設計井深2 858.64 m，垂深1 491.5 m，最大井斜90°。綜合考慮經濟效益及作業難度，對比了側鉆點分別為1 100 m、1 200 m、1 400 m、1 600 m和1 800 m的5種側鉆方案（表1）。由表1可知：方案四和方案五全角變化率高達（5.2°～8°）/30 m，作業實施難度大；方案三的作業難度適中，但在著陸段和鄰井存在防碰風險；方案一和方案二全角變化率為4°/30 m，作業難度適中，無防碰風險，穩斜角分別為60°和63°;方案二較方案一進尺更小。因此，優選該井的側鉆點深度為1 200 m左右，開窗點井斜為51.01°，最大狗腿度為4°/30 m，進尺為1 504 m。該鉆井軌跡的優點在于定向井實施難度適中，同時，較方案一節省進尺約200 m，節省費用約400萬元。

表1 C1H1井不同側鉆方案對比表

2.2 井身結構設計與優化

基于壓力平衡、安全作業和經濟性等井身結構設計原則，在滿足井控要求和復雜層位封隔的前提下，盡可能減少套管開次，降低投資成本。該側鉆水平井眼進尺短，若設計為兩開結構，存在177.8 mm尾管過短的問題，增加尾管下入難度。因此，為了增加177.8 mm尾管串的懸重，降低177.8 mm尾管下入難度，C1H1井采用著陸與水平段一趟完鉆技術，215.9 mm井眼鉆至完鉆井深，下入177.8 mm尾管固井。177.8 mm尾管下入深度1 040～2 780 m，水平段長338 m，C1H1井身結構如圖1所示。該井身結構的優點在于，在滿足安全作業的前提下，可有效增加177.8 mm尾管串的重量，降低尾管下入難度。

圖1 C1H1井井身結構示意圖

3 鉆完井關鍵技術

3.1 鉆井液技術

為滿足該井對鉆井液攜巖、防塌、潤滑和儲層保護的性能要求，215.9 mm井眼采用改進型PEC鉆井液體系。該體系是一種環境友善型水基防塌鉆井液體系，主要材料為氯化鉀、PF-JLX聚合醇等，具有強抑制性、潤滑性良好和防泥包性良好、儲層保護效果良好和環境可接受性好等優點。用海水座封斜向器，開窗作業時替入預先配置好的改進型PEC鉆井液，根據進尺清掃稠漿，及時將鐵屑攜帶出井筒，進入新地層后掃稠漿，再次攜帶鐵屑清潔井眼，為鉆新地層做好準備。

鉆進期間使用10 kg/m3PF-VIF和8 kg/m3PFPAC-LV控制失水，向膠液中加入PF-LSF改善泥餅質量，提高鉆井液封堵性，加入PF-SZDL和HTC防止砂巖段滲漏，提高地層承壓能力，做好儲層保護。通過加入20～30 kg/m3PF-GREEN LUBE潤滑油和整個循環量的5 kg/m3PF-RT101以保持鉆井液的潤滑性。充分利用固控設備，有效降低鉆井液中的有害固相，維護良好的流態和泥餅質量。每500～600 m進行一次短起下，機械性破壞巖屑床，并充分清潔井眼。完鉆前調整流變性，降低鉆井液黏度至50～55 s，控制鉆井液API失水小于5 mL，進一步提高鉆井液潤滑性。

短起下鉆至井底，循環至返出干凈，期間調整鉆井液黏度至50～55 s，向鉆井液中加入PFGREEN LUBE潤滑油補充含量至30 kg/m3以上，增強鉆井液潤滑性，充分循環以保證井眼干凈。起鉆前將10 kg/m3PF-BLA B塑料大球和3 kg/m3PFRT101替入裸眼段，降低裸眼段摩阻，方便下套管作業。

3.2 下尾管技術

為了降低177.8 mm尾管下入難度，增加尾管串長度和重量，將原設計的兩開井身結構215.9 mm井眼下177.8 mm尾管+152.4 mm（6″）裸眼優化為一開井身結構，采用215.9 mm井眼著陸與水平段一趟完鉆技術。下尾管作業前，根據實鉆情況反演套管段和水平裸眼段的摩阻系數（圖2），根據反演結果，該井套管內摩阻系數和裸眼段摩阻系數分別為0.20和0.22。根據反演得到的摩阻系數，模擬尾管下入過程中的頂驅大鉤懸重，如圖3所示。

圖2 摩阻系數反演結果

圖3 下尾管懸重模擬

從模擬結果可知，尾管下入至井底的大鉤懸重為62.37 t，其中包含25 t的大鉤自重，尾管可順利下入到位。下尾管作業過程中，在2 200 m之后送入139.7 mm（5.5″）加重鉆桿倒裝，以增加尾管下放懸重。為了提高水平段177.8 mm尾管居中度，設計水平段每30～40 m安放一個一體式半剛性扶正器，水平段共計下入8個扶正器。

3.3 水平段固井技術

為了提高水平段固井質量，應充分做好固井前的井眼準備工作。通井時，充分循環井底沉砂，在短起過程中，分段掃稠塞循環，有效攜帶井內沉砂與掉塊，達到清潔井眼的目的；固井前調整泥漿性能，降低泥漿黏度、切力和屈服值，為提高頂替效率做準備。固井作業過程中，為了降低裸眼段漏失風險，使用有堵漏功能的隔離液（SEALBONDPLUS+SEALBONDSPACER）。為了防止水泥漿在水平段重力沉降，采用“零析水”水泥漿體系，并在水泥漿中加入PC-B62S和PC-B66S兩種堵漏材料，通過兩種堵漏材料的復配，提高水泥漿的堵漏性能。傳統堵漏材料為大顆粒+纖維纏繞，封堵裂縫表面，易堵窄環空，新材料為小顆粒級配+纖維纏繞，封堵縫根，不堵窄環空。此外，水泥漿中加入PC-GS12S防竄劑，提高早期強度，同時使水泥石更加致密，防止竄流的發生。

為了提高固井頂替效率，優化漿柱結構設計，使用“1.75 g/cm3低密度領漿+1.85 g/cm3緩凝尾漿+1.90 g/cm3速凝尾漿”漿柱結構，低密度前導水泥漿具有較好的紊流效應，對提高環空頂替效率具有重要作用。同時，領漿、緩凝尾漿、速凝水泥漿三段密度逐漸提高，階段性攜砂，降低橋堵風險。固井頂替過程中，頂替液創新采用“鉆井水+海水”，起到漂浮頂替的作用：套管外為密度較高的水泥漿，頂替液采用密度較低的鉆井水或海水，加大套管內外的密度差，使下部套管在浮力的作用下有一個向上的漂浮趨勢，減少套管的偏心程度，避免水泥漿竄槽，提高固井質量。

3.4 水平套管井完井技術

3.4.1 刮管洗井技術

采用旋轉刮管器進行刮管洗井作業，刮管洗井過程中以低速旋轉管柱，既可以克服水平段井眼摩阻，還可以很好地保障刮管洗井效果。刮管洗井管柱為：152.4 mm鉆頭（無水眼）+變扣（330×310）+177.8 mm旋轉刮管器+88.9mm(3.5″)鉆桿+177.8 mm套管多功能清潔器+88.9 mm鉆桿+177.8 mm強磁工具+88.9 mm短鉆桿+變扣（311×410）+244.475 mm（9? "）旋轉刮管器+127 mm（5″）鉆桿+127 mm加重鉆桿+127 mm鉆桿。其中，177.8 mm旋轉刮管器和244.475 mm旋轉刮管器分別用于177.8 mm尾管和244.475 mm套管刮管。

另外，刮管洗井管柱采用177.8 mm套管多功能清潔器和177.8 mm強磁工具，提高刮管洗井作業質量。MTWF（Multi-Task Wellbore Filter）多功能井筒清潔器由上部流道、毛刷總成、旁通孔、破裂盤、碎屑回收腔、篩縫過濾器、觀察孔和扶正器組成，可通過上部Baker專用毛刷和下部篩縫過濾器實現一趟下鉆，同時具有刮管和收集碎屑的效果。177.8 mm強磁工具用于吸附鐵屑，進一步提高刮管洗井清潔程度，確保防砂管柱順利下入到位。

3.4.2 水平井射孔完井技術

為了降低作業風險，保障射孔作業安全，水平段射孔采用平衡射孔+單獨負壓放噴方式。平衡射孔避免射孔后地層出砂帶來的埋槍風險，射孔完成后，下入單獨的負壓放噴管柱放噴，有效解除射孔對孔眼壓實帶的污染和損害。完井液方面，為了解決隱形酸完井液封堵性差、射孔后漏失率高的難題，以無固相鉆井液為基礎開發了一種無固相成膜暫堵型射孔液，具有高承壓、暫堵性能好、降漏失能力顯著的特點。同時，該型射孔液能自降解，無需破膠，且懸浮性能好。

為了實現水平套管井控水的需求，C1H1設計采用變密度射孔完井技術，研究分析對比了20°/30°定向射孔、180°定向射孔、螺旋均勻40孔密、螺旋20～40孔變密度射孔方式下的含水率變化情況，如圖4所示。

圖4 不同射孔方式下的含水率預測

從圖4可知，采用定向射孔控水增油效果最好，其次為變密度射孔，均勻孔密射孔效果最差。C1H1井為177.8 mm套管井，需選擇114.3 mm（4.5″）射孔槍，若采用定向射孔的方式，20°、30°、180°定向變孔密射孔因定向需要孔密小（≤16孔/m），但考慮到該儲層需要采取礫石充填防砂作業，孔密過小不滿足礫石充填要求（大孔密大流動通道）的原則。因此，綜合考慮控水效果、防砂工藝條件，C1H1井設計選用螺旋布孔變密度（孔密20～40孔/m）射孔完井方式，該方案可至少延長低含水采油期5～6個月。

3.4.3 礫石充填防砂技術

水平套管井礫石充填防砂完井作業的難點主要在于充填過程中易出現端部脫砂的現象，同時缺乏水平套管井礫石充填防砂作業經驗。礫石充填作業過程中，采用多級α波充填，降低施工壓力，不壓開地層，減少漏失，降低頂部脫砂的風險，充填曲線如圖5所示。經過3.25 h作業出現脫砂壓力16.56 MPa，總計泵注50 882.58 kg陶粒，計算篩套環空充填效率100%，盲管埋高3.41 m，充填系數為8.04 kg/m。

圖5 礫石充填防砂過程

C1H1井采用水平套管井技術，有效簡化了井身結構，將著陸段和水平段一趟完鉆，節省作業工期近2 d，節省費用約300萬元。應用表明，該井作業施工順利，控水效果顯著，投產含水率7.46%，較裸眼井預測含水率降低了76.3%，產油量較配產增加了40.6%。截至目前，水平套管井已在渤海油田推廣應用10余口井，穩油控水效果顯著，為高含水低產低效井的有效治理提供了新的技術途徑，推廣應用前景廣闊。

4 結論與建議

1）研究分析了側鉆水平套管井C1H1井面臨的鉆完井技術難點，通過鉆井工程設計優化和采用針對性的鉆完井關鍵技術措施，有效保障了C1H1的順利作業。

2）創新采用215.9 mm井眼著陸段與水平段一趟完鉆技術，有效增加177.8 mm尾管串的懸重，降低177.8 mm尾管固井作業風險，同時采用改進型PEC鉆井液體系，有效保障了鉆井液攜巖、潤滑、防塌以及儲層保護性能。建議在類似側鉆水平套管井作業過程中推廣應用一趟完鉆技術。

3）側鉆水平套管井技術在C1H1井的成功應用，為高含水低產低效井的有效控水和治理提供了新思路，積累了寶貴經驗，推廣應用前景廣闊。

4）針對類似側鉆水平套管井，在設計時重點關注側鉆點的合理選取和井身結構的優化，做好管柱下入模擬，降低作業難度。同時，在實際作業實施過程中，重點關注鉆井液性能、下尾管過程中的懸重變化、充填防砂參數等，確保作業的順利實施。