控壓套管鉆井技術研究與現場試驗

劉玉民, 楊智光, 楊決算, 馬曉偉, 霍 達, 耿建衛

(1中石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院 2中石油大慶鉆探工程公司)

大慶油田經過多年開發，三次采油區塊的套損井數越來越多。根據三次采油區塊產能建設需要，需要鉆更新井數越來越多。但是，常規鉆更新井存在以下問題：

(1)停注對產量影響大。由于更新井分布零散，常規鉆井時需要停注及泄壓，試驗井區域井網密度大，鉆一口更新井需要在450 m范圍內停注，一般平均涉及40口注入井，影響時間達35 d左右，常規鉆一口更新井減少油量在800 t以上，對產量影響大，且造成局部井區壓力變化大，容易產生套損。

(2)停注對三次采油開發效果和效益影響大。按照驅油方案要求，為確保三采正注聚合物區塊開發效果，在注入周期內要求連續注入，就使得三次采油區塊內的套損井不能得到及時更新，局部井網注采不完善；三次采油井網內的更新井需等待一個周期結束后更新，則更新井區的儲量在三次采油過程中沒有得到有效動用，無法再進行三次采油；若鉆井時采取停注會造成聚驅段塞松懈，將影響三采開發效果和效益。

(3)不停注對鉆井安全和固井質量影響大。三采正注聚合物區塊產層孔隙壓力大，根據地質設計，地層靜態壓力系數達1.40～1.55，局部特高壓可能還難以確定，從施工實際情況出發，考慮不停注預計產層壓力系數最高可達2.30，且部分區塊可能存在淺層氣等疊加風險。目前，針對上述地質條件，為了確保鉆井安全和固井質量，常規鉆更新井是在停注條件下完成的。常規鉆井技術在不停注條件下，很難安全鉆成更新井。

在不停注條件下，大慶油田三采正注聚合物區塊的更新井，曾采用加大鉆井液密度的常規鉆井技術解決井下高壓的問題。但是，存在壓漏地層、起鉆過程井涌、完井裸眼測井過程井涌等問題，因此，急需研究帶壓鉆更新井技術，即研究在不停注條件下鉆更新井技術，實現不停注安全鉆更新井，既不影響油井產量，又不影響三次采油開發效果和效益。

一、控壓套管鉆井基本原理

經過分析和研究，首先提出利用控壓鉆井技術[1-7]解決井下高壓的問題。但是，在起鉆和完井裸眼測井過程中，控壓鉆井技術缺少對井下高壓控制措施。接下來提出在控壓鉆井技術基礎上再利用套管鉆井技術[8-12]，完全杜絕了起鉆和完鉆裸眼測井。由此，提出了控壓套管鉆井技術，即：使用特殊套管進行鉆進，應用控制壓力設備和方法精確控制井眼內環空壓力，完鉆后直接固井，具有減少噴漏復雜、簡化鉆井工藝等優勢。

因為套管鉆井具有完鉆后不起鉆的特點，不能進行常規的裸眼地質測井，所以只能采取套后測井。在參考更新井對應的原井地質情況的基礎上，增加了套后補償中子、過套管電阻率測井、碳氧比能譜測井、交叉式偶極子聲波測井(XAMC)等地質測井項目。另外還仍然進行自然伽馬測井、井斜-方位測井、聲波變密度測井等常規測井項目。

二、控壓套管鉆井關鍵技術

通過深入的技術研究，形成了以下控壓套管鉆井關鍵技術。

1.控壓套管鉆井技術

在控壓鉆井基礎上利用套管鉆井技術，完全杜絕了起鉆和完鉆裸眼測井，解決了在起鉆和完鉆裸眼測井過程中井下高壓無法控制的問題，保證了帶壓鉆進過程完全處于控壓狀態。

2.井區動態壓力剖面預測技術

在完成油水井動態數據、鄰井實測孔隙壓力、地層破裂壓力、套損情況及數值模擬地層孔隙壓力的基礎上，繪制了最大地層孔隙壓力梯度與地層破裂壓力梯度曲線，從曲線中看出各個油層密度窗口，制定相應的施工方案。

3.鉆井型套管

公稱尺寸?139.7 mm，接箍外倒角18°斜坡，抗扭屈服強度25 kN·m，5次上卸螺紋及密封面無毛刺，其他性能不低于同規格API性能要求，上端母螺紋(鉆井型套管螺紋)×下端公螺紋(鉆井型套管螺紋)。

4.液力加壓防斜工具

在完全以套管作為鉆柱而不使用鉆桿和鉆鋌的條件下，液力加壓防斜工具柔性地給鉆頭施加所需全部鉆壓，確保了套管不受軸向壓縮而產生彎曲，防止了細長薄壁管作為鉆柱鉆井時產生的井斜，同時隔離了鉆頭破巖時對套管所產生的振動損害。

5.螺旋式套管鉆井扶正器

在油層段按照預定間隔安裝螺旋式套管鉆井扶正器，鉆井時起到了鉆具穩定器作用，固井時起到了套管扶正器作用，增強了扶正套管居中、旋流沖刷井壁、機械刮削井壁作用，不但有助于提高井身質量，又有助于提高固井質量。

6.環空回壓固井技術

根據預測地層壓力，結合水泥漿膠凝強度發展曲線及固井前承壓試驗情況，設計固井環空回壓，由控壓鉆井設備實施回壓工藝，增加了壓穩效果，有助于提高固井質量。

三、現場試驗

2019年7月23日至8月7日，在大慶油田高124-更30井成功地進行了第一口井控壓套管鉆井現場試驗。2019年8月12日至8月21日,在大慶油田高132-更33井成功地進行了第二口井控壓套管鉆井現場試驗。

1.基本情況

(1)井型：調整井、更新井、直井。

(2)設計井深：1 250 m。

(3)生產井眼：?215.9 mm。

(4)生產套管：?139.7 mm(壁厚9.17 mm、鋼級P110)。

(5)鉆具管柱：PDC鉆頭(+直螺桿)+鉆具止回閥+液力加壓防斜工具+下部轉換接頭+鉆井型套管+旁通閥+膠塞座+(鉆井型套管+剛性螺旋扶正器)×m+鉆井型套管×n+驅動桿保護接頭+頂驅系統驅動桿。

(6)固井管柱：PDC鉆頭(+直螺桿)+鉆具止回閥+液力加壓防斜工具+下部轉換接頭+鉆井型套管+旁通閥+膠塞座+(鉆井型套管+剛性螺旋扶正器)×m+鉆井型套管×a+上部轉換接頭+聯頂節+固井水泥頭。

2.試驗數據

高124-更30井及高132-更33井現場試驗數據見表1，聲波變密度測井數據見表2、表3。

表1 控壓套管鉆井現場試驗數據

表2 高124-更30井固井后15 d聲波變密度測井數據

表3 高132-更33井固井后15 d聲波變密度測井數據

3.結果分析

(1)兩口井均為一次成井，完鉆后不起鉆一次固井成功，控壓套管鉆井管柱、工具、技術參數及控壓鉆井設備滿足要求。

(2)兩口井的最大井斜角均在要求范圍(≤3°)內，液力加壓防斜工具達到了設計要求。

(3)因為第二口井使用了直螺桿鉆具并且提高了鉆壓，第二口井機械鉆速比第一口井機械鉆速提高了146.92%。

(4)因為第二口井在高臺子油層井段比第一口井增加了螺旋扶正器安裝數量，明顯地提高了主力油層井段的固井質量。數據對比表明,第二口井與第一口井相比，固井后15 d進行的聲波變密度測井0.8≤BI≤1段長占比提高了54.41%。

四、結論與建議

(1)研究與試驗表明，在不停注條件下，控壓套管鉆井技術實現了安全鉆更新井且不影響大慶油田三次采油區塊產量和開發效果。

(2)控壓套管鉆井管柱、工具、技術參數及控壓鉆井設備滿足要求，達到了一次性成井的目標。

(3)在油層段按照預定間隔安裝螺旋式套管鉆井扶正器，增強了扶正套管居中、旋流沖刷井壁、機械刮削井壁作用。

(4)控壓套管鉆井技術的部分井段固井質量受到了井下高壓等因素的影響，仍需要繼續探索提高固井質量的方法。