遼河油田SAGD大井眼水平井鉆完井技術

周超(中國石油集團長城鉆探工程有限公司工程技術研究院，遼寧 盤錦 124000)

1 地質特征

D84塊構造位于遼河斷陷盆地西部凹陷中段，地層自下而上為：中上元古界，古近系沙河街組的沙四段、沙三段、沙一段和沙二段，新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組和第四系平原組。該區(qū)塊井網密集，鉆井過程中主要面臨風險為防漏、放噴、防卡、防碰、防高溫。

2 井身結構

根據(jù)井身結構的設計原則和φ244.5 mm篩管完井管柱的要求，在保證后期注氣或采油效果的基礎上，確定井身結構如下：φ508 mm表層套管下至200 m處封堵上部松軟地層；φ339.7 mm技術套管下至水平段入口點，保護油氣層，縮短水平段的長度，降低攜沙困難。完井篩管采用244.5 mm的大井眼篩管滿足平均日產量在百噸以上生產要求。

3 主要技術難點

3.1 大井眼松散地層軌跡控制和安全鉆井矛盾突出

淺層大井眼水平井井眼軌跡精度要求高，其造斜段在可鉆性極好的軟地層，鉆進參數(shù)對井眼軌跡的影響頗大，鉆頭水馬力對地層的沖蝕影響螺桿工具的造斜率。已完鉆的兩口井設計垂深分別為642 m、647 m，地層極其松軟，φ508 mm表套下深均為200 m，二開采用φ311 mm鉆頭鉆進至A點，再使用444.5 mm擴眼器擴眼，造斜點分別為206 m和210 m，設計狗腿度為4.5°/30 m；三開采用φ308 mm鉆頭穩(wěn)斜鉆進至K點，再按5°/30 m的狗腿度進行變方位施工。二開井眼較大，環(huán)空返速低，為了安全施工，需加大排量保證攜砂；而排量增大，井眼擴大率增加，加之地層可鉆性好，造斜率低，影響軌跡控制。

3.2 垂深淺、位移大、完井管柱剛性大導致托壓嚴重、套管柱下入困難

淺層稠油開發(fā)采用大尺寸完井管柱對稠油高效熱采有利，但增加了在有限深度的條件下順利實現(xiàn)完井的難度。H7平臺兩口井設計靶前位移分別為465.73 m、502.16 m，對應的水平段長為644.3 m、644.3 m，閉合距分別為1 092.47 m和1 126.02 m，水垂比分別達到1.70和1.74。垂深淺、水平段長，尤其是三開水平鉆至K點后，需采用5°/30 m的曲率進行變方位，施工中容易出現(xiàn)托壓。下技術套管和篩管時，由于摩阻大與管竄剛性大，套管柱下入困難。

3.3 井網密，防碰問題突出

兩口井都位于老油區(qū)，井網密集，共有52口防碰井。其中，H71-1井防碰距離小于10 m的防碰井有10口，最小防碰距離為0.44 m，防碰繞障困難。由于地層軟，井眼尺寸較大，一旦鉆遇鄰井套管，填井或懸空側鉆難度大。

3.4 地層壓力和溫度異常，對鉆井液要求高

館陶組SAGD區(qū)域地層滲透性好，蒸汽腔壓力為3.5～4.6 MPa，溫度240～260 ℃，有鉆遇注汽憋壓層、汽竄層及熱流體的風險，要求鉆井液有合適的密度和較強的懸浮攜砂、護壁、潤滑、屏蔽暫堵的性能。

4 大井眼水平井鉆完井工藝技術

4.1 井眼軌道優(yōu)化與軌跡控制

該區(qū)塊井網密集，碰老井套管的風險較高。其中，防碰距離小于10 m的防碰井共有10口，最小防碰距離為0.44 m，但通過提前優(yōu)化井身軌道，控制井眼走向，對老井套管進行避讓處理，將最小防碰距離由0.44 m提高至12.3 m。館陶組油層垂深淺，水垂比1.7～1.8左右。為滿足高液量舉升的要求，需在垂深590～620 m處設計40 m穩(wěn)斜段，造斜段井眼曲率大。當井眼曲率過大時，套管彎曲應力達到一定值，由于螺紋部分應力集中而提前破壞，導致套管密封失效。為保證鉆至A點時準確中靶，同時降低整口井的井眼曲率，采取以下技術措施：二開鉆進時提前造斜，出表層套管6～10 m開始造斜；鉆進時定向鉆進與復合鉆進結合，確保軌跡平滑；鉆完一柱后多次劃眼，結合短起下鉆，修整井壁。

4.2 鉆井液技術

4.2.1 鉆井液體系

一開(0～200 m)使用正電膠凝膠鉆井液體系。該體系具有很高的屈服值和較弱的凝膠強度，即“動即流，靜即凝”的特性。二開至完井使用聚磺鉆井液體系。該體系采用抗高溫處理劑、抗高溫潤滑劑，全井控制膨潤土含量，具有低膨潤土含量，濾餅質量致密、光滑，濾失量小，流變性易調節(jié)，潤滑性能良好以及很高的抗高溫性等特點，配合過平衡鉆井方式，能夠有效解決井眼清潔、潤滑防卡、破壞巖屑床、井眼蠕變、原油浸、鉆井液因高溫過稠等問題。

4.2.2 合理確定鉆井液密度

根據(jù)地層壓力和儲層油氣特點的實際情況，采取過平衡鉆井方式，防止鉆井液密度偏低，不能有效平衡地層壓力，容易發(fā)生原油浸。H62井在鉆至566 m時撈出油砂，之后密度由1.12 g/cm3緩慢提至1.60 g/cm3，控制地層出油砂。H71-1井在鉆進至580 m將密度提高至1.58 g/cm3發(fā)生少量漏失，加入堵漏劑，提高地層承壓能力為鉆至A點將密度提至1.75 g/cm3做準備。

4.2.3 抗高溫鉆井液體系維護

為防止地層高溫造成泥漿稠化膠凝，在泥漿性能的維護上，使用抗高溫的泥漿藥品。在水平段鉆進時，根據(jù)轉盤扭矩和上提拉力的變化，提高鉆井液中液體潤滑劑含量至設計上限，根據(jù)井深補充抗磨防卡潤滑劑，并配合使用石墨粉和乳化劑，降低泥餅的摩阻系數(shù)，增強鉆井液的潤滑防卡能力。

4.3 擴眼技術

4.3.1 擴眼鉆具組合

為確保擴眼過程中不出新井眼，在擴眼鉆頭前連接無攻擊性的引子與扶正器；為使擴眼鉆具居中，在擴眼器上部連接440 mm的扶正器加以扶正。具體二開擴眼鉆具組合為：牛鼻子引子+731*630變扣+308 mm球扶+631*731變扣+擴眼器+730*630變扣+減震器+浮閥+定位+203 mm無磁鉆鋌2根+變扣+440 mm扶正器+變扣+203 mm普通鉆鋌3根+變扣+加重鉆桿4根+普通鉆桿36根+加重鉆桿16根+普通鉆桿。

4.3.2 擴眼施工的鉆進參數(shù)

擴眼過程中鉆進參數(shù)的選擇以鉆進時的扭矩變化以及振動篩的返砂情況為主要原則，鉆壓以達到控制鉆時為目的，進而達到最好的擴眼效率。上部地層為平原組黃土層，巖性疏松，鉆壓控制在10～20 kN，扭矩8 kN·m以內。為保證該井眼尺寸的攜砂效果，每擴眼100～150 m即進行短起下作業(yè)，修整井壁，充分攜砂。在進入明化鎮(zhèn)組后，地層變硬，調整鉆進參數(shù)，減輕鉆具憋跳，保證井下安全。

4.4 大井眼套管下入技術

4.4.1 技術套管下入

大井眼水平井靶前位移小，井眼軌跡曲率大。技術套管下入前，使用軟件分析計算入井套管柱剛度，優(yōu)化通井鉆具組合。最終采用雙扶正器進行通井，具體通井組合為：引子+411*630變扣+631*730變扣+444.5 mm螺扶+731*630變扣+203 mm鉆鋌2根+631*730變扣+440 mm螺扶+731*520變扣+加重4根+普通45根+加重16根+普通鉆桿。下套管時下入剛性滾輪扶正器，確保套管居中，經兩口井應用，效果良好。

4.4.2 篩管下入

在完井電測之后，為避免使用308 mm扶正器通井卡鉆，研究出270 mm和290 mm加強型銑鞋配合244.5 mm套管通井的方法，增大了環(huán)空間隙，為井底巖屑及鵝卵石的返出創(chuàng)造了充分的空間，同時避免了卡鉆。下篩管時，使用偏心旋轉引鞋可以減少篩管遇阻的發(fā)生。使用32根139.7 mm加重鉆桿作為配重，鉆具下送篩管至預定位置。

5 應用成果

通過現(xiàn)場實踐，取得以下成果：(1)結合H62井施工經驗，H71-1井在二開之后鉆進至508 m開始提高鉆井液密度，提至1.54 g/cm3，有效地避免了井漏和井底油砂；三開之后，泥漿更加重視抗高溫性能，加大了抗高溫性能材料的使用，用HE-300和SP-80提高鉆井液抗溫能力，用XCD調整流型，同時利用新型液體潤滑劑，并配合使用石墨粉和乳化劑，降低泥餅的摩阻系數(shù)，增強鉆井液的潤滑防卡能力，有效地預防了卡鉆事故的發(fā)生。(2)由于施工區(qū)塊井網密集，H71-1井在防碰上是施工難點。該井通過優(yōu)化井身軌跡，提前預算防碰距離，有效地避免了碰套管事故的發(fā)生。同時，通過優(yōu)化設計剖面，全井曲率控制在5.5°/30 m，為下步完井作業(yè)創(chuàng)造了有利條件。(3)擴眼時使用了2個鋼齒擴眼器和1個鑲齒擴眼器成功擴至二開中完井深，未發(fā)生鉆出新井眼和卡鉆事故，擴眼鉆頭選型合理，用時14.9d完成擴眼作業(yè)。(4)采取短起下鉆配合低粘低切清掃液、提高排量清洗井眼。同時結合自主研制的撈砂工具通井，有效清除了井底的礫石，避免了因礫石攜帶不出井眼而發(fā)生的井下復雜情況。(5)技術套管下入前，先后使用1個440 mm扶正器和2個440 mm扶正器通井，成功的模擬339.7 mm套管下的剛性，確保了技術套管的順利下入。篩管下入前，使用自主研制的加強型銑鞋配合244.5 mm套管通井，再使用模擬懸掛器模擬，保證了篩管的下入。

6 結語

(1) SAGD大井眼水平井技術的成功實踐，驗證了大井眼水平井開發(fā)館陶稠油油藏的可行性和巨大的經濟效益。(2)在井眼軌跡優(yōu)化控制、鉆井液與井眼凈化和擴眼等方面形成了一套大井眼水平井鉆完井技術，為下步施工積累了寶貴經驗。(3)二開采用先鉆后擴的方式，井眼軌跡控制效果比較明顯。擴眼組合中建議加入減震器減輕跳鉆，同時采用分層擴眼技術，即擴眼鉆頭采用液壓式分層擴眼鉆頭，每一層的井徑擴大率控制在25%以內，保證了鉆頭與地層的充分接觸，減輕了跳鉆的同時提高了擴眼效率。