Φ193.7 mm非常規套管完井在海上油田側鉆井的應用

劉鵬，張啟龍，陳彬，王寶軍，宋昱東

1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津300459）2.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司（天津300459）

隨著渤海部分油田開發進入中后期，由于油井高含水和出砂導致的低產低效井次越來越多。受海上平臺井槽的限制，老井開窗側鉆是當前渤海油田治理低產低效井和挖潛剩余油的重要手段。開窗側鉆是利用原井眼開窗點以上部分井筒以及地面完好設備，在原井筒進行開窗，向地下目的砂體鉆進，實現對老井周邊剩余油的挖潛開發[1-3]。目前渤海油田的側鉆井大多是在Φ244.5 mm套管內開窗側鉆，在215.9 mm井眼尺寸下入Φ177.8 mm生產套管，但該方案因Φ177.8 mm生產套管內徑小達不到大排量分層開采的目的，因此急需在井眼尺寸和套管尺寸上深入挖潛，進一步優化改進側鉆技術方案，同時研究配套的鉆完井關鍵工具與技術，依靠技術進步實現渤海油田降本增效的目的。

1 渤海油田側鉆井井身結構現狀

渤海油田側鉆井完鉆井眼尺寸主要是311.15 mm和215.9 mm，生產套管尺寸分別為244.5 mm和177.8 mm，結構單一。以上井身結構沿用多年，通過對現場實施情況的跟蹤分析，對比總結了不同尺寸的生產套管的鉆完井作業優缺點，見表1。從表1中可知，Φ177.8 mm套管小尺寸定向井具有機械鉆速高、用料少的優點[4-6]，但井眼尺寸的減小對后續完井工藝的實施會產生較大的影響，關鍵是難以滿足油藏的大排量分層開采要求，進而影響油田的整體開發效果。

2 側鉆井身結構優化與配套技術改進

渤海油田常規Φ244.5 mm套管內開窗側鉆后只能下入Φ177.8 mm套管完井，通過優化井眼尺寸和套管尺寸，將側鉆井眼尺寸215.9 mm擴眼至241.3 mm，創新應用Φ193.7 mm非標程序套管且對配套的鉆完井關鍵工具技術進行優化改進，順利實施了國內海上油田首口全尺寸Φ193.7 mm套管的精細分層開采。

2.1 優選開窗工具與擴眼方案

Φ193.7 mm生產套管結箍外徑216 mm，Φ244.5 mm技術套管內徑224.4 mm，兩者間隙僅為8.4 mm，給側鉆后生產套管下入增加了難度；同時，技術套管內斜向器位置處局部狗腿大，因此，生產套管順利安全地通過技術套管窗口是作業能否成功的關鍵[7-10]。對此，使用設計加工外徑為220 mm的銑錐和鉆柱銑，以增加窗口寬度；優選2.5°斜向器，其斜面長度4 062 mm，相對于常規3°斜向器的斜面長度3 262 mm長出0.8 m，保障了窗口長度，如圖1所示；同時開窗工具中增加開窗磨銑組合中鉆具剛性，加入6根Φ165.1 mm鉆鋌，并在合適位置加入穩定器，保證開窗作業的順暢。

表1 不同尺寸的生產套管對后期完井作業的影響

圖1 斜向器及開窗工具示意圖

設計采用一套一趟式旋轉導向隨鉆測井+隨鉆擴眼鉆具進行擴眼，待完鉆后充分循環，停泵，投球至擴眼器為后續憋壓、張開擴眼器刀片創造條件，然后開泵正常倒劃擴眼，關注擴眼參數變化。設計在大狗腿位置倒劃眼3次，擴眼參數為：排量2 500～2 600 L∕min，泵壓7～8 MPa，轉速100 r∕min，扭矩5～11 kN·m。擴眼結束，采取大排量循環確保巖屑返出。考慮到地層巖性、井底溫度和壓力等客觀條件，全程采用密度為1.15 g∕cm3的低密度高潤滑改進PEC鉆井液，提高井眼清潔度的同時，達到保持井壁穩定，保護好油氣層[11-15]、防漏、防卡及安全鉆進的目的。具體的鉆具組合見表2。

2.2 形成小間隙環空固井技術

側鉆后形成的裸眼段長近1 400 m，井眼軌跡復雜，摩阻大。套管順利下到位后采用單級全封的固井方式。而Φ193.7 mm套管結箍與Φ244.5 mm套管間隙僅為8.4 mm，套管間環空間隙小，注水泥作業中小間隙環空流動阻力大，固井施工排量受限，因目標井在753 m處鉆遇有淺層氣層且氣體全部含量不大，綜合考慮各因素設計全井段使用密度為1.50 g∕cm3低密高強水泥。

表2 不同作業鉆具組合情況

通過對減輕劑、膠乳、防竄增強劑等外加劑材料的優選研發了適用于渤海油田小間隙環空固井用的低摩阻、低密度、低彈性模量的水泥漿體系，該體系可有效降低循環壓耗，防止因環空摩阻過大造成井漏或水泥低返。同時該體系失水低，可以有效避免水泥在窄環空高剪切狀態下迅速失水導致其流變性變差。現場施工時調整水泥漿、隔離液的流變性，優化流變參數和水泥漿稠化時間，盡可能降低環空壓耗，提高循環、頂替排量和環空返速，降低井底當量密度，提高重疊段的固井質量[16-19]。

2.3 配套關鍵工具優化改進

Y型電潛泵生產管柱在海上油田應用廣泛，具有不動管柱實現電潛泵生產、分層測試和分層采油等多種功能，但由于技術局限性，該工藝只能應用于Φ244.5 mm和Φ177.8 mm井筒，針對海上首口Φ193.7 mm套管井對該工藝需求，設計了適用于Φ193.7 mm井的Y型生產管柱，并對配套的過電纜封隔器、Y接頭等關鍵工具進行優化改進。

Φ193.7 mm生產套管配套的Y型分采完井管柱結構如圖2。其中，生產管柱上的插入密封和定位密封分別插入防砂作業時入井的隔離封隔器和頂部封隔器，從而封隔上、下2個射孔段達到分采目的。

分采生產工藝流程：地層產液分別經引斜和生產滑套2個位置進入到油管內，再通過帶孔管進入到油套環空，再進入到電潛泵內，通過電潛泵的多級葉導輪的作用，井液的壓能逐次增高，接著進入到Y接頭，再進入到上部油管，最終舉升到地面。

圖2 S2井Y型電泵分采完井生產管柱示意圖

井下安全閥在生產過程中若發生管線破裂、不可抗拒因素等意外情況時，能緊急關閉，防止井噴，保證油氣井生產安全。過電纜封隔器是防止環空流體上竄至井口的控制裝置，上面帶有放氣閥，用于連通封隔器上下環空，及時將地層產出的氣體放至地面進行處理。Y接頭采用雙孔擴孔式結構。潛油電泵連接于側孔端，直孔端上端連接油管，下端連接堵塞器工作筒及油管。在正常生產時，Y接頭旁通處下入生產堵塞器坐落于工作筒內進行封堵，防止通過電潛泵提壓后的井液回流。

表3、表4分別為研制的適用于193.7 mm井筒的配套關鍵工具過電纜封隔器和Y接頭相關技術參數。其中適用于Φ193.7 mm套管的過電纜封隔器靠油管內打壓坐封，坐封壓力2 500～3 000 psi，上提18～30 t解封。該過電纜封隔器滿足放氣閥安裝、控制管線穿越要求以及密封要求。常見Y接頭外徑尺寸210 mm，多適用于Φ244.5 mm生產套管，改進后適用于Φ193.7 mm套管的Y接頭最大外徑尺寸169 mm，保證了在生產套管內徑177.01 mm下外徑尺寸95 mm的電泵機組及Φ73 mm無接箍的旁通管入井后足夠安全間隙，滿足了安全生產需求。

表3 過電纜封隔器技術參數

表4 Y接頭技術參數

3 現場應用

渤中C油田位于黃河口凹陷的東洼北緣，處于黃河口生油凹陷之中。油藏類型為淺水三角洲沉積為主，明下段是油田的主力含油層段。油田自投產后已實施多輪滾動開發，目前平臺無剩余井槽可利用，為進一步提高油田整體開發效果，選取平臺上一口低產低效井S2井，利用該井原井槽對Φ244.5 mm套管進行開窗側鉆，以動用明下段II油組和III油組共2套砂體的新增探明儲量。根據前節所優選的開窗工具與擴眼方案，同時利用小間隙環空固井技術順利實施了S2側鉆井井身結構的優化。整個開窗、側鉆、下套管以及固井過程中無復雜情況發生，作業時效100%，S2井側鉆后形成的井身結構參數見表5。

表5 S2側鉆井優化后的井身結構

該井完鉆井深1 801 m，最大井斜64.49°，造斜率3.3°∕30m，是國內海上油田首口全尺寸Φ193.7 mm生產套管的定向生產井。S2井完井作業時采用密度為1.03 g∕cm3的隱形酸完井液，下入外徑尺寸127 mm射孔槍，采取TCP平衡射孔射開2層，壓裂防砂后，下入前節所述的與優化后井身結構配套的Y型電潛泵分采管柱，配套分采工具及管柱入井順暢，工具性能參數較穩定，無復雜情況。該井啟泵投產，初期日產原油達63.8 m3，含水3.5%，超過了油藏的配產要求。該井已投產3個多月，生產狀態維持良好，生產曲線如圖3所示，達到了油藏精細分層開采和挖潛剩余油的目的，取得了較好的效果。

圖3 S2井投產3個月后的生產曲線（2019年）

4 結論與認識

1）研制的Φ193.7 mm套管配套鉆完井工具與工藝技術現場應用取得成功，工具性能參數可靠，滿足了油藏分層開采的需求。

2）海上首次改進非標準套管程序，實現了對井身結構和完井方式限制的突破，可明顯降低后續操作費用，達到降本增效的目的。

3）該尺寸非標準套管程序井身結構優化的試驗成功，為海上類似油氣藏的精細高效開發提供可靠的技術保證，具有重要的借鑒意義。