渤海油田側鉆“瘦身井”關鍵鉆完井技術研究與應用

丁曉潔

（中海石油（中國）有限公司天津分公司,天津 300459）

渤海某油田已進行了近六年的開發,為了進一步提高該油田的整體開發效果,實現油田效益最大化,動用新增探明儲量,決定對A13S1 老井9-5/8in 套管內開窗側鉆調整井,并優化井眼尺寸和套管結構,首次創新使用了一種非標準井身結構,側鉆8-1/2in 井眼內下入7-5/8in 套管,并研發了一套適用于7-5/8in 套管的完井工具和工藝技術,為油田精細高效開發奠定了重要的基礎。

1 定向井井身結構現狀

渤海油田目前定向井常用井身結構設計一般采用二開和三開制,因受地質因素、壓力系統、油水分布及作業時的復雜情況等因素影響[1-2],完鉆井眼尺寸主要是12-1/4in 和8-1/2in,生產套管為9-5/8in 和7in,結構相對單一,且井身結構多年來保持不變,通過對現場實施情況的跟蹤分析,對比了兩種不同尺寸的套管對鉆完井作業的優缺點,如表1 所示,小尺寸套管的定向井有較高的機械鉆速,同時用料較少,井眼尺寸的縮小以后,對完井作業會產生較大的影響[3-5]。

表1 兩種尺寸的套管對完井作業的影響

2 瘦身井配套鉆完井工具與技術

2.1 開窗與擴眼工具

考慮到該井9-5/8in 套管內斜向器位置處的局部狗腿較大,7-5/8in 套管順利通過開窗窗口是作業成功的關鍵所在。因此,開窗作業時,使用外徑為220mm 的銑錐和鉆柱銑增加窗口寬度；使用2.5°的斜向器,斜面長度為4062mm,以保障窗口長度；加入6 根6-1/2in 鉆鋌以增加磨銑鉆具的剛性,并配合使用穩定器,確保了開窗作業的順利進行[6-8]。

鉆進作業采用一趟式旋轉導向隨鉆測井+隨鉆擴眼鉆具,使用改進型PEC 鉆井液體系,密度低,潤滑性高,保證了井眼的清潔度,具體的鉆具組合如表2 所示。

表2 不同作業鉆具組合情況

2.2 小間隙環空固井技術

該井側鉆后,裸眼段長度1400m,固井采用單級全封模式。在753m 鉆遇第一個氣層,最大氣全量2%,綜合考慮全井段使用1.50g/cm3低密高強水泥。由于7-5/8in 套管結箍與9-5/8in 套管間環空間隙小,施工排量受到限制,9-1/2in 裸眼與套管間的環空返速低,故調整隔離液與水泥漿的流變性,進一步調整流變參數與水泥漿的稠化時間[9-10],同時,降低井底當量密度,提高固井質量。

2.3 配套完井關鍵工具

完井管柱結構從上到下依次連接油管掛、油管、放氣閥、井下安全閥、Y 型接頭、過電纜封隔器、電潛泵機組、帶孔油管、生產滑套、定位密封、盲堵。針對生產套管尺寸為7-5/8in,研制了能夠滿足7-5/8in 套管的過電纜封隔器密封,以及放氣閥安裝及控制管線穿越要求的7-5/8in 過電纜封隔器,同時對Y 接頭尺寸優化設計,保證電泵機組及旁通管入井后有足夠的安全間隙。配套的工具相關技術參數如表3 和表4。

表3 7-5/8in 過電纜封隔器技術性能參數

2.4 電泵機組及旁通管優選

根據油藏配產數據,7-5/8in 生產套管設計選擇375電泵機組可滿足生產需求。考慮套管、電機、旁通管三者間隙滿足安全的條件下,配合使用2-7/8in 無接箍油管,相關參數指標如表5。

表5 電泵機組及旁通管參數指標

3 現場應用情況

A13S2 井為一口9-5/8in 套管開窗側鉆的大斜度調整井,該井側鉆點為405m,最大井斜為64.49°,造斜率3.3°/30m,其井身結構基本參數如表6。該井9-5/8in 套管開窗作業后,采用8-1/2in 井眼鉆至完鉆井深,擴眼作業,下入7-5/8in 套管固井。作業順利,無復雜情況,鉆井工期8.17 天,鉆井時效達100%。完井作業使用5in 射孔槍,TCP 平衡射孔負壓返涌管柱射開兩層,進行一趟多層壓裂充填防砂,下入Y 型電潛泵分采管柱生產,完井作業順利,完井工期5.75 天,完井時效100%。該投產初期日產油63.8m3,含水量3.5%,超鉆后配產,投產效果如圖1 所示。

圖1 A13S2 井投產后的生產曲線圖

表6 A13S2 井身結構基本數據

4 結論與認識

4.1“瘦身”后的特殊井眼（7-5/8in 套管）配套鉆完井技術取得了較好的現場應用效果,工具性能穩定可靠,實現了油藏開發需求。

4.2 海上油田非標準套管程序的創新使用,提高了作業效率,明顯降低了作業費用,而保證非標準套管入井順暢到位至關重要。

4.3“瘦身”井套管程序使渤海油田原有的井身結構進行了優化并取得了現場應用的成功,為后續推廣提供了有力的技術保障。