閆光慶,劉匡曉,郭瑞昌,劉建華,吳海燕
(中國石化石油工程技術研究院,北京100101)
元壩272H井為部署在元壩地區(qū)長興組礁灘復合體的一口超深水平井,完鉆井深7 580.00m,水平段長757.87m,最大井斜角93.80°,最大垂深6 693.55m。該井四開井眼直徑為241.3mm,φ193.7mm套管下深6 640.00m;斜導眼鉆進至井深6 880.00m,井眼直徑為165.1mm;斜導眼打水泥塞后用φ165.1mm鉆頭側鉆,井身結構如圖1所示。
圖1 元壩272H井井身結構Fig.1 Casing program of Well Yuanba 272H
該井原設計從井深6 590.00m處側鉆定向,由于在飛二段地層鉆遇高壓氣層,套管下深調整至井深6 640.00m,使側鉆位置變更為井深6 660.00m處,側鉆井段只有20.00m,調整余地極小,而且側鉆地層為高溫高壓地層,巖石可鉆性差,井眼尺寸小,側鉆施工難度非常大[1-5]。
元壩272H井經過4次打水泥塞(其中2次打水泥塞不成功)、2次側鉆施工才成功,詳細過程見表1。該井在側鉆施工過程中2次出現(xiàn)復雜情況,返砂巖屑質量分數(shù)與井眼軌跡數(shù)據不一致,造成施工難以決策。為此,對元壩272H井側鉆施工復雜情況進行了分析,并提出了側鉆施工建議,以期對該井及元壩地區(qū)后續(xù)各井的施工提供借鑒。
表1 元壩272H井4次打水泥塞情況Table 1 Four cement plugs in Well Yuanba 272H
元壩272H井在海相地層φ165.1mm井眼斜井段進行裸眼側鉆,在元壩地區(qū)尚屬首次,側鉆施工難度大,主要表現(xiàn)在以下方面[6-7]:
1)側鉆井段地層巖石可鉆性差。元壩地區(qū)側鉆施工地層的可鉆性級值超過7,水泥塞的可鉆性級值一般為2~3,兩者可鉆性差距大,鉆頭容易沿老井眼滑行,新老井眼難以分離;而且打水泥塞井段為含氣層,使得水泥塞強度低于該地區(qū)平均值。
2)側鉆鉆具組合尺寸小,側鉆力小。側鉆井段井眼直徑為165.1mm,螺桿及彎接頭直徑為φ127.0mm。小尺寸鉆具組合在巖石可鉆性差的深部地層側鉆時其側鉆力相對不足,側向切削能力較弱,加大了新井眼形成難度。
3)側鉆井段短,調整空間小。由于鉆遇高壓氣層,套管下深調深,導致側鉆段只有20.00m。在該井小井眼硬地層斜井段,要保證在20.00m內側鉆成功,難度非常大。
4)側鉆井段老井眼為微降斜趨勢,側鉆方向優(yōu)選困難。從保證新老井眼盡快分離的角度來講,宜選擇向上側鉆;但向上側鉆,鉆具組合側鉆力最小,而且該井側鉆施工也表明向上側鉆無效果。側鉆方向選擇向左下或右下側鉆,可在一定程度上增加側鉆力,但新井眼與老井眼重合井段長,新老井眼分離難度大,需要精確預測及測量井眼軌跡數(shù)據,保證新老井眼在規(guī)定側鉆段內安全分離。
目前可供選擇的側鉆方式有段銑套管填井側鉆、斜向器套管開窗側鉆、裸眼斜向器側鉆、常規(guī)裸眼側鉆(彎接頭+直螺桿)。由于套管鞋以淺是高壓氣層,因此段銑套管或套管開窗均不可用,否則將對后續(xù)水平段施工造成安全隱患。裸眼斜向器側鉆是提高裸眼側鉆成功率的有效方法,但由于該方法在國內還沒有應用案例,因此其可靠性還有待證實。由于后續(xù)定向井段超過1 000.00m,出于安全考慮,選擇常規(guī)裸眼側鉆方式[8]。
套管鞋以深井段地層為灰?guī)r,穩(wěn)定性好,無高壓水層或氣層,適宜側鉆施工。由于套管鞋與A靶點垂距過短,造成增斜段井眼軌道調整空間太小,側鉆點深度超過6 640.00m,側鉆點與靶點垂距僅為70.00m,因此,為減小增斜段井眼的全角變化率,選擇出套管1.00~5.00m處為側鉆點,以增加側鉆井段長度,同時增加后續(xù)井段井眼軌道調整空間。
元壩272H井側鉆井段地層巖石硬度比水泥塞大,要保證側鉆效果,宜增大側鉆鉆具組合的側鉆力。元壩地區(qū)φ241.3mm井眼采用“牙輪鉆頭+φ172.0mm螺桿+2.50°彎接頭”側鉆的成功率較低,其中元壩124-側1井側鉆5次才成功。元壩121H井和103H井側鉆鉆具組合調整為“牙輪鉆頭+φ185.0mm直螺桿+2.50°彎接頭”,通過增大螺桿尺寸來增加側鉆力,2口井側鉆均一次成功。為增大側鉆力,元壩272H井側鉆鉆具組合確定為“牙輪鉆頭+φ127.0mm直螺桿+2.75°彎接頭”。
1)確保側鉆井段暢通。鉆具下鉆至側鉆點水泥塞位置后上下活動鉆具,工具面穩(wěn)定后,下鉆至側鉆點位置定點循環(huán)1h后再控時鉆進。
2)延長控時鉆進時間。考慮到地層巖石可鉆性差,側鉆過程中控制鉆時4.00~8.00h/m鉆進。在側鉆鉆進中,送鉆平穩(wěn)、均勻。
3)合理選擇側鉆方向。側鉆過程中調整側鉆方向為全扭方位略帶降斜,新老井眼分離后,全力增斜。
4)加強施工監(jiān)測。施工過程中加強返砂巖屑質量分數(shù)監(jiān)測,及時掌握側鉆施工效果。
5)保證鉆井液性能。要保證鉆井液的流變性能、潤滑性能及抗水泥污染能力,以滿足側鉆施工需要。
第一次側鉆從井深6 644.00m開始,控制鉆時7.00~8.00h/m鉆至井深6 657.00m 時巖屑質量分數(shù)達到70%。鉆具組合調整為1.50°彎螺桿增方位增井斜定向鉆進,鉆至井深6 670.00m時,發(fā)現(xiàn)返砂中水泥有明顯增多趨勢。當時認為鉆進時破壞了夾壁墻,使新老井眼重新交匯。但在隨后的掃塞施工中,掃水泥塞鉆時為1.00h/m,與預期反差很大,事后分析確定該次側鉆成功。具體施工過程見表2,側鉆井眼和原導眼實鉆軌跡如圖2、圖3所示。
表2 元壩272H井第一次側鉆施工數(shù)據Table 2 The first sidetracking process in Well Yuanba 272H
第二次側鉆于井深6 641.50m開始,控制鉆時為6.00h/m,鉆至井深6 645.00m,返砂巖屑質量分數(shù)逐漸增大。繼續(xù)控制鉆時為6.00h/m鉆進,鉆至井深6 661.00m時巖屑質量分數(shù)達到80%以上。控制鉆時為4.00h/m鉆至井深6 665.00m,發(fā)現(xiàn)巖屑中水泥質量分數(shù)增多,改為控制鉆時為6.00h/m,鉆至井深6 672.00m時巖屑質量分數(shù)在50%以上。從井眼軌跡數(shù)據(見表3)可以明顯看出,側鉆井眼與斜導眼已經明顯分離。為了驗證側鉆是否成功,下入2.50°單彎螺桿定向鉆進,井深6 704.70m處井斜角達到50.80°,方位角125.90°。新井眼的井斜角已明顯超過導眼的井斜角(37.20°),可以確定新老井眼已經完全分離。綜合分析井眼軌跡數(shù)據、返砂巖屑質量分數(shù)及鉆井參數(shù),確定在井深6 672.30m處側鉆成功。
圖2 2次側鉆和導眼井眼軌跡垂直投影對比Fig.2 Vertical projections of two sidetracking holes and pilot hole
圖3 2次側鉆和導眼井眼軌跡水平投影對比Fig.3 Horizontal projections of two sidetracking holes and pilot hole
表3 元壩272H井第二次側鉆施工數(shù)據Table 3 Process of the second sidetracking
側鉆過程中,井眼軌跡數(shù)據顯示新老井眼分離后,返砂巖屑質量分數(shù)一直低于50%,與預期情況不符。對該情況進行了分析,認為主要原因為:
1)上部井眼中水泥混入返砂。側鉆施工過程中,新老井眼重合段的水泥石不斷被蹭落并混入返砂。井口返砂中的水泥石有一部分來自于重合井段,對于返砂巖屑質量分數(shù)的判斷有一定干擾。
2)地層中泥質組分的干擾。側鉆井段為泥質灰?guī)r,部分巖屑經過鉆井液浸泡后,外觀與水泥接近,對判斷巖屑質量分數(shù)的干擾較大。
3)巖屑的二次膠結作用。巖屑、水泥碎屑及鉆井液中的固相在高溫高壓及鉆具擠壓等綜合作用下,重新膠結成與巖屑粒徑相當?shù)乃樾迹@種巖屑、水泥碎屑及鉆井液膠結的碎屑如果不明確區(qū)分,容易誤認為是水泥,從而降低巖屑質量分數(shù)計算數(shù)據,使之與真實值的誤差增大。
4)巖屑量本身很少。側鉆鉆時控制在4.00h/m以上,形成的巖屑量本身就很少,在上述幾種干擾因素影響下,極易判斷失誤。
元壩272H井側鉆施工早期,由于上述因素的干擾作用,導致巖屑質量分數(shù)判斷失誤,直接影響了側鉆效果的判斷。第二次側鉆過程中,鉆至井深6 672.30m時,認清并排除了干擾因素的影響,巖屑質量分數(shù)由原來的25%修正為80%,后續(xù)施工也證明了該判斷的正確性。
1)元壩272H井側鉆施工集超深井段、硬地層、斜井段、小尺寸井眼、低強度水泥塞、超短調整段等一系列技術難題于一體,該條件下側鉆施工在元壩地區(qū)為第一次,其施工經驗對該地區(qū)后續(xù)施工具有參考意義。
2)合理選擇鉆具組合是保障側鉆施工效果的關鍵,“牙輪鉆頭+直螺桿+2.75°彎接頭”側鉆鉆具組合可以滿足元壩地區(qū)超深井硬地層的側鉆要求。
3)返砂巖屑質量分數(shù)是判斷側鉆效果的重要依據,判斷須謹慎。在深部復雜地層進行側鉆施工時,側鉆成功與否的判斷還需綜合考慮測斜數(shù)據、鉆井參數(shù)等信息。
4)建議在元壩地區(qū)后續(xù)超深水平井身剖面設計與井身結構設計中,加長側鉆井段,給井眼軌跡控制留出足夠的調整空間。
[1]郭旭升,胡東風.川東北礁灘天然氣勘探新進展及關鍵技術[J].天然氣工業(yè),2011,31(10):6-11.Guo Xusheng,Hu Dongfeng.Newest progress and key techniques in gas exploration of reef-bank reservoirs in the northeastern Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2011,31(10):6-11.
[2]郭彤樓.元壩深層礁灘氣田基本特征與成藏主控因素[J].天然氣工業(yè),2011,31(10):12-16.Guo Tonglou.Basic characteristic of deep reef-bank reservoirs and major controlling factors of gas pools in the Yuanba Gas Field[J].Natural Gas Industry,2011,31(10):12-16.
[3]王光磊,侯建,于承朋,等.元壩1井鉆井設計與施工[J].石油鉆探技術,2008,36(3):41-45.Wang Guanglei,Hou Jian,Yu Chengpeng,etal.Drilling design and operation of Well Yuanba-1[J].Petroleum Drilling Techniques,2008,36(3):41-45.
[4]陳濟峰,李根生,萬立夫.川東北地區(qū)鉆井難點及對策[J].石油鉆探技術,2009,37(6):48-52.Chen Jifeng,Li Gensheng,Wan Lifu.Challenges and measurements of drilling in northeast Sichuan[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(6):48-52.
[5]郭元恒,張進雙.元壩1-側1井超深小井眼側鉆井技術[J].石油鉆探技術,2010,38(6):113-115.Guo Yuanheng,Zhang Jinshuang.Sidetrack technology of Well Yuanba 1-C1with ultra-deep slim hole[J].Petroleum Drilling Techniques,2010,38(6):113-115.
[6]陳世春,王樹超.超深水平井鉆井技術[J].石油鉆采工藝,2007,29(4):6-9.Chen Shichun,Wang Shuchao.Drilling techniques for ultradeep horizontal wells[J].Oil Drilling & Production Technology,2007,29(4):6-9.
[7]劉匡曉,魏士軍,郭金愛,等.川東北超深水平井軌跡控制方法優(yōu)選[J].斷塊油氣田,2011,18(2):254-256.Liu Kuangxiao,Wei Shijun,Guo Jin′ai,etal.Optimization of trajectory control technique of ultra-deep horizontal well in Northeast Sichuan Area[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2011,18(2):254-256.
[8]栗廣科.中原油田老井開窗側鉆小眼井技術[J].鉆采工藝,1998,21(3):15-17.Li Guangke.Technology of sidetracking slim hole in old wells of Zhongyuan Oilfield[J].Drilling & Production Technology,1998,21(3):15-17.
[9]劉匡曉,王磊,李文清.元壩超深水平井提高隨鉆測量傳輸信號信噪比技術分析[J].鉆采工藝,2011,34(3):6-8.Liu Kuangxiao,Wang Lei,Li Wenqing.Technical analysis about the improving the SNR in transmission signals of MWD in ultradeep horizontal wells of Yuanba Area[J].Drilling &Production Technology,2011,34(3):6-8.