厄瓜多爾Parahuacu油田井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化與應用

周雄兵 雷江 王國慶 (1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710021；2.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西 西安 710018)

0 引言

厄瓜多爾Parahuacu油田(簡稱P油田)位于厄瓜多爾東部，區(qū)塊內(nèi)的勘探開發(fā)以定向井和直井為主，在早期開發(fā)過程中，存在鉆井周期長，井下復雜多，時效低下，因此對前期鉆井失利的原因進行分析，正確認識P油田的地質(zhì)特征，有針對性地優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)設(shè)計，能夠最大限度地避免鉆井過程中的復雜事故的發(fā)生，保證各項鉆井作業(yè)能夠安全順利實施，提高鉆井速度，縮短鉆井周期，又能大幅度地減少鉆井費用。優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)在多口井進行了應用，取得了較好的效果。

1 主要地質(zhì)特征和鉆井難點分析

1.1 主要地質(zhì)特征

厄瓜多爾P油田處于南美奧連特盆地中北部，屬典型的海相環(huán)境沉積，地層由變質(zhì)巖基底和沉積充填兩套大的層序構(gòu)成，其沉積地層從下到上分為3部分：前白堊系變質(zhì)巖沉積層，與上覆地層呈不整合接觸，其上是陸相、淺海相交互的白堊紀沉積層及后白堊紀陸相前陸地層，從上到下主要由晚第三系及第三系的 Chalcana、Orteguaza、Tiyuyacu、Tena地層和白堊系的Napo地層，該地區(qū)地層新，沉積時間短，欠壓實，成巖性差，膠結(jié)疏松，井壁穩(wěn)定性較差，頁巖夾層較多，礫石層可鉆性差。在鉆井過程中，極易發(fā)生由于地層復雜引發(fā)的卡鉆等井下復雜事故，特別是Chalcana層和Orteguaza層，是該油田鉆井施工的重點和難點，該區(qū)間的井眼普遍偏大，導致攜砂困難，電測遇阻，及套管下不到位等復雜，而油田北部Basal Tena層為高壓油藏，存在較高的井控風險。

1.2 鉆井技術(shù)難點

(1)上部的Chalcana和Orteguaza地層存在高縮徑和垮塌風險的大段泥巖和頁巖，吸水性強，分散度高，造漿嚴重，鉆井過程中很容易發(fā)生井壁垮塌和鉆頭泥包，同時，北部區(qū)塊存在較厚的礫石層和頻繁的煤巖夾層，導致表層上部層位機械鉆速較低，而下部多套的脆性煤巖夾層，增大井下坍塌卡鉆風險。

(2)Tiyuyacu地層存在大段礫巖層，研磨性強，可鉆性差，對地層壓力敏感，是井壁失穩(wěn)，遇阻的高發(fā)地層，該段井眼縮徑嚴重，易坍塌，且坍塌掉塊大，井眼清潔困難，容易造成復雜甚至是卡鉆的風險。在高速鉆進時，易造成PDC鉆頭的損壞和定向工具的磨損，主要為螺桿扶正器襯套或旋轉(zhuǎn)導向推靠裝置的磨損，PDC鉆頭保徑齒的破壞，因此，為保護PDC鉆頭和定向工具，一般做法是通過降低鉆進參數(shù)，但導致機械鉆速低。

(3)油田不同區(qū)域儲層壓力差異大，油田中部該層位屬于低壓油藏，北部的Basal Tena地層壓力系數(shù)為1.366，屬于高壓油藏，儲層類型為中低孔、中高滲類型，南部區(qū)域開發(fā)程度低，油藏壓力保持良好，接近原始地層壓力，在北部和南部鉆井井控風險增大，有一定井噴風險。如果與Napo組的兩套低壓油藏同存，會存在高鉆井液密度污染損害Napo組儲層的情況，并且容易誘發(fā)上噴下漏的問題，需要有針對性的調(diào)整井身結(jié)構(gòu)。

(4)Napo組下部有多套含油砂巖，該層段頁巖、灰?guī)r和砂巖交替發(fā)育，頁巖具有裂縫發(fā)育，松散破碎，容易垮塌，產(chǎn)層砂巖孔隙度大，滲透性高，井壁容易堆積較厚泥餅，容易發(fā)生壓差卡鉆。

(5)Napo、Hollin地層含高嶺石層段的巖石極易水化膨脹，造成井眼縮徑失穩(wěn)，因此，在下入尾管過程中，存在下入困難，甚至未下到預定位置的情況，造成井下風險增高、鉆井周期增長等不利。

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計

2.1 地層必封點確定

根據(jù)P油田地質(zhì)工程特點，結(jié)合油田開發(fā)需求，參考目前相關(guān)工藝技術(shù)水平，加上對同區(qū)已鉆直井、定向井的實鉆情況進行研究，分析得出本區(qū)塊縱向上存在三個必封點：

(1)必封點1：井深10～50m左右。地表淺層疏松，易竄漏，若長時間浸泡，還可能出現(xiàn)垮塌，造成鉆機底座不平穩(wěn)等風險。

(2)必封點2：Tiyuyacu組上部。一方面，上部第三系地層新，欠壓實，存在大段泥巖和頁巖，易水化膨脹，井壁穩(wěn)定性差；另一方面，雖然上部泥、頁巖層和下部大段礫石層防塌需求高，但二者防塌機理不同，鉆井液性能差異大。因此，將必封點設(shè)在Tiyuyacu組上部，以適時封隔晚第三系高水敏性垮塌層。

(3)必封點3：Napo組上部。Tiyuyacu組礫巖層，易井壁失穩(wěn)、坍塌，Tena組大段泥頁巖層段縮徑嚴重，套管必須封隔易出現(xiàn)復雜的地層。其次是在油田部分區(qū)域Basal Tena油層地層壓力較高，與下部Napo組低壓油層Ti和Ui層的壓力相差較大，不利于主力油層的儲層保護，不過，當Basal Tena和Ti及Ui地層壓力相差相對較小、鉆井施工難度小等條件合適的情況下，必封點3的位置可考慮適當上移。

2.2 井身結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀

P油田地質(zhì)情況復雜，于20世紀60年代發(fā)現(xiàn)并開始勘探開發(fā)，2001—2003年中方在P油田開展了為期兩年的鉆井工程總包技術(shù)服務工作，在近40年的開發(fā)過程中，由于對油田地質(zhì)認識和技術(shù)手段的限制，鉆井施工作業(yè)中多次出現(xiàn)遇阻、遇卡等復雜情況，甚至是卡鉆事故，導致鉆井生產(chǎn)時效低下、鉆井周期長、效益差等問題。在P油田前期鉆井施工中主要采用三開和二開兩種井身結(jié)構(gòu)。

定向井采用的是三開井身結(jié)構(gòu)為：Φ339.7mm表層套管下到進入Orteguaza層30m左右的位置，封固上部的Chalcana層易縮徑和坍塌的泥巖和頁巖，Φ244.5mm的技術(shù)套管下到離Tena層底部30m左右的位置，封固Tiyuyacu層易坍塌礫巖層，以及Tena層縮徑嚴重泥頁巖層段，Φ177.8mm的尾管下至設(shè)計井深，封固產(chǎn)層。

直井采用的是二開井身結(jié)構(gòu)為：Φ273mm表層套管封固第三系A(chǔ)rajuno層以上不穩(wěn)定地層，Φ177.8mm的生產(chǎn)套管下至設(shè)計井深，封固產(chǎn)層。

2.3 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化過程

根據(jù)P油田不同區(qū)塊的地質(zhì)特征，充分分析工程施工難度，綜合考慮套管的層次和下深，以及經(jīng)濟效益，根據(jù)所鉆井的井型特點，對定向井、直井井身結(jié)構(gòu)進行優(yōu)化設(shè)計。

(1)優(yōu)化套管層次。隨著對P油田地質(zhì)特征的進一步了解，對潛在的鉆井風險、事故和復雜情況的掌握，以及厄瓜多爾鉆井工藝技術(shù)不斷完善，高性能的鉆井液體系能有效保障井壁的穩(wěn)定，由于中部區(qū)塊開發(fā)時間長，地層壓力小，結(jié)合剖面優(yōu)化技術(shù)，可將該區(qū)塊內(nèi)的小位移定向井三開井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為二開，同時對各層次套管的下入深度進行合理的調(diào)整。之前二開井深結(jié)構(gòu)表層套管下深在第三系A(chǔ)rajuno層，鉆進Orteguaza地層泥巖和頁巖段時易引起井下復雜問題。由于表層鉆進機械鉆速較高，可以以高機械鉆速快速通過Orteguaza頁巖段，不會造成第三系及Orteguaza地層易水化膨脹及垮塌段暴露時間過長，因此可以將表層套管優(yōu)化為下到Tiyuyacu頂部，封隔上部復雜井段。

(2)優(yōu)化套管尺寸。優(yōu)化套管尺寸是在原二開井身結(jié)構(gòu)中開展，將表層套管優(yōu)化為Φ244.5mm，減小井眼尺寸，降低大井眼尺寸鉆進過程中的造斜困難，井眼軌跡控制難等問題帶來的風險。

(3)優(yōu)化套管下深。將原三開井身結(jié)構(gòu)表層套管下深優(yōu)化到進入Tiyuyacu頂部5m左右，在Basal Tena油層壓力較高的區(qū)塊，將技術(shù)套管下深優(yōu)化至Napo層的M1與M2之間，封固Basal Tena高壓油層，有利于主力油層的儲層保護，當Basal Tena和Ti及Ui地層壓力相差相對較小時，將技術(shù)套管下深優(yōu)化至Basal Tena之上。

2.4 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案

根據(jù)前面的分析，結(jié)合已鉆井的實鉆資料，通過多井的順利完井，在P油田主要采用二開和三開井身結(jié)構(gòu)。

對于開采時間長、地層壓力相對較小、地質(zhì)情況清楚區(qū)塊的直井和水平位移小、井斜小的定向井，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計使用二開結(jié)構(gòu)，套管系列為：一開Φ244.5mm表層套管下至Tiyuyacu層里5m，二開Φ177.8mm的生產(chǎn)套管下至設(shè)計井深，生產(chǎn)套管固井，射孔完井。

對于Basal Tena油層壓力高區(qū)塊的定向井，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計采用的是三開結(jié)構(gòu)，套管系列為：一開Φ339.7mm表層套管下到進入Tiyuyacu層5m的位置，二開Φ244.5mm的技術(shù)套管下到Napo層M1與M2之間的位置，三開Φ177.8mm的尾管下至設(shè)計井深，生產(chǎn)套管固井，射孔完井。

對于當Basal Tena和Ti及Ui地層壓力相差相對較小區(qū)塊的定向井，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計采用的是三開結(jié)構(gòu)，套管系列為：一開Φ339.7mm表層套管下到進入Tiyuyacu層5m的位置，二開Φ244.5mm的技術(shù)套管下到Basal Tena之上，三開Φ177.8mm的尾管下至設(shè)計井深，生產(chǎn)套管固井，射孔完井。

3 現(xiàn)場應用效果

(1)優(yōu)化后的二開井身結(jié)構(gòu)主要應用于P油田中部，在P-X井得以應用，取得了較好的效果，相比于之前的三開和二開井身結(jié)構(gòu)，機械鉆速顯著提高，全井平均機械鉆速提高了近20%，鉆井周期縮短了8d，實現(xiàn)了安全快速鉆進，鉆井過程中井壁穩(wěn)定，井下安全、起下鉆和下套管順利，通過優(yōu)化套管層次和尺寸，減少了一層套管下入，節(jié)省了大尺寸套管的下入，降低了套管費用。

(2)優(yōu)化后的三開井身結(jié)構(gòu)主要在P油田北部和中部進行了應用，現(xiàn)場試驗了5口井，均順利完鉆，下套管順利，和之前完鉆的三開井身結(jié)構(gòu)井相比，機械鉆速顯著提高，鉆井周期不斷縮短，平均機械鉆速提高了近22%，平均鉆井周期縮短了約25%。

4 結(jié)語

(1)形成了一套針對P油田不同區(qū)塊和不同井型的井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案，明顯提高了P油田的鉆井速度，縮短了鉆井周期，降低了鉆井成本，為P油田的高效開發(fā)提供了有力的保障。

(2)優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)方案既能夠滿足鉆井工程需要，又能滿足固井、電測等后續(xù)完井作業(yè)和油層評價的需要。

(3)將井身結(jié)構(gòu)簡化為二開井身結(jié)構(gòu)，不僅可以滿足不穩(wěn)定地層的有效封隔，而且減少一開次鉆進作業(yè)和一層套管的下入程序，提高了作業(yè)效率。

(4)P油田地質(zhì)條件復雜，鉆探要求高，施工難度大，在工程設(shè)計過程中，應充分考慮地質(zhì)分層、地層壓力、油氣層位置、固井質(zhì)量、鉆井液性能等因素，對已鉆井的井身結(jié)構(gòu)進行進一步的篩選和優(yōu)化，得出更加合理的方案。