渤海油田水平分支井鉆完井關鍵技術

豆志遠，王昆劍，李 進,3，謝小品，李瑞峰，朱 培，王 偉

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459；3.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，天津 300459；4.中國石油西部鉆探工程有限公司，新疆 烏魯木齊 830011)

0 引 言

渤海油田A區(qū)塊是典型的高含水油田，綜合含水率為95.7%，高含水問題導致大量低產(chǎn)低效井和關停井[1-11]。A2H井于2013年8月投產(chǎn)，目前日產(chǎn)油為5 m3/d，含水率高達98.2%，而該井預測剩余可采石油地質(zhì)儲量豐富，綜合治理迫在眉睫。為了滿足該井的開發(fā)需求，節(jié)省平臺井槽和開發(fā)成本，采用水平分支井技術對A2H井進行側鉆，實現(xiàn)新井眼與老井眼的輪采[12-21]。結合該井油藏地質(zhì)特征，深入分析了該井鉆完井技術難點[22-23]，研究形成了渤海油田水平分支井鉆完井關鍵技術，保證了該井現(xiàn)場鉆井作業(yè)的順利實施。

1 地質(zhì)概況與鉆完井難點

1.1 地質(zhì)概況

A區(qū)塊位于渤海灣盆地埕寧隆起區(qū)沙壘田凸起東塊中部，是凸起的最高部位，構造整體上受基底古地貌的控制，呈披覆背斜構造特征，構造呈北東走向，構造幅度低，最大圈閉幅度為35 m，兩側發(fā)育北東東向展布的2組南掉雁列式正斷層，含油范圍內(nèi)斷裂不發(fā)育。油田主力含油層段為明上段、明下段和館陶組，油藏埋深為640.00～1 380.00 m，沉積相主要為曲流河和辮狀河沉積。油藏類型以構造背景下的巖性構造油藏和塊狀油藏為主，驅(qū)動類型主要以底水驅(qū)動為主。MDT測壓和DST測試資料表明，A區(qū)塊屬于常壓超溫油藏。水平分支井A2H1井布井區(qū)域砂體穩(wěn)定發(fā)育，油層平均厚度為15 m。該砂體與A2H井水平段開發(fā)的砂體相距200 m，A2H井水平段平均滲透率為5 662 mD，孔隙度為31.5%。

1.2 鉆完井技術難點

A2H1井是A區(qū)塊的首口水平分支井，工藝及技術方面缺乏可借鑒的經(jīng)驗。綜合分析該井的地質(zhì)特點及工程要求，其鉆完井技術難點主要體現(xiàn)在以下幾方面。

(1) A2H井垂直段比較短，Φ244.5 mm套管開窗點(1 800 m)處井斜高達85.00 °，水垂比達到3.08，淺層造斜率高，開窗位置井斜大，側鉆開窗難度大。同時，對窗口的質(zhì)量要求高，需確保下分支井眼尾管串時壁掛式懸掛器能成功坐掛于窗口的低邊。

(2) 分支井眼軌跡比較復雜，井眼清潔難度大，水平段巖屑攜帶困難，對鉆井液性能要求高。采用Φ215.9 mm井眼一趟完鉆，撈斜向器時間長，下尾管時間間隔長，導致裸眼段浸泡時間較長，井壁易塌。因此，對鉆井液巖屑攜帶、潤滑防阻卡、防塌和儲層保護性能要求高[6,24-25]。

(3)Φ177.8 mm尾管下入分支井眼“盲找”難度大，同時，水平段較長，水垂比大，水平段巖屑床不易破壞，致使裸眼段摩阻扭矩增大，易遇阻。

(4) 主井A2H井是常規(guī)水平裸眼井，分支井A2H1井采用Φ177.8 mm尾管射孔+礫石充填完井方式，生產(chǎn)過程中要求主井和分支井既能合采又能分采，保障井的連通、隔離和重入是該井作業(yè)成功的關鍵所在。

(5) 壁掛式懸掛器和分支井眼導向器縮徑，最小內(nèi)徑為154.2 mm，防砂管柱下入過程中阻卡風險高，完井作業(yè)難度大，對完井刮管洗井的質(zhì)量要求高[3,26-29]。

2 鉆井工程設計

2.1 井眼軌跡設計

A2H1井主要鉆井目的層為明上段W1砂體，設計井深為2 580.09 m，垂深為747.20 m，最大井斜為89.57 °，A點垂深為745.20 m，水平位移為1 820.38 m，B點垂深為747.20 m，水平位移為2 049.73 m。綜合考慮經(jīng)濟效益及作業(yè)難度，對比了側鉆點分別為1 700.00、1 800.00、1 900.00 m的3種側鉆方案(表1)。由表1可知：方案1和方案2鉆井實施難度相當，但方案2更節(jié)省進尺；方案3較方案2最大狗腿度接近5.0 °(30 m)，鉆井實施難度大。因此，優(yōu)選該井的側鉆點深度為1 800 m左右，開窗點井斜為85.48 °，最大狗腿度為3.5 °(30 m)，進尺為773 m。該鉆井軌跡的優(yōu)點在于定向井實施難度適中，同時，較方案1節(jié)省進尺近百米，節(jié)省費用約200×104元。

表1 A2H1井不同側鉆方案對比

2.2 井身結構設計

基于井身結構設計的壓力平衡、安全作業(yè)和經(jīng)濟性等原則要求，在滿足復雜層位封隔和井控要求的前提下，應盡可能地減少套管開次，降低作業(yè)成本。該側鉆分支井眼進尺短，若設計為兩開結構(Φ215.9 mm井眼下Φ177.8 mm尾管+Φ152.4 mm裸眼)，會存在Φ177.8 mm尾管過短的問題，增加尾管下入難度。因此，為了有效增加Φ177.8 mm尾管串的懸重，降低Φ177.8 mm尾管下入和固井作業(yè)風險，側鉆分支井眼A2H1井采用著陸段與水平段一趟完鉆技術，即Φ244.5 mm套管在1 800 m處開窗，Φ215.9 mm井眼一趟鉆進至完鉆井深2 635.00 m，下入Φ177.8 mm尾管固井。Φ177.8 mm尾管下深為1 780.00～2 623.00 m，水平段長度為835.00 m(圖1)。該井身結構的優(yōu)點在于，在滿足安全作業(yè)的前提下，可有效增加Φ177.8 mm套管串的重量，降低尾管下入難度。

圖1 A2H1井井身結構示意圖

3 鉆完井關鍵技術

3.1 側鉆開窗技術

采用Baker提供的特殊設計的“一趟鉆”斜向器側鉆系統(tǒng)開窗，斜向器共包括2個部分，下部為帶有擋屑器的封隔器，上部為側鉆用的耐磨斜面部分，在其斜面有長約30 cm左右的回收孔。窗口磨鞋中安裝有壓力等級為22.43 MPa的破裂盤，可在錨定器坐掛以后通過內(nèi)管柱打壓擊破破裂盤，破裂盤擊破后可建立循環(huán)流道進行開窗作業(yè)。

合理的窗口位置選擇是保證窗口質(zhì)量的前提，選擇開窗位置時綜合考慮了以下幾方面因素：①斜向器錨定器坐掛位置及窗口避開套管接箍，并考慮不同作業(yè)時期的鉆井平臺補心海拔的差異。②保證開窗點的固井質(zhì)量，盡量選擇開窗點的地層為泥巖段，因為泥巖段的水泥膠結質(zhì)量好，泥巖段能夠給銑錐更好的反作用力，防止磨鞋提前跳窗。③窗口的工具面以左45 °至右30 °為宜，更有利于壁掛式懸掛器坐掛。④為減小鉆具組合在開窗點的磨損，開窗口袋保證在15 m左右，由于銑錐鉆開窗口袋時機械鉆速較低，開窗口袋位置的選擇應盡量在砂巖段，以便提高鉆開窗口袋的時效。同時，綜合考慮該井與鄰井的防碰影響，設計優(yōu)選該井開窗點為1 800 m左右，開窗點井斜為85.48 °。

實鉆開窗過程中，采用小鉆壓、高轉(zhuǎn)速開窗參數(shù)，保證開窗速度為0.6～0.8 m/h，每鉆進2 m左右，循環(huán)高黏度鉆井液，攜帶套管開窗側鉆產(chǎn)生的鐵屑。振動篩采用110目以上的篩網(wǎng)，并在高架槽內(nèi)放置強磁，回收返出的鐵屑。錄井每30 min撈砂、留樣，根據(jù)水泥的含量和鐵屑的形狀，判斷開窗鉆具工作是否平穩(wěn)。為了避免開窗及鉆進期間，鉆具的正旋轉(zhuǎn)趨勢對斜向器的破壞，減少鉆具通過窗口的次數(shù)，保證窗口的完整性以及Φ244.5 mm套管上下窗口的平順，防止鉆具彎曲，實鉆過程中，采用Baker旋轉(zhuǎn)導向工具，可保證整個裸眼段軌跡的平滑。

3.2 鉆井液技術

為了滿足該井對鉆井液攜巖、潤滑防阻卡、防塌以及儲層保護性能的要求，Φ215.9 mm井眼鉆進采用改進型PEC鉆井液體系。該體系是一種環(huán)境友善且部分具有油基泥漿特性的水基防塌鉆井液體系，主要材料為氯化鉀、PF-JLX聚合醇等。該體系具有強抑制性、良好的潤滑性和防泥包性、良好的儲層保護效果和環(huán)境可接受性好等優(yōu)點。鉆進過程中，每300 m左右進行一次短起下鉆，機械性破壞巖屑床，充分清潔井眼，短起前利用膠液控制好鉆井液性能，每次長起后需替換新漿，確保水平段儲層保護。通過加入密度為20～30 kg/m3的PF-GREEN LUBE潤滑油并適當加入密度為5～10 kg/m3的石墨提高鉆井液的潤滑性，降低鉆具與套管及裸眼段的摩阻和扭矩。充分利用固控設備，有效降低鉆井液中的有害固相，維護良好的流態(tài)和泥餅質(zhì)量，在保障鉆井液過篩性好的前提下，將振動篩篩網(wǎng)更換為84目以上的篩網(wǎng)。

鉆進至完鉆井深之后，鉆井液黏度降至50～55 s，控制鉆井液API失水小于5 mL，短起到底后充分循環(huán)，以保證井眼干凈，加入密度為10～15 kg/m3的PF-LPF(H)封堵劑和密度為120 kg/m3的NaCl穩(wěn)定井壁，保證鉆井液具有足夠的抑制性和包被性，減少巖屑分散和黏結，并加強體系的造壁性和封堵性，降低失水，有利于套管的順利到位。

短起下鉆到底后，采用無固相鉆井液置換整個循環(huán)體積的50%(井筒容積共計100 m3：Φ244.5 mm套管70 m3+裸眼30 m3)。利用充足的時間(至少3個大循環(huán)周)循環(huán)均勻，測上提下放懸重并與之前所測值進行對比，在裸眼段替入高潤滑性鉆井液，起鉆至套管內(nèi)，循環(huán)處理鉆井液，加入1%的PF-BLAB塑料大球，進一步降低鉆具與套管的摩阻。

3.3 下尾管技術

該井采用Φ215.9 mm井眼鉆進至2 625.00 m，水平段較長，水垂比高達3.08，巖屑床不易破壞，同時裸眼段暴露時間長，可能導致Φ177.8 mm尾管無法下入到位。設計階段根據(jù)打撈斜向器下鉆、起鉆情況，通過敏感性分析反演摩阻系數(shù)，套管內(nèi)摩阻系數(shù)取0.36，裸眼段摩阻系數(shù)取0.40作為尾管下入模擬計算依據(jù)。根據(jù)反演出的摩擦系數(shù)，優(yōu)化最佳管柱配重為：Φ139.7 mm加重鉆桿×170.00 m+Φ165.1 mm鉆挺×250.00 m+Φ127.0 mm加重鉆桿×530.00 m+Φ127.0 mm鉆桿×830.00 m +Φ177.8 mm尾管×848.00 m。模擬下尾管過程，懸重最小時的深度為1 700.00 m，懸重為26.01×103kg，井底2 625.00 m處的懸重為33.03×103kg，含頂驅(qū)懸重為23.00×103kg，可順利下入到位。

為了降低下尾管進入分支井眼“盲找”難度，在尾管串底端連接有彎角為2 °的導向彎管，開窗窗口的工具面在井眼的高邊，開窗點井斜較大，管串平躺在井眼內(nèi)，導向彎管自動上翹，下放過程中，更易進入側鉆窗口。下放尾管串至窗口位置，測量并記錄管串的上提下放懸重，通過懸重變化判斷尾管是否順利進入分支井眼。若彎管順利進入分支井眼，由于裸眼摩阻增大，懸重會有所降低。若懸重無顯示，則彎管進入主井眼的可能性比較大。如果在主井眼封隔器位置遇阻，則管串進入主井眼，需要重新上提至側鉆窗口以上，保持上提狀態(tài)，轉(zhuǎn)動管串至另外的角度，重新下放，直至沒有遇阻顯示，則進入分支井眼。壁掛式懸掛器也是采用“盲找”的方式坐掛，下放至壁掛式懸掛器坐掛深度后，若無坐掛顯示，繼續(xù)下放3.00 m左右進行確認。上提坐掛深度以上5.00 m，保持管串下放狀態(tài)，正轉(zhuǎn)90 °，繼續(xù)下放嘗試坐掛，若仍沒有坐掛顯示，重復以上步驟；若有遇阻顯示，則保持管串方向，繼續(xù)重復2次確認坐掛位置。為保證壁掛式懸掛器成功坐掛，鉆井預留口袋至少在6 m以上，才能保證有充分的距離判斷壁掛式懸掛器是否成功坐掛。

3.4 分支井眼重入技術

采用Baker四級分支井技術，為了實現(xiàn)分支井和主井的封隔與連通，需要采用壁掛式懸掛器、主井眼導向器、分支井眼導向器(包括鉆井導向器和重入導向器)、主井眼暫堵封隔器等特殊工具。主要原理是通過HOOK壁掛式懸掛器將分支井完井管柱懸掛于主井筒內(nèi)，壁掛式懸掛器連接在尾管串上一起下入。壁掛式懸掛器低邊有一個寬度為160.53 mm的開孔，用于和主井眼溝通，壁掛式懸掛器底部內(nèi)側高邊有一個用于分支井眼導向器下入限位的凸起裝置。分支井眼導向器的作用是將鉆具導向分支井眼，當下入分支井眼導向器時，將分支井眼底端彈性抓插入壁掛式懸掛器內(nèi)部，鍵槽和凸起限位裝置咬合，分支井眼導向器兩端通過O形圈和壁掛式懸掛器內(nèi)部密封，分支井眼導向器可將壁掛式懸掛器低邊開口堵死，連通分支井眼，實現(xiàn)分支井眼重入。主井眼導向器的作用是將鉆具導向主井眼，當下入主井眼導向器時，將主井眼導向器插入壁掛式懸掛器內(nèi)部，開口處正對壁掛式懸掛器底邊開口，連通主井眼，實現(xiàn)主井眼重入，但導通主井眼時，分支井眼不能實現(xiàn)完全的密封。

分支井眼作業(yè)過程中，主井眼需利用帶破裂盤的SC-1R封隔器實現(xiàn)暫堵，當需要連通主井眼時，通過應力破碎破裂盤即可實現(xiàn)。

3.5 分支井完井技術

該井壁掛式懸掛器和分支井眼導向器縮徑，最小內(nèi)徑為154.15 mm，充填防砂管柱下入間隙小(Φ114.3 mm復合優(yōu)質(zhì)篩管+Φ152.4 mm頂部封隔器)、阻卡風險高，完井作業(yè)難度大，對刮管洗井質(zhì)量和井筒清潔要求高，常規(guī)刮管洗井管柱和方式難以滿足作業(yè)要求[30-33]。為了降低完井作業(yè)風險，在刮管洗井作業(yè)中采用了MTWF(Multi-Task Wellbore Filter)多功能井筒清潔器和一體式頂部封隔器(卡瓦和封隔器本體為一體式，類似彈簧片結構，可以防止下鉆過程中卡瓦提前張開并坐封)，有效提高了刮管洗井質(zhì)量，保障了防砂管柱的順利下入到位。

MTWF多功能井筒清潔器由上至下依次由上部流道、毛刷總成、旁通孔、破裂盤、碎屑回收腔、篩縫過濾器、觀察孔和扶正器組成(圖2)。該工具可通過上部Baker專用毛刷和下部篩縫過濾器實現(xiàn)一趟下鉆，同時具有刮管和收集碎屑的效果。該工具在下入狀態(tài)時，毛刷總成在套管內(nèi)壁摩擦力的作用下上行，下方的3個旁通孔露出，井筒流體經(jīng)旁通口進入，從上部流道流出，具有較大的流通通道，可以避免壓活塞情況的出現(xiàn)，方便管柱快速下入。刮管起鉆過程中，毛刷總成在套管內(nèi)壁摩擦力作用下下行，旁通孔關閉，毛刷清潔套管內(nèi)壁，毛刷將環(huán)空基本封住，環(huán)空的流體只能通過毛刷總成上部的流道進入清潔器內(nèi)部，流經(jīng)碎屑回收腔，從下部本體上的篩縫過濾器流出回到下部環(huán)空，此時從套管內(nèi)壁刮下來的碎屑雜物便被收集在碎屑回收腔中，隨著起鉆被帶出井筒，達到清潔井筒的目的。若多功能清潔器碎屑回收腔收集滿或者篩網(wǎng)過濾器被堵塞時，可通過環(huán)空加壓4.55 MPa，壓碎破裂盤，建立新的流體流通通道，避免起鉆過程中出現(xiàn)拔活塞的現(xiàn)象。起出井筒后，打開下部的觀察孔，倒出碎屑回收腔中的碎屑。

圖2 MTWF多功能井筒清潔器結構

4 結 論

(1) A2H1井是該油田第1口水平分支井，該井的成功實施，有效節(jié)省了井槽和開發(fā)成本，為渤海油田低產(chǎn)低效井治理和中后期大規(guī)模調(diào)整開發(fā)提供了新思路，積累了寶貴經(jīng)驗，推廣應用前景較為廣闊。

(2) 采用Φ215.9 mm井眼著陸段與水平段一趟完鉆技術，有效增加Φ177.8 mm尾管串的懸重，降低Φ177.8 mm尾管固井作業(yè)風險，同時采用改進型PEC鉆井液體系，有效保障了鉆井液攜巖、潤滑、防塌以及儲層保護性能。

(3) 多功能井筒清潔器和一體式頂部封隔器的使用，提高了刮管洗井作業(yè)質(zhì)量，同時避免了管柱下入過程中封隔器意外坐封，降低了防砂管柱下入阻卡風險，保障了完井作業(yè)的順利實施。