四級分支井鉆完井技術在曹妃甸11-1油田的應用*

馬英文 王昆劍

(1. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 天津 300459； 2. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

利用老井眼側(cè)鉆實施調(diào)整井是老井恢復產(chǎn)能、老油田挖潛增效的有效手段，也是低產(chǎn)低效井治理的有效途徑之一[1-3]。然而，側(cè)鉆井受到原井剩余可采儲量以及平臺槽口數(shù)量限制等多種因素制約。高效利用平臺井槽，實現(xiàn)多打井、多采油，對于實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率具有十分重要的意義。此外，伴隨油田進入高含水期，部分油井的主力層位受含水上升影響，在老井周邊仍存在一定剩余可采儲量條件下變成“食之無味、棄之可惜”的低產(chǎn)低效井，因此迫切需要實現(xiàn)井筒高效利用、進一步挖潛剩余油[4]。四級完井分支井技術在保留原井眼的基礎上側(cè)鉆水平分支井眼，充分利用老井槽口和井身結(jié)構，后期可以通過“選擇性重入”，根據(jù)需要對新井眼或老井眼實行“輪采”和“合采”，從而實現(xiàn)擴大泄油面積、提高單井產(chǎn)量、延緩邊底水推進造成的含水上升、降低鉆完井成本和提高油田采收率等目的[5-6]。同時，由于四級完井分支井技術可以實現(xiàn)選擇性重入，從而解決了井筒內(nèi)采取井下措施以及修井等需求，技術經(jīng)濟效益高。因此，擬在曹妃甸11-1油田調(diào)整井鉆井中采用四級完井分支井技術，以期為渤海油田增儲挖潛提供新的思路。

1 曹妃甸11-1油田概況及鉆完井難點

曹妃甸11-1油田位于渤海灣曹妃甸區(qū)域，主力開發(fā)層系屬于上第三系地層，油藏埋深淺，地層較為疏松。該油田油藏類型為邊底水油藏，基本不存在無水產(chǎn)油期，目前綜合含水高達95.7%，處于特高含水期[7-12]。由于井網(wǎng)完善程度低，該油田原油采出程度低，僅9.2%，但油田經(jīng)過多年的開發(fā)，各平臺已無空槽口，剩余油挖潛需求強烈，但是手段有限，潛力巨大。

根據(jù)曹妃甸11-1油田開發(fā)現(xiàn)狀及控水需求，曹妃甸11-1油田擬采用四級分支井技術進行高含水低效井治理需求。根據(jù)技術特點及油田實際情況，現(xiàn)場實施主要有以下難點：

1) 四級分支井技術主要特點在于能夠?qū)崿F(xiàn)新井眼和原井眼的輪采，因此如何保障分支井眼和主井眼的機械連接性能、密封性能和選擇性重入可靠性是多底分支井實施的首要關鍵點。

2) 側(cè)鉆開窗窗口質(zhì)量要求高，側(cè)鉆窗口需要承載懸掛器、導向器等工具，優(yōu)良的窗口質(zhì)量對于保證整個作業(yè)的順利實施具有十分重要的意義。

3) 懸掛器需要懸掛技術套管或者油層套管，同時必須在窗口附近“定點”坐掛，不能出現(xiàn)提前坐掛或者無法到位的情況，保障裸眼段的井眼質(zhì)量，實現(xiàn)管串順利到位對鉆井液性能、井眼清潔提出了更高要求[13-15]。

4) 開窗作業(yè)完成后，由于懸掛器及導向器尚未下入，技術套管或者油層套管需要采用“盲找”方式下入指定井眼，判斷管串是否進入指定井筒、保障順利下入的作業(yè)難度大[16-17]。

5) 分支井眼導向器內(nèi)徑小，對完井防砂、生產(chǎn)管柱最大外徑、剛性設計帶來諸多限制。目標油田由于目的層地層疏松，需要實施礫石充填作業(yè)，全球范圍內(nèi)尚無成功經(jīng)驗，如何確保完井防砂、生產(chǎn)管柱的順利下入面臨挑戰(zhàn)[18-21]。

2 四級分支井鉆完井關鍵技術

2.1 主井眼、分支井眼重入技術

技術套管或者生產(chǎn)套管通過壁掛式懸掛器實現(xiàn)坐掛，通過不同的導向器配合，實現(xiàn)不同井筒的密封、連通與重入。不同的導向器通過特殊結(jié)構(類似榫卯結(jié)構)能夠?qū)崿F(xiàn)和懸掛器的配合，通過導向器不同的開口實現(xiàn)與不同井眼的連通，同時導向器還通過2組密封實現(xiàn)在懸掛器內(nèi)部的密封。

分支井可能需要實施固井作業(yè)，需要考慮固井水泥漿對主井眼的影響，即避免水泥漿在窗口處滑落，在主井眼某處形成水泥塞，導致后續(xù)主井眼無法連通，需要考慮對主井眼進行“暫堵”作業(yè)，固井結(jié)束后對主井眼進行清洗，以避免水泥漿或者凝固后的碎屑對后續(xù)作業(yè)產(chǎn)生影響。本次實踐采用了帶破裂盤的可回收封隔器并在封隔器上部注稠塞的方法。此外，暫堵工具還可以作為主井眼與分支井眼的深度區(qū)分點，用于協(xié)助判斷技術套管或者生產(chǎn)套管串是否進入主井眼。

2.2 套管側(cè)鉆開窗技術

壁掛式懸掛器需要坐掛在下窗口，主井眼和分支井眼連接部位的質(zhì)量對分支井實施非常重要，而開窗作業(yè)是處理連接部位的關鍵步驟。多底分支井側(cè)鉆技術主要包括工具選擇、窗口位置選擇、開窗參數(shù)控制等方面，即：采用特殊設計的“一趟鉆”斜向器側(cè)鉆系統(tǒng)開窗，斜向器共包括兩部分，上部為側(cè)鉆用的耐磨斜面部分，在其斜面有長約30 cm左右的回收孔，下部為帶有擋屑器的封隔器；采用2°工具斜面保證工具窗口有足夠的長度，斜面設計應用防“死點”設計，下窗口的形狀要盡量平緩；為了利于壁掛式懸掛器順利坐掛，優(yōu)選窗口的工具面為左45°至右30°；因多底分支井作業(yè)需要將斜向器打撈出井才能連通主分支井眼，為防止開窗鐵屑下沉卡住斜向器，需要采用擋屑器設計，避免斜向器卡瓦被卡，而常規(guī)側(cè)鉆井由于后期不需要溝通原井眼，所以所采用的側(cè)鉆斜向器結(jié)構更簡單，無專用擋屑器設計；在側(cè)鉆開窗位置選擇時，相比于傳統(tǒng)的開窗作業(yè)，開窗點的選擇不僅要考慮套管接箍、窗口外固井質(zhì)量、窗口工具面、窗口處的巖性等影響，還要保證窗口處的狗腿度應小于2°，盡量處于穩(wěn)斜段，保證鉆具在導向器內(nèi)的通過性。實鉆開窗過程中，為防止高鉆壓下銑錐右漂，全程需采用小參數(shù)磨銑窗口，高排量配合稠漿清潔井眼。同時，分支井眼鉆進采用專用旋轉(zhuǎn)導向工具，保證整個裸眼段軌跡的平滑。

2.3 聚合物鉆井液技術

分支井作業(yè)要求壁掛式懸掛器必須在窗口附近“定點”坐掛，不能出現(xiàn)提前坐掛或者無法到位的情況，出現(xiàn)復雜情況下的處置手段有限。因此，對井眼裸眼段質(zhì)量要求高，鉆井液的潤滑性、抑制性等均較常規(guī)作業(yè)方面有更高的要求。

為滿足分支井鉆井液儲層保護、防塌、攜巖和潤滑性能要求，φ215.9 mm井眼采用環(huán)境友好型聚合物鉆井液體系，重點要求保證抑制性和潤滑性，控制合理黏度，實現(xiàn)井眼的平滑。在鉆進過程中，充分利用固控設備，降低鉆井液中的有害固相，維護好鉆井液性能，在振動篩不跑漿的前提下，更換合適目數(shù)的振動篩篩布。水平段井眼清潔方面，通過短起下鉆機械破壞巖屑床，在完鉆后，需降低鉆井液黏度，控制鉆井液API失水，充分循環(huán)，以保證井眼干凈。穩(wěn)定井壁性能方面，通過向鉆井液中添加氯化鈉和封堵劑，提高鉆井液的包被性和抑制性，減少巖屑分散和粘結(jié)，加強體系的造壁性和封堵性。潤滑性方面，通過向體系添加潤滑油和石墨提高鉆井液潤滑性，降低井眼的摩阻和扭矩。攜巖性能方面，主要通過間歇性循環(huán)高黏稠漿，攜帶巖屑。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%，充分循環(huán)至均勻。同時，在裸眼段替入高潤滑性鉆井液，起鉆至套管內(nèi)，循環(huán)處理鉆井液時添加塑料大球，進一步降低鉆具與套管的摩阻，確保套管的順利下入。該聚合物鉆井液體系的采用，為分支井著陸段和水平段“一趟鉆”技術應用創(chuàng)造了條件和空間。

2.4 下尾管固井技術

為了保障φ177.8 mm尾管順利下入到位，設計優(yōu)化分支井眼井身結(jié)構，采用φ215.9 mm著陸段與水平段一趟完鉆技術，將二開井身結(jié)構優(yōu)化為一開井身結(jié)構，以達到有效增加尾管串懸重的目的。在下尾管作業(yè)前，根據(jù)打撈斜向器下鉆、起鉆情況反演摩阻系數(shù)，確定套管段和裸眼段的摩阻系數(shù)，然后采用軟件模擬下尾管過程中的勾載懸重變化情況。根據(jù)模擬結(jié)果，優(yōu)化管柱配重，采用加重鉆桿倒裝的方式，確保尾管串可以順利下入到位。在尾管串進入分支井眼“盲找”作業(yè)過程中，將2°彎角的導向彎管連接在尾管串底端，引導尾管串順利進入側(cè)鉆窗口，在實際下入過程中，可以通過懸重變化判斷尾管串是否順利進入分支井眼。φ177.8 mm尾管串下入過程中，同樣采用“盲找”的方式坐掛壁掛式懸掛器，通過懸重變化判斷是否坐掛成功，若無坐掛顯示，需上提管串，重復嘗試，直到有坐掛顯示。分支井尾管串組合如圖1所示，和常規(guī)側(cè)鉆井或水平井尾管串相比，分支井尾管串增加了分支井壁掛式懸掛器、T型旋轉(zhuǎn)接頭和2°彎角的彎管。其中，T型旋轉(zhuǎn)接頭具有上提管柱旋轉(zhuǎn)、下壓管柱無法旋轉(zhuǎn)的功能，配合管串底端彎管，方便尾管串順利進入分支井眼。

圖1 分支井尾管串及送入服務管串示意圖Fig .1 Schematic diagram of tail string and service string of branch well

由于多底分支井工具的特殊性，對水泥漿體系來說，既要保證裸眼的封固質(zhì)量，又要保證水泥石強度足以支撐壁掛式懸掛器?，F(xiàn)場通過投電石等措施，測定井眼擴大率，以確定水泥漿的附加量，保證水泥漿的封固位置。在水泥漿體系中加入PC-GS12S固體防氣竄增強劑，水泥水化過程中與氫氧化鈣反應生成凝膠，產(chǎn)生體積微膨脹，促使膠結(jié)強度發(fā)展，大大降低水泥石的滲透性，提高水泥石氣阻性。同時，PC-GS12S具有極強的吸附水能力，能夠有效束縛水泥漿中的間隙水，控制和減小游離液，防止水平井水泥漿高邊水竄槽，由于顆粒微細，大大增加了膠結(jié)面的著力點，有效改善固井界面的膠結(jié)質(zhì)量。水泥漿泵注到位后，至主井眼清洗階段，期間需要完成起尾管送入工具、起分支井眼導向器和下入清洗主井眼鉆具等作業(yè)，要求水泥漿要有足夠的稠化時間。與常規(guī)水平井相比，分支井固井主要是對水泥石的強度、體系抗竄流能力和稠化時間等方面性能要求更高。

2.5 配套完井防砂管柱優(yōu)化設計

采用四級完井技術，所采用的分支井眼導向器和壁掛式懸掛器最小內(nèi)徑為154.15 mm，當前廣泛應用于φ215.9 mm井眼礫石充填作業(yè)的防砂封隔器多為φ152.40 mm頂部封隔器，封隔器長度為15～17 m，會存在管柱下入間隙小、管串剛性過強的問題，存在非常高的管柱下入風險。同時，如果完井期間洗井質(zhì)量不高，由于射孔、刮管作業(yè)產(chǎn)生的碎屑或者鐵皮不能全部返出，可能會加劇小間隙情況下的管柱下入困難?，F(xiàn)場作業(yè)做如下改進：首先，優(yōu)化設計多底分支井專用頂部封隔器(圖2)，將封隔器外徑由152.40 mm優(yōu)化至147.32 mm，將封隔器長度優(yōu)化為14.7 m，并設計了將封隔器長度縮減至9 m左右的方案，有待在今后的類似實踐中進一步嘗試，以確保防砂管柱的順利下入，為分支井眼礫石充填防砂作業(yè)創(chuàng)造條件；其次，采用特殊設計的一體式頂部封隔器，通過彈性卡瓦結(jié)構設計，將卡瓦和封隔器本體設計為一體，防止管柱下入過程中卡瓦意外張開導致提前坐掛。改進后的專用頂部封隔器具有外徑小、長度短、可通過性強和防止卡瓦提前坐封的技術優(yōu)勢。通過使用“旋轉(zhuǎn)刮管器+多個強磁刮管器+多功能井筒清潔器”的刮管管柱組合，可以在水平套管段內(nèi)配合使用稠塞有效沖洗攜帶各類雜質(zhì)和碎屑，保證多底分支井筒清潔，以確保防砂管柱順利下入。

圖2 分支井專用頂部封隔器結(jié)構圖Fig .2 Structural drawing of special top packer for branch well

3 現(xiàn)場應用

A2H1井是四級完井分支井技術在渤海曹妃甸11-1油田應用的第1口井，原井眼A2H井于2013年8月投產(chǎn)，目前含水高達98.2%，日產(chǎn)油11 m3，累產(chǎn)油5.3×104m3，預測剩余可采儲量2.7×104m3。為了該井的挖潛增效，設計采用四級完井分支井技術開發(fā)，在保留原井眼的基礎上，側(cè)鉆多底分支井A2H1井。優(yōu)選側(cè)鉆開窗位置在1 800 m，開窗點井斜85.48°，通過井身結(jié)構優(yōu)化，設計采用φ215.9 mm井眼著陸段與水平段一趟完鉆技術+φ177.8 mm尾管射孔充填防砂完井作業(yè)方式，井身結(jié)構如圖3所示。采用四級完井技術，作業(yè)過程中采用147.32 mm一體式頂部封隔器和多功能井筒清潔器，有效確保了刮管洗井質(zhì)量和井筒清潔，充填防砂管柱順利下入到位。經(jīng)過3.8 h作業(yè)出現(xiàn)脫砂壓力9.66 MPa，總計泵注7 711.07 kg陶粒，計算篩套環(huán)空充填效率100%，盲管埋高3.23 m，充填系數(shù)9.67 kg/m。A2H1井投產(chǎn)初期產(chǎn)量69 m3/d，增產(chǎn)58 m3/d，含水率5.6%，增產(chǎn)控水效果良好。

圖3 A2H1井井身結(jié)構圖Fig .3 Wellbore structure diagram of Well A2H1

截至2020年4月，四級完井分支井技術已在渤海曹妃甸11-1油田3口井取得成功應用，與常規(guī)側(cè)鉆方式相比，在保留老井產(chǎn)量的同時，又增加了3口新井產(chǎn)量。相比新鉆調(diào)整井而言，節(jié)省近50%的工期和上億元的費用，多底分支井技術的成功應用，將3口老井合計9.2×104m3的可采儲量以及3口分支井13.8×104m3的剩余可采儲量轉(zhuǎn)化成未來產(chǎn)量，將老井可采儲量提升2.5倍。目前，3口井日產(chǎn)油252 m3，是老井產(chǎn)量的4.7倍，超鉆前配產(chǎn)100%(表1)，充分實現(xiàn)了該技術對老井剩余油的挖潛作用。同時，3口井后期還可以實現(xiàn)“輪采”或“合采”，開發(fā)前景良好。

表1 四級完井分支井鉆完井技術應用效果Table 1 Application effects of TAML-4 multilateral technology

4 結(jié)論

1) 結(jié)合地質(zhì)油藏開發(fā)要求及特點，深入分析了四級分支井鉆完井技術難點，研究形成φ215.9 mm井眼著陸段與水平段一趟完鉆技術、井眼重入技術、側(cè)鉆開窗技術及井眼清潔等多項關鍵技術，有效保障了現(xiàn)場作業(yè)的順利實施。

2) 通過對封隔器等相關工具的改進和優(yōu)化，配合經(jīng)過改良的洗井工藝和技術，成功解決了在φ215.9 mm井眼中的完井管柱下入以及礫石充填作業(yè)需要問題，實現(xiàn)了全球首次分支井眼的裸眼礫石充填作業(yè)，具有較好的示范效應。

3) 應用實踐表明，四級分支井鉆完井技術能夠?qū)崿F(xiàn)不同井眼的輪采，將給邊底水錐進現(xiàn)象突出的高含水油田帶來一條新的開發(fā)思路，從而減少整體含水上升速度，可有效解決開發(fā)到中后期的油田老井低產(chǎn)和剩余油挖潛難題，節(jié)省了平臺槽口和開發(fā)成本，在低效井治理以及高效利用井槽方面擁有廣泛的應用前景。