江蘇油田小井眼鉆井實踐與分析

賈禾馨，賈萬根 ，王 建，朱 彤

（1.中國石化財務共享服務中心南京分中心，江蘇南京210033；2.江蘇油田分公司概預算中心，江蘇揚州225009；3.江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 揚州225009；4.中國石油華北石油管理局有限公司蘇里格勘探開發(fā)分公司，內(nèi)蒙古鄂爾多斯017300）

江蘇油田是典型的“小、碎、貧、散、窄”油田，歷經(jīng)40多年的勘探開發(fā)，已步入開發(fā)中后期，穩(wěn)定油氣產(chǎn)量與開發(fā)投資需求大的矛盾日漸突出，降低鉆井成本已成為江蘇油田勘探開發(fā)的重要課題。 小井眼鉆井是降低鉆井成本、提高勘探開發(fā)經(jīng)濟效益的重要途徑。 江蘇油田自上世紀90年代末開展了套管開窗側(cè)鉆小井眼、常規(guī)小井眼鉆井技術(shù)應用研究與現(xiàn)場實踐，初步形成了小井眼鉆井配套技術(shù)，為復雜小斷塊油氣田提供了一套投資少、見效快、經(jīng)濟效益顯著的開發(fā)手段。

1 套管開窗側(cè)鉆小井眼鉆井技術(shù)

套管開窗側(cè)鉆井是指在原套管內(nèi)某一特定深度處坐斜向器開窗或鍛銑打水泥塞后側(cè)鉆出新井眼［1］。 江蘇油田自1996年開始應用套管開窗側(cè)鉆技術(shù)，通過研究攻關(guān)、技術(shù)引進和現(xiàn)場實踐，積累了豐富的經(jīng)驗。 針對江蘇油田大部分井為定向井、油層套管一般采用N80鋼?139.7 mm×7.72 mm套管完井的情況， 開發(fā)了系列開窗工具， 完善了側(cè)鉆井鉆（完）井工藝，形成了一套具有江蘇油田特點的套管開窗側(cè)鉆井技術(shù)。目前主要采用的工藝是在?139.7 mm套管上坐斜向器開窗，采用?118 mm鉆頭側(cè)鉆至目標井深，懸掛?90.5 mm生產(chǎn)尾管，注水泥固井，射孔完井。

自1996年套管開窗側(cè)鉆井技術(shù)在CZ148井應用以來，截至2018年底，江蘇油田已成功實施套管側(cè)鉆井470多口，側(cè)鉆井井深在1 090～4 130 m、裸眼段長在199.3～1 442 m、井斜最大達90°、側(cè)鉆井水平位移最長1 328 m，側(cè)鉆井累計增油197.4×104t，已成為江蘇油田老區(qū)挖潛、復活老井、恢復產(chǎn)能的重要手段。 圖1為1996—2018年江蘇油田側(cè)鉆井數(shù)和年占比情況，可見，套管開窗側(cè)鉆井占比隨油價的降低而上升，2017年的占比高達40%。

圖1 1996—2018年江蘇油田套管側(cè)鉆井完成情況

2 常規(guī)小井眼鉆井技術(shù)

常規(guī)小井眼鉆井是指90%以上的井眼用小于?177.8 mm鉆頭鉆成［2］或70%的井眼直徑小于152.4 mm的井［3］。江蘇油田自2015年開展了小井眼鉆井技術(shù)配套分析研究與現(xiàn)場實踐。 主要通過對比分析在?152.4 mm小井眼中下入不同尺寸的套管在各種工況中的瞬態(tài)波動壓力，開展小井眼井身結(jié)構(gòu)設計優(yōu)化，并相繼開展小井眼固井、井控、采油、壓裂、測井、射孔以及處理復雜的技術(shù)可行性分析，以及鉆機和泥漿泵等主要鉆井設備配套分析、小井眼鉆井液體系配方實驗優(yōu)化等等，系統(tǒng)分析了小井眼鉆井技術(shù)的可行性，并進行了選井試驗，目前已在W5-49、SQX2井中成功試驗。 試驗井的井身結(jié)構(gòu)見圖2、圖3，基本情況和主要鉆井指標見表1、表2。 可見在W5-49井小井眼鉆井施工經(jīng)驗基礎上，經(jīng)過優(yōu)化鉆頭選型， 提高鉆頭與地層巖石的適應性，SQX2井機械鉆速有了大幅度提高。

圖2 W5-49井井身結(jié)構(gòu)

圖3 SQX2井井身結(jié)構(gòu)

表1 江蘇油田常規(guī)小井眼井基本情況

表2 江蘇油田常規(guī)小井眼井主要鉆井指標

3 小井眼鉆井技術(shù)現(xiàn)場實踐分析

江蘇油田經(jīng)過多年小井眼鉆井技術(shù)的實踐，取得了豐富的實踐經(jīng)驗， 同時仍存在機械鉆速慢、軌跡控制難、固井質(zhì)量難以保證等問題。 為此，從分析小井眼與常規(guī)井眼差異入手尋找原因（見表3）。

表3 江蘇油田小井眼與常規(guī)井眼的尺寸差別

由于小井眼使用的鉆頭、鉆桿、套管的尺寸變小，其間隙相應變小，導致了小井眼鉆井的一些特點。

（1）機械鉆速慢。 目前江蘇油田小井眼側(cè)鉆井主要采用GYD517和YC437兩種單牙輪鉆頭，鉆頭直徑小，軸承及牙掌強度低，極易發(fā)生掉牙輪、斷齒故障，使用壽命縮短；其次是牙齒短及水力能量低，因而機械鉆速下降。 國外通過采用PDC、TSD及金剛石等無軸承鉆頭，已取得良好應用效果；其次通過提高轉(zhuǎn)盤速度、使用井下動力鉆具也可提高鉆頭破巖能力。

（2）環(huán)空壓耗大。 按國外一些極端算法，小井眼中的環(huán)空壓耗要占90%，鉆頭和管內(nèi)占10%，而在常規(guī)井眼中分配比例剛好相反。 這是由于在小井眼中鉆桿本體間隙已縮小29%，接頭處的間隙更小，在高轉(zhuǎn)速時，鉆井液受切向流速及偏心的影響，流道增長，壓耗隨之大幅增加，進而導致噴射鉆井效率降低和排量選擇受限。 提高小井眼的鉆進效率主要應從設法增強鉆頭機械破巖能量著手，而優(yōu)選排量可參考國外給出的鉆屑濃度、機械鉆速和排量的關(guān)系圖［3］（見圖4）。 圖中的ABC三角區(qū)就是允許的排量范圍，上、下兩條曲線表示排量的上限、下限，在三角區(qū)中間的曲線為優(yōu)選排量。

圖4 鉆屑濃度、機械鉆速和排量的關(guān)系

（3）軌跡控制難。 江蘇油田至今所鉆小井眼井均為定向井或水平井，軌跡調(diào)整與控制是每口井施工難點之一。 原因是小尺寸鉆桿剛度小，抗扭轉(zhuǎn)變形的能力弱，反扭轉(zhuǎn)角不易準確估算，尤其是轉(zhuǎn)動轉(zhuǎn)盤使工具面角到位很難。 對鉆井參數(shù)較為敏感，鉆壓增大對井斜、方位變化影響較大；鉆壓太小，導致機械鉆速低，影響小井眼整體效益，這些情況隨井深及井斜增大而趨于嚴重。 目前主要通過在施工前分析鄰井資料，掌握小井眼鉆遇地層情況，如地層傾斜角、方位漂移趨勢、巖性等，采用不同的鉆具組合、鉆壓、轉(zhuǎn)速、排量和鉆井液性能等，同時加強隨鉆分析與糾正，實現(xiàn)軌跡控制，順利鉆達目的層。

（4）固井優(yōu)質(zhì)率低。 據(jù)江蘇油田采油一廠2010—2016年套管側(cè)鉆井固井質(zhì)量統(tǒng)計，固井質(zhì)量不能滿足生產(chǎn)的井占比77.45%。 分析此現(xiàn)象形成的主要原因為：①小井眼套管與井壁間的間隙小，水泥環(huán)薄，易損于射孔、壓裂等施工；②固井時水泥漿流動阻力大，施工壓力高、易導致水泥漿失水，發(fā)生橋堵和憋泵的概率增大，形成竄槽和壓漏地層，水泥返高不夠；③套管小且壁薄，容易彎曲、偏心和貼壁，居中困難，為減小過高泵壓，采用低返速，頂替效率下降；④失重，導致油、氣、水竄等。 為提高小井眼固井質(zhì)量，首先要科學加放扶正器，提高小套管居中度；其次是水泥漿應具有良好的流動性、穩(wěn)定性（濾失量小、防竄能力、過渡時間短），水泥石具有良好的強度（有一定的抗沖擊力、滲透率低）；三是設計合理的頂替工藝和注替速率。 一種連接在尾管上的新型的可膨脹尾管懸掛器［4］，可通過地面操作使膨脹管沿徑向膨脹，有效地對尾管頭和套管重疊段進行密封，解決常規(guī)尾管懸掛器密封性能差、內(nèi)通徑小的問題，在小間隙井中，膨脹尾管可幫助尾管順利下到設計位置。 該技術(shù)在CFD2-4-1井中首次成功應用，解決了非常規(guī)、極小間隙的尾管固井問題［5］。

4 經(jīng)濟性分析

（1）套管開窗側(cè)鉆井可以充分利用原井場、原井的上部井眼和原有的輸油輸氣管線，明顯節(jié)省投資。 據(jù)測算統(tǒng)計（見表4），江蘇油田側(cè)鉆井的費用相當于鉆新井費用的30%～40%，側(cè)鉆水平井的費用相當于鉆新井費用的50%～60%。

表4 江蘇油田部分套管開窗側(cè)鉆井投資分析

（2）江蘇油田修井機的鉆進能力可以保障2 000 m左右井深的常規(guī)小井眼井施工。 綜合考慮2 000 m井32鉆機的定額、實際結(jié)算成本，參考T95-1井小井眼井段的施工成本，對江蘇油田井深2 000 m左右的小井眼單井總費用進行評估，鉆井成本比常規(guī)井眼鉆井大約節(jié)省30%左右（見表5）。

表5 江蘇油田2 000 m小井眼與常規(guī)井眼鉆井成本對比

5 結(jié)論與建議

（1）江蘇油田在技術(shù)引進基礎上，通過開展三種小井眼井鉆井配套技術(shù)研究與現(xiàn)場實踐，基本形成適應江蘇油田開發(fā)需要的小井眼鉆井配套工藝技術(shù)系列，實現(xiàn)了經(jīng)濟開發(fā)。

（2）小井眼井鉆井具有設備小、占地少、投資低等優(yōu)點，適合在江蘇油田所處的人口密集、水域縱橫、環(huán)?？量痰貐^(qū)實施。

（3）針對井眼尺寸的限制導致的鉆井效率低、固井優(yōu)質(zhì)率低等問題，需要加強設備配套、鉆頭選型以及小間隙固井等相關(guān)技術(shù)研究。