蘇里格氣田小井眼套管開窗側(cè)鉆水平井鉆完井技術(shù)

歐陽勇，劉漢斌，白明娜，段志鋒，黃占盈

（1.中國石油長慶油田油氣工藝研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018）

蘇里格氣田地處陜西與內(nèi)蒙古接壤的鄂爾多斯盆地，油氣勘探面積5.0×104km2，目前是勘探儲量規(guī)模與產(chǎn)量最高的陸相致密砂巖油氣藏[1]。自建設(shè)以來，生產(chǎn)天然氣累計達(dá)2.35×1010m3?？傮w貢獻(xiàn)主要為直井，井?dāng)?shù)比率達(dá)88%，但一些井日產(chǎn)氣量偏低，且存在開采成本與生產(chǎn)管理的難題。另外，由于氣體流速低，井底積液比較嚴(yán)重，因此，需要探索套管側(cè)鉆水平井工藝技術(shù)以實現(xiàn)低產(chǎn)井增油增氣、長停井復(fù)產(chǎn)。實踐證明，套管側(cè)鉆水平井在其他油氣田具有良好的實施效果[2-5]。許孝順、靳樹忠等[6-7]對超深開窗側(cè)鉆中短半徑水平井鉆井技術(shù)進(jìn)行了研究；李群山、何偉國等[8-9]在分支井和雙層套管井側(cè)鉆開窗水平井技術(shù)方面開展了相關(guān)的研究；朱春林、唐明、朱健軍等[10-12]對基于膨脹套管側(cè)鉆開窗技術(shù)等方面進(jìn)行了研究，并在塔河油田方面得到了應(yīng)用；郭元恒、陳大偉等[13-14]在小井眼和大位移井側(cè)鉆開窗方面水平井鉆井技術(shù)方面進(jìn)行了研究。針對蘇里格氣田存在的技術(shù)難題開展的側(cè)鉆水平井研究對后續(xù)鉆井工藝分析具有科學(xué)指導(dǎo)作用。

1 小井眼側(cè)鉆開窗水平井技術(shù)難點(diǎn)

1.1 井筒尺寸小和修井作業(yè)難度大

早期該區(qū)塊大部分井眼結(jié)構(gòu)為φ139.7 mm 套管進(jìn)行完井，開發(fā)方式為分壓合采，封隔器類型主要有Y241，Y344和K344，相對而言，完井管柱形式比較復(fù)雜，修井起下鉆成功率較低。

1.2 鉆具組合尺寸小和井眼軌跡控制難度大

由于采用φ118 mm井眼進(jìn)行側(cè)鉆鉆進(jìn)，鉆具入井受鉆井參數(shù)、地質(zhì)參數(shù)影響較為敏感，因此，在進(jìn)行定向井鉆進(jìn)過程中，井眼軌跡控制困難且難以預(yù)測，同時缺少準(zhǔn)確的理論模型進(jìn)行計算分析，給現(xiàn)場施工帶來了難度。

1.3 小井眼鉆進(jìn)參數(shù)可控范圍小和鉆具易發(fā)生損壞

在小井眼鉆井過程中，采用φ118 mm鉆頭，鉆井泵排量為8.0 L/s，鉆井泵注壓力達(dá)到18.5～25.0 MPa，造斜半徑小，在造斜井段容易產(chǎn)生彎曲變形，而彎曲應(yīng)力作用易發(fā)生彎曲破壞，尤其是在旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時，更易發(fā)生破壞。

1.4 鉆井過程井壁坍塌與井眼漏失并存

鉆井井眼增斜段地層脆性與硬度較大，層段巖石裂縫較發(fā)育，易吸水發(fā)生剝落，鉆進(jìn)中易發(fā)生鉆井液沿裂縫漏失并造成井壁坍塌，井下事故頻發(fā)。

1.5 水平井壓裂改造難度大

蘇里格氣田是典型的致密砂巖氣藏，完鉆后需進(jìn)行多段壓裂改造，但由于鉆井井眼尺寸小，后期壓裂改造方式優(yōu)選存在困難。

2 開窗側(cè)鉆水平井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 井筒處理情況

針對蘇里格氣田老井井筒大多使用Y241 封隔器的完井管柱，采用爆炸切割管柱回填水泥井筒處理的工藝，然后進(jìn)行套管側(cè)鉆鉆井工藝，井筒管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 側(cè)鉆井筒管柱結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Wellbore string structure of side drilling

2.2 套管側(cè)鉆工藝流程

套管側(cè)鉆工藝環(huán)節(jié)重點(diǎn)考慮井眼軌跡、造斜工具能力、地層及鉆具組合等因素。開窗方式一般有鍛銑開窗、分體式開窗銑錐和一體式開窗銑錐3種，目前較常用的是分體式開窗銑錐工具。在需要側(cè)鉆的井中選定適當(dāng)?shù)木凵疃?，安裝斜向器，再運(yùn)用銑錐進(jìn)行側(cè)向開窗，打開進(jìn)入油層的新通道，然后進(jìn)行側(cè)鉆至設(shè)計井深，最后下套管固井，射孔完井或裸眼完井[15]。

為提高開窗效率，采用了一體式開窗側(cè)鉆技術(shù)（圖2）。一體式開窗時，斜向器和銑錐為一體，坐封方式為機(jī)械坐封，原理類似于Y211 封隔器，上提下放坐封，相較于分體式開窗，其優(yōu)點(diǎn)是一鉆完成斜向器定向、坐掛、磨銑等套管開窗、修窗作業(yè)，縮短開窗周期。磨銑進(jìn)尺由0.93 m 提高至1.67 m，提高79.56%，其中，蘇14-X井僅用8 h完成開窗作業(yè)。

圖2 一體式開窗側(cè)鉆管柱Fig.2 Integral windowing sidetracking string

開窗側(cè)向鉆進(jìn)鉆井參數(shù)為：鉆壓0.5 t，鉆速為50 r/min，排量為10 L/s，泵壓17.0 MPa。

一體式開窗側(cè)鉆工藝流程如下：

1）通井作業(yè)：通過通井沖砂清理前期開采作業(yè)所積累的巖屑等雜物保持井筒清潔，并能保證一體式開窗側(cè)鉆工具順利下入；

2）安放一體式開窗側(cè)鉆工具：用鉆柱把一體式側(cè)鉆工具送到預(yù)定的深度，通過調(diào)節(jié)斜向器錨定機(jī)構(gòu)上的坐封裝置將工具整體固定在套管內(nèi)部；

3）套管開窗：固定好斜向器導(dǎo)斜體后，斷開斜向器與銑錐之間的連接，調(diào)整好鉆壓、轉(zhuǎn)速及排量等參數(shù)進(jìn)行銑進(jìn)，開窗完畢后應(yīng)繼續(xù)鉆進(jìn)一段距離，以便修窗；

4）裸眼鉆井：針對小井眼水平井側(cè)鉆摩阻大、扭矩較大等問題，通過減少滑動進(jìn)尺和增加復(fù)合鉆進(jìn)進(jìn)尺方式達(dá)到鉆進(jìn)目的。

2.3 大水眼和高強(qiáng)度非標(biāo)鉆桿選擇

為提高鉆壓傳遞效率，有效降低泵壓，優(yōu)選φ88.9 mm 非標(biāo)準(zhǔn)鉆桿（表1），該鉆桿通對過鉆桿水眼、節(jié)箍、管體外徑的改造，增大了鉆具與井壁間的環(huán)空間隙，提高鉆壓傳遞效率、有效降低了泵壓。

對比φ88.9 mm 非標(biāo)準(zhǔn)鉆桿和φ73 mm 標(biāo)準(zhǔn)鉆桿（圖3）：在15°～90°的不同井斜條件下，非標(biāo)鉆桿螺旋臨界屈曲載荷提高了98.2%～101.6%，基本提高1倍。大尺寸鉆桿抗彎曲能力提高能夠防止鉆柱屈曲，確保鉆柱為鉆頭提供有效鉆壓，提高鉆頭破巖效率和整體鉆井效率。

表1 不同尺寸鉆桿性能參數(shù)對比Table1 Contrast of performance parameters of drill pipe with different sizes

圖3 φ73 mm標(biāo)準(zhǔn)鉆桿和φ88.9 mm非標(biāo)準(zhǔn)鉆桿的螺旋彎曲對比曲線Fig.3 Helical bending contrast curves of φ73 mm standard drill pipes and φ88.9 mm non-standard drill pipes

根據(jù)圖1的鉆柱結(jié)構(gòu)與鉆具組合，運(yùn)用Land?mark 公司提供的計算軟件分別對φ88.9 mm 非標(biāo)準(zhǔn)鉆桿和φ73 mm 標(biāo)準(zhǔn)鉆桿井身結(jié)構(gòu)的臨界排量變化關(guān)系進(jìn)行了計算，計算結(jié)果表明：當(dāng)環(huán)空攜巖排量由10 L/s 降低至7.6 L/s（降低了24%）時，井口泵壓由29.1 MPa 降低至19.5 MPa，降低了9.6 MPa，降低了33%（圖4）。

以蘇36-X井為例，井眼軌跡剖面參數(shù)與鉆具組合如圖1所示，鉆頭鉆壓為4.2 t，機(jī)械轉(zhuǎn)速為2.35 m/h，排量為10 L/s，泵壓為17 MPa，鉆井液為水基鉆井液，密度為1.26 g/cm3，黏度為45 mPa·s，對φ73 mm 標(biāo)準(zhǔn)鉆桿和φ 88.9 mm 非準(zhǔn)鉆桿壓耗分布進(jìn)行計算分析。從圖5可以看出，采用φ 88.9 mm 非準(zhǔn)鉆桿的鉆柱內(nèi)壓耗減少24%，有利于攜巖和提速。從2種鉆桿的壓耗分析來看，鉆頭壓降僅占1%，說明小井眼側(cè)鉆中采用水力破巖效果不明顯。

圖4 φ88.9mm鉆桿和φ73mm鉆桿攜巖排量與井深變化曲線Fig.4 Varetion curve of cuttings rate and well depth of φ 88.9 mm and φ73 mm drill pipes

圖5 φ73 mm標(biāo)準(zhǔn)鉆桿和φ88.9 mm非標(biāo)準(zhǔn)鉆桿壓耗分布對比Fig.5 Pressure loss distribution for φ73 mm standard drill pipes and φ88.9 mm non-standard drill pipes

2.4 側(cè)鉆水平井軌跡控制

2.4.1 側(cè)鉆井段鉆具組合

側(cè)鉆開窗之后，采用單彎螺桿復(fù)合鉆進(jìn)控制井斜鉆出開窗點(diǎn)30 m以上，待GT（重力和）、BT（地磁強(qiáng)度）值穩(wěn)定后再進(jìn)行定向鉆進(jìn)。

選取鉆具組合：φ118 mm鉆頭+φ 95 mm 1.5°單彎螺桿+φ 100 mm 配合接頭+φ 105 mm 回壓閥+φ 104 mm定向接頭+φ 89 mm 無磁加重鉆桿×1+φ 88.9 mm加重鉆桿×18+φ 88.9 mm 鉆桿。鉆井參數(shù)：鉆壓為20～30 kN，泵壓為16～18 MPa、平均泵排量為8 L/s。

2.4.2 斜井段鉆具組合

斜井段采用φ 95 mm×1.5°螺桿造斜，井眼造斜率平均約為19°/30 m，井眼曲率取決于井底井斜（表2）。

表2 不同井底井斜下1.5°螺桿井眼曲率Table2 Curvature of 1.5°screw hole with different bottom-hole inclination

選取鉆具組合：φ118 mm鉆頭+φ 95 mm 1.5°（φ 95 mm 2°）單彎螺桿+φ 100 mm配合接頭+φ 105 mm浮閥+φ 104 mm 定向接頭+φ 89 mm 無磁加重鉆桿×1根+φ 88.9 mm 鉆桿×（若干）+φ 88.9 mm 加重鉆桿×18根+φ 88.9 mm 鉆桿。鉆井參數(shù)：鉆壓為20～50 kN，泵壓為16～19 MPa，泵排量為7～8 L/s。

2.4.3 水平段鉆具組合

鉆具組合：φ 118 mm鉆頭+φ95 mm1.25°（φ95 mm1.5°）單彎螺桿+φ 100 mm配合接頭+φ 105 mm浮閥+φ 104 mm 定向接頭+φ 89 mm 無磁加重鉆桿×1+φ 88.9 mm 加重鉆桿×1+φ 88.9 mm 鉆桿若干+φ 88.9 mm 加重鉆桿×18+φ 88.9 mm 鉆桿。鉆井參數(shù)：鉆壓為30～50 kN，泵壓為21～23 MPa，泵排量為6.3～6.8 L/s。

2.5 鉆井液配方體系

根據(jù)蘇里格氣田側(cè)鉆井段的地層特征，研發(fā)了具有防坍塌和儲層保護(hù)的氨基聚醇強(qiáng)抑鉆井液配方體系，配方為：1.5%CAP-1+1%SMP-2+0.3%CMC（PAC）+0.5%HL-60+0.2%NaOH+0.5%CMS+4-5%QS-4+10-15%KCl+10%WT-1。

鉆井液配方中的CPA-1（陽離子型封堵劑）對于黏土水敏的抑制性最好，KC1（氯化鉀）次之。鉆井液中的無機(jī)鹽既可以提高體系的液相密度，又可降低濾液活度和地層的水化程度，有利于地層穩(wěn)定。在鉆井液中添加SMP（磺甲基酚醛樹脂）及CMC（羧甲基纖維素納）可對濾餅質(zhì)量進(jìn)行改善，使濾餅的致密性、可壓縮性增強(qiáng)。該鉆井液體系下的泥餅質(zhì)量好且抑制性強(qiáng)，能對油氣層起到一定的保護(hù)作用。應(yīng)用效果如表3所示。

表3 常規(guī)條件下鉆井液巖心傷害性評價Table3 Core damage assessment of drilling fluids under conventional conditions

2.6 完井管柱工藝

采用外加厚+平式組合油管+外徑小規(guī)格裸眼封隔器的完井方式，管柱組合為：φ73 mm+φ88.9 mm+φ110.4 mm（圖6）。單井分段壓裂平均為5段，平均加砂量40 m3，平均砂液比22.3，平均泵注排量為3 m3/min。

結(jié)合測井及錄井?dāng)?shù)據(jù)資料，優(yōu)選儲層物性特征較好、氣測結(jié)果好的井段作為射孔壓裂的起裂點(diǎn)。封隔器應(yīng)有穩(wěn)定的坐封位置：含泥質(zhì)砂巖段、電性差井段、井徑變化小井段、鉆時較長井段。應(yīng)減小卡封起裂段長度，以便形成單一裂縫[17]。

表4 蘇里格氣田側(cè)鉆水平井技術(shù)Table4 Sidetracking drilling for horizontal wells in Sulige gas field

圖6 裸眼封隔器分段壓裂施工管柱Fig.6 Pipe string of open-hole packer fracturing

3 應(yīng)用效果及經(jīng)濟(jì)效益評價

3.1 應(yīng)用效果

截至目前，形成了一體化開窗+裸眼完井+小直徑裸眼封隔器壓裂改造的側(cè)鉆水平井技術(shù)模式（表4），平均水平段長640 m，平均井深為4 200 m，平均鉆井周期由最初的100 d縮短至33 d，鉆井技術(shù)基本配套。

投產(chǎn)27口井，預(yù)測最終累采氣3 100×104m3（15 a），內(nèi)部收益率為15.6%，投資回收期4.8 a，取得了預(yù)期效果。隨著配套技術(shù)完善，側(cè)鉆技術(shù)在剩余氣挖潛中的優(yōu)勢將進(jìn)一步突顯。

3.2 經(jīng)濟(jì)性分析

蘇36-X井的實例對比分析表明：對比當(dāng)前的水平井鉆井成本，采用小井眼側(cè)鉆水平井可節(jié)省費(fèi)用達(dá)到了22%，如果側(cè)鉆水平井鉆完井工藝的配套應(yīng)用更加完善，可節(jié)省成本50%。

4 結(jié)論及認(rèn)識

1）針對蘇里格氣田的鉆進(jìn)工藝特點(diǎn)，提出的井筒處理工藝技術(shù)、鉆具優(yōu)化組合、井眼軌跡控制及完井配套工藝技術(shù)能夠有效地滿足鉆井工藝需求，確保小井眼側(cè)鉆的順利實施。

2）現(xiàn)場投產(chǎn)的27口井，單井產(chǎn)量由側(cè)鉆前的0.3×104m3/d 提高到側(cè)鉆后的2.2×104m3/d，單井綜合費(fèi)用僅為直井的1.5倍，巖屑量比常規(guī)井減少90%，側(cè)鉆水平井技術(shù)能有效挖潛剩余氣資源，提高經(jīng)濟(jì)效益。

3）建議嘗試采用120.65 mm的井眼完鉆，進(jìn)一步降低小井眼側(cè)鉆水平井循環(huán)壓耗，為提高排量和增加井眼凈化程度提供有效手段。