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    江蘇油田花頁3HF井高效開發(fā)技術集成*

    2022-12-30 04:44:28謝鑫竇正道付成林王媛媛楊小敏
    石油石化節(jié)能 2022年12期
    關鍵詞:開窗井眼水泥漿

    謝鑫 竇正道 付成林 王媛媛 楊小敏

    (中石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院)

    江蘇油田經(jīng)過多年開發(fā),常規(guī)油氣資源開發(fā)越來越難,資源接替已成為首要問題。2021年在首口頁巖油重點探井花頁1HF井施工投產(chǎn)后,取得很好的經(jīng)濟效益。2022年油田在花莊區(qū)塊開展頁巖油示范區(qū)的建設,部署花頁3HF井,在總結(jié)花頁1HF井施工經(jīng)驗的基礎上,優(yōu)化井身結(jié)構(gòu),推廣優(yōu)快鉆井技術、長水平段固井技術,研發(fā)75∶25油基鉆井液體系等,保障該井順利實施。形成了頁巖油高效鉆井集成技術,對示范區(qū)的建設具有重要意義。

    1 存在問題

    1)井壁穩(wěn)定性差,鉆井施工風險高。蘇北盆地阜寧組“七尖峰”、“四尖峰”地層破碎,裂縫發(fā)育,極易垮塌。鄰井巖心和巖屑的礦物組分分析可知,阜二段黏土礦物約25.5%,脆性型礦物在76.8%左右,巖心水化作用明顯,自然存放24 h后,巖心即散成小破碎。

    2)施工周期長,頁巖周期性垮塌風險高。在已鉆鉆井中,鹽城1側(cè)井鉆井工藝不配套,增加鉆井周期20余天,導致頁巖周期性垮塌?;?井因取芯周期過長(32 d),導致井眼垮塌掉塊。機械鉆速在5 m/h左右,鉆井周期在40 d左右,增加那讀組垮塌風險。

    3)軌跡調(diào)整頻繁,頁巖垮塌風險高。為滿足尋找地質(zhì)和工程“甜點”的需要,軌跡調(diào)整困難,導致頁巖地層更易垮塌。其中鹽城1側(cè)井由于水平段軌跡多次調(diào)整,引起鉆具托壓嚴重、摩阻增大等因素,造成鉆具疲勞損壞而斷裂,在長時間處理復雜時,井眼嚴重垮塌。

    2 高效開發(fā)集成技術

    針對江蘇油田頁巖油鉆井目前存在問題,采用井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術,高效鉆頭+LWD地質(zhì)導向鉆井技術+高壓噴射、井眼軌跡設計和控制技術、75∶25油基鉆井液體系及長水平段固井技術等系列技術,形成了頁巖油高效鉆井的優(yōu)化集成技術。

    2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術

    頁巖油已鉆井花頁1HF井的鉆井結(jié)構(gòu)為:一開406 mm鉆頭鉆至400 m左右,下入339.7 mm套管;二開311.1 mm鉆頭在導眼井中鉆至3 120 m,采用裸眼側(cè)鉆的方式,鉆至3 780 m左右,下入244.5 mm套管;三開215.9 mm鉆頭,下入139.7 mm套管。雖然采用技術套管封住了“七尖封”和“四尖峰”易垮塌地層,但是311.1 mm井眼需大井眼定向,鉆速慢,實鉆中平均鉆速僅2.03 m/h[1-3]。

    花頁3HF井采用導眼井+側(cè)鉆水平井的施工方式。在前期鉆井施工經(jīng)驗的基礎上,技術套管下至直井段,減少大井眼井段,減少套管使用和泥漿材料的消耗。導眼井:一開采用406 mm鉆頭鉆至400 m左右,下入339.7 mm套管;二開采用311.1 mm鉆頭鉆至3 550 m左右,下244.5 mm套管;三開采用215.9 mm鉆頭鉆至4 025 m,裸眼完井。側(cè)鉆水平井:采用215.9 mm鉆頭在井深3 450 m處開窗側(cè)鉆,鉆至井深5 890 m完井,下入139.7 mm套管。采用在技術套管內(nèi)下斜向器的側(cè)鉆方式,相比打水泥塞后側(cè)鉆,承壓能力強,可提高套管開窗成功率。同時采用油基鉆井液,避免不穩(wěn)定地層的垮塌。花頁1HF井身結(jié)構(gòu)見圖1,花頁3HF井身結(jié)構(gòu)見圖2。

    圖1 花頁1HF井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Huaye 1HF well structure

    圖2 花頁3HF井身結(jié)構(gòu)Fig.2 Huaye 3HF well structure

    2.2 244.5 mm大套管開窗技術

    施工前對導眼井開展井筒試壓,試壓參數(shù)為:壓力10 MPa,穩(wěn)壓10 min,壓降不超過0.5 MPa。采用刮管器鉆具組合,在井深3 450 m的開窗點附近,多次重復刮管,大排量循環(huán)井筒干凈。采用陀螺儀確定斜向器方位,座封后,采用銑錐加鉆柱銑的組合鉆具,實現(xiàn)一體化的開窗和修窗,節(jié)約施工時間,僅0.3 d即實現(xiàn)成功開窗。開窗后采用1.5°大彎度螺桿,提高造斜率,保障井眼快速偏離老井,防止鉆頭在環(huán)空水泥環(huán)穿行。開窗鉆具組合見表1,開窗參數(shù)見表2。

    表1 開窗鉆具組合Tab.1 Combination of window drilling tools

    表2 開窗參數(shù)Tab.2 Window parameter

    2.3 優(yōu)化高效鉆頭+LWD地質(zhì)導向+高壓噴射鉆井技術

    在定向段使用215.9 mm的混合鉆頭KMD1652ADGR,配合高效螺桿,采用127 mm和139.7mm的組合鉆桿,降低泵壓。鉆井參數(shù):排量為35 L/s,鉆壓為120 kN,泵壓為22 MPa,平均機械鉆速達3.22 m/h,比花頁1HF井大井眼定向段鉆速提高57.8%。在水平段鉆進中,使用FL1653JH尖峰PDC鉆頭,配合高效螺桿,采用127 mm和139.7 mm的組合鉆桿,排量為32 L/s,鉆壓為100 kN,泵壓為24 MPa,平均機械鉆速達8.65 m/h,比花頁1HF井水平段平均鉆速5.45 m,提高77.1%,單只鉆頭最大進尺達1 550 m。其中在5 512~5 890 m平均鉆速達到11.46 m/h。花頁3HF井側(cè)鉆采用3個鉆頭鉆完進尺2 440 m,相比花頁1HF井使用鉆頭4個鉆完井進尺2 005 m,減少鉆頭使用25%。鉆頭使用情況見表3。

    表3 花頁1HF井三開、3HF井側(cè)鉆PDC鉆頭使用情況Tab.3 Use of PDC bits for triple-opening and lateral drilling of Huaye 1HF well and 3HF well

    2.4 井眼軌跡設計和控制技術

    采用“直-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)”的五段制剖面,第一段設計12°/100 m~15°/100 m低造斜率,增加軌跡調(diào)整余量,降低因?qū)嶃@中地質(zhì)復雜,導致靶點垂深突然調(diào)整,而帶來的井眼軌跡調(diào)整難度。第二段設計18°/100 m~20°/100 m高造斜率,滿足在實鉆靶點調(diào)整后,快速增斜的中靶需要。設計采用1.5°大彎度高效螺桿,配合使用有電阻率+GR短節(jié)的LWD地質(zhì)導向鉆具組合,增加水平段軌跡調(diào)整的能力,保證儲層鉆遇率[4-5]。

    2.5 油基鉆井液技術

    為解決蘇北盆地頁巖微裂縫發(fā)育、井壁失穩(wěn)突出、頁巖油氣儲層深、地層存在異常高壓等問題,滿足現(xiàn)場水平井施工要求,通過室內(nèi)研究,最終形成一套高密度75∶25油基鉆井液體系[6-7]。配方:白油+2.5%主乳化劑+1%輔乳化劑+0.8%潤濕劑+1.5%有機土+3%CaO+1.5%封堵劑+1.5%降濾失劑+CaCl2鹽水(CaCl2質(zhì)量分數(shù)為30%)+重晶石(加重至1.5 g/cm3)。添加劑:微納米封堵劑、QS等。

    從高溫高壓濾失以及PPT濾失結(jié)果來看,該油基鉆井液體系的濾失量僅為水基泥漿的50%,切力僅為水基泥漿的70%,封堵性能極強,且性能穩(wěn)定,對井壁穩(wěn)定以及儲層有很好保護效果。沙盤試驗曲線見圖3,高溫高壓濾失試驗見圖4。沉降穩(wěn)定性試驗見圖5可知,在120℃下分別靜置24 h至96 h后,其靜態(tài)沉降因子均小于0.6,說明該體系在120℃下具有良好的沉降穩(wěn)定性體系??顾衷囼炓妶D6可知,隨著含水率的增加,破乳電壓下降,當含水率在9%以內(nèi)時,其破乳電壓在600 V,故其抗水侵能力最大為8%~9%。

    圖3 沙盤試驗曲線Fig.3 Sandtable test chart

    圖4 高溫高壓濾失試驗Fig.4 High temperature and high pressure filtration test

    圖5 120℃沉降穩(wěn)定性試驗Fig.5 120℃sedimentation stability test

    圖6 抗水侵試驗Fig.6 Water invasion resistance test

    在花頁3HF井應用后,高溫高壓濾失量在小于3 mL,三開裸眼浸泡達35 d,井眼狀態(tài)穩(wěn)定,在鉆進、起下鉆、下套管作業(yè)中均正常。在性能調(diào)整中,加入適量微納米處理劑,對頁巖井壁穩(wěn)定起著至關重要的作用;通過膠液和油水比控制,可解決體系高密度帶來的沉降以及頁巖水平段攜巖問題;通過對乳化劑以及GaO加量控制,體系乳化穩(wěn)定和高溫穩(wěn)定性良好;保持體系中高濃度CaCl2鹽水,更有利用井壁穩(wěn)定。油基鉆井液實測性能見表4。

    表4 油基鉆井液實測性能Tab.4 Measured performance of oil-based drilling fluid

    2.6 長水平段固井技術

    花頁3HF井需多級大型高壓壓裂,易使水泥石完整性遭到破壞,導致環(huán)空密封失效,對水泥環(huán)物理性能要求較高。頁巖油水平井施工,固井工藝流程復雜,注入水泥漿量和替漿量均較大,施工壓力高,對施工配合、施工質(zhì)量和施工安全的要求高。設計采用雙凝雙密度水泥漿柱結(jié)構(gòu),領漿采用高強度中空玻璃微珠低密度彈韌性防氣竄水泥漿體系,密度1.50 g/cm3;尾漿采用彈韌性防氣竄水泥漿體系,密度1.90 g/cm3,確保壓穩(wěn)油氣層,防竄防漏。針對油基沖洗效率低的問題,采用“洗油沖洗液+加重洗油隔離液(密度1.43 g/cm3)”的前置液體系,保證井眼清洗效果和潤濕反轉(zhuǎn),以增強油基鉆井液頂替效率以及水泥石與一、二界面的膠結(jié)強度,同時兼具壓穩(wěn)油氣層功能[8-10]。沖洗液配方為15%~20%的洗油沖洗液+8%~10%的懸浮劑+加重隔離液,水泥漿配方見表5。

    表5 水泥漿配方Tab.5 Cement slurry formulation

    3 經(jīng)濟效果分析

    1)花頁3HF在應用集成優(yōu)快技術后,實鉆全井平均機械鉆速為6.22 m/h,比花頁1HF井的平均機械鉆速3.23 m/h,提速達100%。相比花頁1HF井,節(jié)約鉆井周期30 d,按70鉆機計算,鉆機日費12萬元計算,節(jié)約投資360萬元。

    2)按照70鉆機每天消耗5 t柴油計算,累計節(jié)約柴油150 t,減小了氮氧化物排放9.3 t,減少SO2排放0.6 t。

    4 結(jié)論與建議

    花頁3HF井的實施后,形成一系列頁巖油鉆井設計和施工的方法。

    1)設計優(yōu)化方面:技術套管下至造斜點以上,三開定向和水平段采用215.9 mm井眼,即可以減少大井眼井段,減少泥漿材料和套管的使用,又可以提高鉆速,降低周期。井眼軌跡采用先低造斜率,后高造斜率設計,可降低鉆進摩阻,增加軌跡調(diào)整余量[11]。

    2)提速方面:側(cè)鉆施工采用開窗和修窗一體化鉆井工藝,可節(jié)約開窗時間。定向段采用定向混合PDC鉆頭+高效螺桿+MWD鉆井工藝,水平段采用尖峰PDC鉆頭+LWD地質(zhì)導向+高壓噴射鉆井技術,配合油基泥漿,保障井眼穩(wěn)定,降低摩阻,提高機械鉆速,縮短鉆井周期。

    3)固井技術方面:采用雙凝雙密度膠乳防竄水泥漿體系,領漿采用高強度中空玻璃微珠低密度彈韌性防氣竄水泥漿體系,尾漿采用高密度彈韌性防氣竄水泥漿體系,配合高效驅(qū)油前置液,提高固井質(zhì)量,滿足壓裂需要。

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