渤海A油田瘦身井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化與應(yīng)用

王興起，李莊威，胡國(guó)金，李大偉，韓東東

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司（天津 300459）

2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司（天津 300459）

近年來，渤海油田的勘探開發(fā)形勢(shì)發(fā)生較大變化，已開發(fā)老油田穩(wěn)產(chǎn)困難重重，整裝優(yōu)質(zhì)新油田越來越少。渤海A油田構(gòu)造破碎，東西跨度大，含油層系多，流體分布復(fù)雜，單井產(chǎn)量低，是渤海油田現(xiàn)階段開發(fā)油田的典型代表。該油田油藏條件復(fù)雜，開發(fā)成本高，同時(shí)大部分油藏位于生態(tài)紅線區(qū)內(nèi)，平臺(tái)設(shè)置位于海洋生態(tài)紅線區(qū)邊界，要求鉆完井作業(yè)全過程零排放。為提升油田整體開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益，全面推廣瘦身井，實(shí)現(xiàn)鉆井作業(yè)的提速、提效勢(shì)在必行。

1 渤海A油田原井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

1）隔水導(dǎo)管。采用錘入法下入隔水導(dǎo)管，在安裝導(dǎo)管架時(shí)一起錘入，設(shè)計(jì)隔水導(dǎo)管入泥深度50 m（錘到持力層，并滿足井口支撐要求）。隔水導(dǎo)管規(guī)格為：?jiǎn)瓮矄尉x用Φ609.6 mm、X52、25.4 mm壁厚，單筒雙井選用Φ914.4 mm、X52、25.4 mm壁厚。

2）表層套管。該井段采用Φ406.4 mm井眼，下入Φ339.7 mm表層套管。為平衡各井段的難度，下一層次Φ311.15 mm井段大于2 800 m或水垂比大于2的井Φ339.7 mm表層套管下深至800 m，其他井Φ 339.7 mm表層套管下深至400 m。

3）生產(chǎn)套管。完鉆井深小于3 200 m定向井采用Φ311.15 mm井眼，Φ244.475 mm套管下深至完鉆井深。完鉆井深大于3 200 m定向井，Φ244.475 mm套管下深至海拔垂深-850 m，增加一層次Φ215.9 mm井段，Φ177.8 mm套管下深至完鉆井深。

2 渤海A油田井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1 瘦身井優(yōu)選原則

在渤海A油田開發(fā)過程中，為最大限度實(shí)現(xiàn)提速減排，全面推廣應(yīng)用瘦身井井身結(jié)構(gòu)。要求井深小于3 200 m且水垂比小于2.5的井全部瘦身，總作業(yè)井?dāng)?shù)23口，計(jì)劃瘦身井?dāng)?shù)22口。

2.2 井眼瘦身方案

隔水導(dǎo)管下入方案不變。兼顧考慮大斜度井套管下入風(fēng)險(xiǎn)，井眼尺寸由Φ406.4 mm井眼（Φ 339.7 mm表層套管）+Φ311.15 mm井眼（Φ244.475 mm生產(chǎn)套管）優(yōu)化為Φ311.15 mm井眼（Φ273.05 mm表層套管）+Φ241.3 mm井眼（Φ177.8 mm生產(chǎn)套管）（圖1）。

圖1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化示意圖

2.3 表層套管下深方案

為平衡各尺寸井段作業(yè)難度，并為后期側(cè)鉆預(yù)留空間，加深表層套管下深至600、800、1 000、1 200 m。優(yōu)化方案如下：?jiǎn)瓮搽p井表層套管下深為400 m，4口井；完鉆井深小于2 400 m的井，表層套管下深為600 m，共9口井；完鉆井深大于2 400 m且水垂比小于2的井，表層套管下深為800 m，共6口井；水垂比大于2的井，表層套管下深為1 000、1 200 m，共3口井。

2.4 后期側(cè)鉆方案設(shè)計(jì)

1）原井位附近側(cè)鉆。側(cè)鉆點(diǎn)位于原井位附近并且低于泵掛深度時(shí)，在Φ177.8 mm生產(chǎn)套管開窗側(cè)鉆，側(cè)鉆井眼為Φ152.4 mm擴(kuò)眼至Φ177.8 mm，下入Φ139.7 mm生產(chǎn)套管，可以實(shí)現(xiàn)套管內(nèi)分層及充填防砂作業(yè)，滿足完井生產(chǎn)要求（圖2）。

圖2 Φ177.8 mm生產(chǎn)套管開窗側(cè)鉆

2）遠(yuǎn)井地帶側(cè)鉆。側(cè)鉆點(diǎn)位于遠(yuǎn)井地帶時(shí)，在Φ339.7 mm表層套管開窗側(cè)鉆。具體的側(cè)鉆方案為切割回收原Φ177.8 mm生產(chǎn)套管，實(shí)施Φ339.7 mm表層套管開窗側(cè)鉆；側(cè)鉆后井眼為Φ241.3 mm井眼，下Φ177.8 mm套管；當(dāng)存在下一層井身結(jié)構(gòu)時(shí)，可鉆Φ152.4 mm井眼并擴(kuò)眼至Φ177.8 mm，下入Φ 139.7 mm生產(chǎn)套管（圖3）。

圖3 Φ339.7 mm表層套管開窗側(cè)鉆

施工要求：遠(yuǎn)井地帶側(cè)鉆基礎(chǔ)為加深表層套管下入深度，預(yù)留側(cè)鉆空間，優(yōu)化后的表層套管下深方案可以滿足要求；固井作業(yè)水泥漿量需精確計(jì)算，精準(zhǔn)控制水泥返高，便于后續(xù)Φ177.8 mm套管回收，縮短棄置周期。

3 配套鉆井提速措施

在鉆井作業(yè)過程中，為及時(shí)清除在下井壁形成的巖屑床，保證井眼的清潔，防止卡鉆等井下事故發(fā)生，并讓套管順利下至設(shè)計(jì)深度，通常會(huì)采取短起下鉆的施工措施。短起下鉆所用時(shí)間約占整個(gè)鉆井周期的30%，嚴(yán)重制約著油田的提速增效。為進(jìn)一步提高鉆井作業(yè)效率，A油田在使用瘦身井井身結(jié)構(gòu)的前提下開展了零短起作業(yè)模式實(shí)踐，在完鉆后保證充足的鉆井液循環(huán)時(shí)間，清潔井眼的同時(shí)調(diào)整鉆井液性能，之后起鉆至井口進(jìn)行下套管作業(yè)。

3.1 井眼清潔措施

1）高鉆井液環(huán)空返速。通過井眼瘦身，實(shí)現(xiàn)了井眼與鉆具環(huán)空鉆井液返速增大，避免了巖屑床的大量形成。在使用Φ139.7 mm鉆桿情況下，一開井眼尺寸由Φ406.4 mm優(yōu)化為Φ311.15 mm，泵排量保持4 000 L/min不變，環(huán)空返速由0.59 m/s增加至1.11m/s；二開井眼尺寸由Φ311.15 mm優(yōu)化為Φ241.3mm，泵排量由4 000 L/min降至2 600 L/min，環(huán)空返速由1.11 m/s增加至1.42 m/s，較高的鉆井液環(huán)空返速更有利于巖屑的攜帶，從水力參數(shù)上保證了井眼的清潔。同時(shí)Φ241.3 mm井眼的使用為井眼與生產(chǎn)套管提供了足夠的環(huán)空間隙，以利于生產(chǎn)套管的下入及固井質(zhì)量。

2）巖屑濃度及ECD參數(shù)控制。A油田井下定向井儀器的最大耐受排量為2 800~2 900 L/min；鉆進(jìn)過程使用常規(guī)螺桿鉆具，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速取值70 r/min；使用Φ139.7 mm鉆桿；鉆頭水眼為7個(gè)Φ14.29 mm。

在現(xiàn)場(chǎng)施工過程中，為保證井眼清潔度，設(shè)定2 000 m以上井段控制巖屑濃度小于5%、2 000 m以下井段控制巖屑濃度小于3%，通過控制最高機(jī)械鉆速及底部鉆具組合中的測(cè)井工具所測(cè)得的ECD值，實(shí)現(xiàn)對(duì)井內(nèi)巖屑濃度的控制。

經(jīng)過Landmark軟件模擬，2 000 m以上井段控制巖屑濃度小于5%，可允許最大機(jī)械鉆速為145~190 m/h，泵壓10~16 MPa，允許最大井底ECD值為1.362 3~1.443 1 g/cm3；2 000 m以下井段控制巖屑濃度小于3%，可允許最大機(jī)械鉆速為ROP 115 m/h，泵壓13~19 MPa，允許最大井底ECD值為1.413 8~1.432 4 g/cm3，見表1。

表1 機(jī)械鉆速、井底ECD值與井內(nèi)巖屑濃度關(guān)系

3）鉆井液提切劑的優(yōu)選。鉆井液是否具備良好的流變性，以便將井筒內(nèi)產(chǎn)生巖屑及時(shí)運(yùn)移至地面是實(shí)現(xiàn)零短起模式的關(guān)鍵。A油田鉆井作業(yè)前研選高效提切劑，優(yōu)化配方實(shí)現(xiàn)鉆井液低黏度高切力。以改進(jìn)型PEC鉆井液作為基漿，分別加入BIOVIS、VIS-B和PF-XC評(píng)價(jià)增黏效果，在同為2%的加量下，VIS-B的黏度最大，BIOVIS和PF-XC的黏度相差不大，如圖4所示。但是，相較VIS-B和PF-XC兩種增黏降濾失劑，BIOVIS能夠更好地兼顧提黏切和降低濾失量的作用，如圖5所示。在BIOVIS0.3%加量下，體系動(dòng)塑比YP/PV=0.65＞0.6，Φ6=10 mPa·s＞8 mPa·s，API濾失量=2.6 mL＜4 mL，失水較低，而且其具有更寬的加量調(diào)控范圍，更適合現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)加料操作。在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用中，實(shí)現(xiàn)漏斗黏度55 s情況下Φ3/Φ6由4/7 mPa·s提高到8/10 mPa·s，動(dòng)切力YP=12~15 Pa，巖屑返出情況良好。

圖4 2%加量各處理劑指標(biāo)

圖5 各處理劑加量與失水量關(guān)系

3.2 旋轉(zhuǎn)下套管工具備用技術(shù)

套管能否順利下至設(shè)計(jì)深度往往決定著鉆井作業(yè)的成功與否，零短起作業(yè)模式在縮短鉆井作業(yè)周期的同時(shí)，也在一定程度上增加了下套管不到位的風(fēng)險(xiǎn)。為確保套管的順利下入，結(jié)合渤海常用的頂驅(qū)下套管工具，創(chuàng)新應(yīng)用了旋轉(zhuǎn)下套管工具備用措施（圖6）。

圖6 旋轉(zhuǎn)下套管工具備用示意圖

目前渤海常用的旋轉(zhuǎn)下套管工具主要有兩種，分別通過液壓方式和機(jī)械方式控制牙板咬緊套管，牙板咬緊套管后，旋轉(zhuǎn)頂驅(qū)上扣。套管扣上緊后上提套管串，提出套管卡瓦，下放套管串。使用旋轉(zhuǎn)下套管工具，遇阻時(shí)可直接開泵循環(huán)或旋轉(zhuǎn)套管，第一時(shí)間處理套管阻卡，但操作步驟多，相對(duì)耗時(shí)。

旋轉(zhuǎn)下套管工具在連接套管時(shí)，相比傳統(tǒng)套管鉗緊扣方式慢。為了保證套管的順利到位，通過對(duì)旋轉(zhuǎn)下套管工具進(jìn)行研究，創(chuàng)新結(jié)合兩種下套管模式。通過加工適合長(zhǎng)度的吊環(huán)，配合使用可劃眼浮鞋及高抗扭套管扣，實(shí)現(xiàn)采用傳統(tǒng)模式進(jìn)行緊扣并下放套管串，遇阻時(shí)隨時(shí)切換，采用頂驅(qū)下套管模式，既保證了下套管時(shí)效，又能第一時(shí)間處理套管阻卡。

3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

通過零短起作業(yè)模式實(shí)踐，18口井實(shí)現(xiàn)二開Φ 241.3 mm井段無短起下鉆，直接下套管到位，累計(jì)節(jié)約鉆井工期37.36 d。

4 配套完井生產(chǎn)工藝

A油田22口瘦身井均采用Φ177.8 mm、23 lb/ft（1 lb/ft=1.49 kg/m）生產(chǎn)套管，該尺寸生產(chǎn)套管難點(diǎn)在于實(shí)現(xiàn)分采。使用Y型電泵分采管柱生產(chǎn)的關(guān)鍵點(diǎn)在于生產(chǎn)套管內(nèi)徑小，必須保證有足夠的空間允許井下工具通過。Y接頭、電泵機(jī)組以及旁通管尺寸的選擇通常是難點(diǎn)所在。并且由于生產(chǎn)管柱的整體尺寸減小，也會(huì)限制單井的日產(chǎn)油量。

4.1 電泵、電機(jī)配套方案

該油田的地質(zhì)油藏?cái)?shù)據(jù)顯示，18口生產(chǎn)井平均配產(chǎn)70 m3/d，最大配產(chǎn)120 m3/d，設(shè)計(jì)電泵最大下入深度900 m。通過現(xiàn)有泵與電機(jī)配套方案的對(duì)比分析，采用338系列泵+375電機(jī)組合方式可滿足生產(chǎn)要求，見表2。

表2 電泵、電機(jī)配套方案參數(shù)對(duì)比

電機(jī)外徑與旁通管外徑之和，與生產(chǎn)套管內(nèi)徑之間的間隙大小不應(yīng)小于6 mm。表3是配合375系列電機(jī)可以選用的旁通管尺寸，可見3種尺寸的旁通管均可滿足生產(chǎn)需要。為保證旁通管的抗拉性能，并能夠通過鋼絲作業(yè)實(shí)現(xiàn)滑套的開關(guān)動(dòng)作，推薦選用Φ60.32 mm的旁通管。

表3 配套旁通管參數(shù)對(duì)比

4.2 分采管柱推薦方案

生產(chǎn)管柱采用Φ73.025 mm油管+155Y接頭+Φ 60.32 mm旁通管+Φ41.275 mm滑套，可實(shí)現(xiàn)分采；采用338系列泵+375電機(jī)組合方式可實(shí)現(xiàn)最大配產(chǎn)310 m3/d，滿足生產(chǎn)要求。

5 結(jié)論

1）通過22口瘦身井井身結(jié)構(gòu)的應(yīng)用，減少巖屑的回收量約4 300 t，同時(shí)節(jié)省套管、鉆井液、水泥等材料費(fèi)約2 300萬元，降低作業(yè)成本效果顯著。

2）瘦身井井身結(jié)構(gòu)可實(shí)現(xiàn)Φ177.8 mm生產(chǎn)套管內(nèi)的完井分采，通過配套鉆井提效措施，22口井較設(shè)計(jì)鉆井工期提速63%。對(duì)于經(jīng)濟(jì)效益較低的油藏條件復(fù)雜油田，具有很好的推廣價(jià)值。