鄂南致密砂岩油藏水平井钻完井技术优化研究

2015-12-28田绘杰张永清王惠文

重庆科技学院学报（自然科学版） 2015年1期

田绘杰张永清王惠文

(1.中石化华北分公司工程技术研究院钻井完井所，郑州 450000;2.中石化中原石油工程公司钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001)

根据我国油藏的储层分类标准:空气渗透率在(1～10)×10-3μm2为特低渗储层，空气渗透率小于1×10-3μm2为超低渗储层(油气储层评价方法SY/T6285-2011)，特低渗储层和超低渗储层均属于非常规油气资源。华北分公司鄂南致密砂岩油藏的空气渗透率普遍小于0.5×10-3μm2，属于超低渗储层。目前鄂南致密砂岩油藏的水平井开发过程中采用过4种完井方式和4种井身结构，以及不同的配套钻完井技术，在生产过程中各技术体系也都存在着各自的优缺点，其中水平段固井完井二级井身结构钻完井技术相对于其他技术而言具有明显的优势，并能有效地解决实际生产过程中出现的诸多问题。

1 鄂南致密砂岩钻完井技术难点分析

鄂南致密砂岩油藏的水平井开发过程中钻完井技术主要存在的问题:

(1)现有的完井方式起裂位置难以控制，后期治理困难。鄂南致密砂岩油藏开发初期水平井主要采用裸眼封隔器分段压裂和水力喷射分段压裂。其中裸眼封隔器分段压裂就是在相应位置下入水力座封式封隔器，在需要改造的对应位置下入滑套，封隔器与滑套连接成管柱串，施工时投球依次打开滑套，从而实现分段压裂。裸眼封隔器和水力喷射分段压裂适合于水平段裸眼完井，具有充分暴露储层和费用低廉的优点，但是存在起裂位置无法控制，后期油井综合治理困难等问题。实际生产中由于致密砂岩油藏目的层易出水，找堵水困难，并且产量递减非常快，改造治理的问题变得愈加突出。

(2)目前采用的三级井身结构不合理，机械钻速低，成本高昂，钻完井周期较长。目前，鄂南致密砂岩油藏针对裸眼完井的水平井均采用三级井身结构，该井身适合于裸眼完井，但是对于水平段固井完井的水平井而言则显得结构复杂，成本昂贵，并且机械钻速慢，钻井周期长。例如，井深3 000 m水平段长1 000 m的三级井身结构水平井平均机械钻速约为7 m/h，钻井周期约为48 d，仍有提速空间。

(3)钻遇地层不稳定，对钻井液防塌性能要求高。鄂南致密砂岩油藏钻遇地层多为泥岩、砂质泥岩或者泥质砂岩，水敏性极强，易吸水膨胀发生井壁坍塌现象。鄂南红河油田和泾河油田30%以上的水平井存在井漏或者卡钻等复杂情况。

针对以上难点，我们主要从完井方式优化、井身结构设计、钻完井液和套管安全下入几个方面进行了优化研究，从而形成了一套适合鄂南致密砂岩油藏有效开发的水平井钻完井技术体系。

2 完井方式的优化

鄂南致密砂岩油藏裸眼完井水平井目的层易出水，找堵水困难，且由于产量递减速率较快，改造治理困难，针对这些问题，在完井方式方面进行了优选，并优选出了可钻桥塞分段压裂和连续油管带底封分段压裂2种水平段固井完井方式。可钻桥塞由非金属材质组成，压裂时作为桥塞对每一层进行分隔，实现水平井或者直井多级分段压裂;另外，通过特殊设计，该桥塞还具有单向导流的功能，可以实现压后的返排生产。连续油管带底封分段压裂则是从水平井末端开始，在相应油层位置利用连续油管及喷砂射孔器进行喷砂射孔，射孔后上提连续油管至垂直段，进行环空水力压裂，形成水力支撑裂缝，再采用高砂比混合砂塞封堵已压裂段，完成第一段压裂，然后利用连续油管探砂面并调整砂面，下放连续油管至第二射孔井段，进行射孔、套管环空压裂及砂塞封堵，以此反复，完成水平段压裂施工。

可钻桥塞和连续油管带底封分段压裂适合于水平段固井完井，具有压裂起裂位置明确，压后即可实现井筒全通径、固井完井，便于后期治理等优点，能够有效地解决油井后期综合治理的问题。2013年下半年至今鄂南致密砂岩油藏完钻水平井70余口，均采用水平段固井完井，且应用效果较好。

3 井身结构的优化

鄂南致密砂岩油藏储层埋深处于400～2 500 m不等，从上到下依次钻遇第四系全新统、白垩系罗汉洞组、环河组、华池组、洛河宜君组、安定组、直罗组、延安组和三叠系延长组，目的层均为三叠系延长组，地层压力系数在0.8～1.1之间，属于常温常压系统。第四系黄土层具有结构疏松、承压能力较低、渗透能力较强等特点，钻井过程中易漏、易垮，在井身结构设计中为一开必封井段。

开发初期鄂南致密砂岩油藏水平井采用水平段裸眼完井。对于水平段裸眼完井的水平井，原井身结构为一开采用Φ374.7 mm钻头，下Φ273 mm套管封固第四系黄土层;二开采用Φ241.3 mm钻头钻至A点，下Φ177.8 mm技术套管固井;三开水平段采用Φ152.4 mm钻头钻至B靶点，裸眼完井井身结构见表1。

表1 裸眼完井井身结构

该井身结构共应用250余口井，应用过程中发现二开造斜井段机械钻速过慢，平均机械钻速约为3 m/h。经过钻井参数优化仍然无法显著提高机械钻速，于是对其进行井身结构优化，将二开造斜井段尺寸改为 Φ215.9/Φ222.3 mm钻头钻至 A点，下Φ177.8 mm技术套管固井，裸眼完井复合井身结构见表2。其中Φ222.3 mm钻头实验2口井，由于效果不如Φ215.9 mm钻头，后期均采用二开造斜段Φ215.9 mm钻头复合井眼裸眼完井，该井身结构已应用于200余口井。

表2 裸眼完井复合井身结构

由于后期治理困难，鄂南致密砂岩油藏水平井完井方式优化为水平段固井，原先的三级井身结构较复杂，成本高，并且机械钻速较慢，钻井周期较长。针对这种情况，再次对井身结构进行了优化，优化为二级井身结构，一开采用Φ311.2 mm钻头钻穿第四系，下入Φ244.5 mm表层套管封固黄土层;二开采用Φ215.9 mm钻头一次钻完水平段，下入Φ139.7 mm套管，技术套管兼做生产套管使用，固井完井井深结构见表3。

表3 固井完井井身结构

截止到2014年4月，该井身结构在鄂南已应用于70余口井，平均机械钻速较三级井身结构水平井提高了5%，钻井周期缩短了10%。

4 钻井完井液的优化

根据鄂南致密砂岩油藏地层特点，钻完井液必须具有稳定井壁、减少储层损害和利于保护油层的特点。鄂南致密砂岩油藏的开发过程中采用钾铵基聚合物钻井完井液体系，该体系具有以下几方面的优点:(1)具有良好的抑制性和携岩能力，性能易于调节，对储层的伤害深度小、渗透率恢复值高;(2)能够改善井下数据采集环境，有利于发现和识别气层;(3)能够有效地提高机械钻速，缩短钻井周期;(4)钾铵基聚合物钻井完井液一液两用，同时具有钻井液和完井液的优点;(5)成本低廉。由于以上诸多优点，钾铵基聚合物钻完井液体系非常适合致密砂岩油藏的开发应用。具体配方及性能参数见表4和表5。

表4 水平段裸眼完井分段钻井液配方

水平段裸眼完井和固井完井在钻井完井液方面主要区别是应用的井段长度和层位不同，所以对钻井完井液的性能也提出了不同的要求。随着水平段固井完井方式和井身结构的优化，二开裸眼井段的增加，加大了井漏、井塌的风险，所以钻井过程中要进一步严格控制钻井完井液的性能，同时也要制定相应的防漏和堵漏技术对策。

针对该情况，鄂南致密砂岩油藏水平段固井完井水平井防漏堵漏的原则是:

(1)一开钻进黄土层时配制较高黏度的泥浆，控制钻进速度，以减少环空钻井液当量密度，降低压漏黄土层的几率。若发生漏失，则及时加入复合堵漏剂和单封等堵漏材料进行堵漏。

(2)无论哪个层位发生漏失，均应先采取随钻堵漏的办法，如果没有效果再采用复配材料进行静止堵漏。

(3)当出现井口失返性漏失时，应首先上提钻具静置一段时间，然后再开泵循环进行试漏，如果有部分返出采取复配静堵的办法;若仍然完全失返则要考虑选择合适的堵漏材料，或者注水泥进行封堵。

表5 水平段裸眼完井钻完井液性能参数

5 套管安全下入技术优化

完井方式和井身结构的变化也给套管下入和水平段固井质量带来了一定的难点。水平段固井完井水平井面临的难点主要表现在以下2个方面:

(1)大位垂比水平井套管下入困难。鄂南油区水平井储层垂深从400～2 500 m均有分布，水平段均在800～1 200 m之间，某些井位垂比相对较大(高达3∶1)，对于大位垂比井而言套管自身重量无法推动套管下行，导致井口加压困难，例如鄂南洛河油田ZF47P1井由于位垂比较大，发生“竖旗杆”现象。

针对套管下入困难的水平井而言，除了保证井眼质量，认真通井，充分清洗井眼之外，还研制了下套管专用工具，并且应用了漂浮下套管和套管抬头下套管技术。

(2)长水平段水平井固井质量难以保证。水平段在1 000 m以上的长水平段水平井，套管下入过程中套管在自身重力作用下易靠近井壁下侧，引起套管偏心，严重影响岩屑携带和注水泥驱替效果，加剧套管磨损。2013年下半年红河油田水平段固井完井的水平井水平段固井质量优良率仅为80%。

针对长水平段水平井下套管的问题，扶正器的类型和加放位置的选择是关键。除尽可能选择高弹性比例常数的扶正器之外，还应考证扶正器安装位置的合理性，选择最优间距，使扶正器所受的侧向合力尽可能地减小。

6 不同钻完井方式在鄂南致密砂岩油藏中的应用

红河油田分布于甘肃镇原、泾川、崇信三县，构造位置处于鄂尔多斯盆地西缘天环向斜的南段，是中石化华北分公司的主要油区。在HH12P142井应用了水平段固井完井可钻桥塞分段压裂工艺，该井是红河油田第一口水平段固井完井的水平井。临井HH12P38井为复合井眼三级井身结构，采用裸眼封隔器分段压裂完井。两井位置相邻，完井方式和井身结构不同。两井钻井情况及产量对比见表6。