同层侧钻水平井技术在埕北油田的应用

2019-02-27张羽臣李巍然刘长柱刘海龙林家昱

钻采工艺 2019年1期

张羽臣，李巍然，刘长柱，刘海龙，林家昱

(1 中海石油(中国)有限公司天津分公司 2中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司)

渤海油田是目前中国海上最大的油田，近年来原油产量持续超过3 000×104m3，成为我国第二大原油生产基地。随着油气开发进程加快，部分油田已经进入开发中后期，产量下降速度较快，且近年勘探难度逐渐增大，渤海油田急需解决稳产、增产难题。截至目前渤海油田低产低效井数约150口，关停井数近200口，低产低效井、关停井已成为制约油田稳油上产的关键因素。因此，为延长老油田寿命，盘活油井资产，钻完井专业需要丰富和创新技术手段，提出低成本油水井综合治理技术。埕北油田位于渤海西部海域，处在埕北低凸起的西端，其西南侧紧靠埕北凹陷，其油气层段集中在东营组上段和新近系馆陶组。为了挖掘埕北油田的潜力，改善油田开发效果，提高油气采收率，采用同层侧钻技术对埕北油田低效井进行治理。AX井是埕北油田A平台的一口调整井，为了恢复低效井AX井产能，进一步动用NgⅢ砂体的储量而设计的一口同层侧钻水平井。AX井完钻井深2 223 m，垂深1 413.02 m，割拔回收老井Ø215.9 mm水平裸眼段的部分Ø139.7 mm防砂管柱，注弃井及侧钻水泥塞，在Ø215.9 mm裸眼内侧钻，并在该侧钻点钻水平段完钻，裸眼段长394 m。该技术能够有效利用老井套管，减少施工井段，采用大井眼完钻，保证泄油面积，同时节省作业综合成本，延长海上老油田的生产寿命，取得较好的经济效益。

一、同层侧钻水平井作业主要技术难点

AX井Ø244.48 mm套管鞋上端选择位置割拔筛管，然后打水泥塞，选择在裸眼段侧钻水平新井眼。同层侧钻作业主要面临以下技术难点。

(1)老井低效原因分析。多重因素造成老井的产量下降，如储层伤害、筛管堵塞、防砂失效等，因此需要对老井低效原因进行准确的分析研究，否则治理效果难以保证[1-2]。

(2)防砂管柱切割打捞回收难度大。

(3)水平井弃井及侧钻水泥塞质量难以保证，且易卡钻。由于重力的影响，使得钻具总是会贴在下井壁，而水泥浆也总是会沿着下井壁一边前进，极易形成水泥浆在井筒内的“指进”现象，影响顶替效率，从而使得水泥塞的质量大打折扣，导致水泥强度不够而影响侧钻。Ø73.03 mm NU油管进入防砂管后，钻具与井眼环空间隙小，井内的泥砂、岩屑混合物、水泥浆和钻井液容易在小间隙处发生沉积，导致卡钻。水泥浆密度大于压井液密度，与地层形成一定压差，且下部钻具处于井眼低边，钻具与井眼之间的摩擦阻力较大，容易造成压差卡钻[3-4]。

(4)水平段储层砂岩有效钻遇率难以保证。该砂体存在一定的泥岩夹层，由于泥岩易水化膨胀、易坍塌，容易堵塞筛管，如果钻遇较长泥岩段，既影响产能，又影响油井寿命。

二、关键技术及实施要点

1.老井低效原因研究分析

1.1 储层评价落实

AX井在钻井之前，通过钻领眼AXP1井对该井储层厚度及发育情况进行了评价，评价表明，该储层厚度12 m左右，且储层发育良好，且周边生产井产量较好，因此判断该井储层没有问题。

1.2 老井低效原因分析

通过AX井水平段测井解释成果可知：该井油层砂岩有效段钻遇率低，共钻进344 m，其中泥岩84.4 m，干层23.4 m，差油层36.2 m。该井采用优质筛管防砂完井，分析认为由于钻遇泥岩段太长，泥岩缩径或坍塌，堵塞筛管，造成产液产油量较低。该油田原油黏度高，储层温度67℃，原油黏度577 mPa·s(见图1)，应采用砾石充填防砂完井[5]，该井最初方案设计为砾石充填防砂，但在施工过程中循环测试压力高而无法充填，最后被迫更改为优质筛管防砂。因此，该井低效根本原因是水平段油层有效段低，泥岩钻遇较长，防砂效果差。

图1 该油田黏度与温度关系图

2.水平井裸眼段防砂管柱切割打捞回收技术

2.1 切割深度选择

为充分利用老井眼，并考虑侧钻需求，本次钻井侧钻方案选取侧钻点深度为1 834 m(套管鞋深度：1 824 m)，为确保侧钻顺利，至少应回收至管鞋以下30 m，根据以上条件，选取切割深度如下：

(1)基础数据：SC-1R顶部封隔器深度1 767 m，套管鞋深度1 824 m。

(2)切割深度：第一次切割点深度1 854 m，第二次切割点深度1 810.81 m，其中第一次切割点位置为水平段某一筛管中部位置，第二切割点为顶部封隔器以下80 m左右某根盲管的中部，选择此位置既方便切割作业进行，又能在回收顶部封隔器时尽可能打捞出较多盲管；切割方式为从下至上切割，避免回收顶部封隔器后再切割将无法定位后续切割点。所有切割点尽量选在筛管本体盲段即图2所示2号位置，避开接箍和打孔段即1、3号位置。

图2 切割位置示意图

2.2 防砂管柱打捞回收技术

防砂管柱打捞回收需注意以下几点：

(1)切割管柱前，应将井筒清洗干净，保证切割管柱顺利下入，减少卡钻风险[6]，通井洗井钻具：Ø114.3 mm锥形磨鞋(带侧水眼)+Ø73 mm钻杆12根+变扣211×310+变扣311×410+Ø165 mm震击器+Ø127 mm加重钻杆1根+Ø127 mm钻杆18柱+Ø127 mm加重钻杆12根+Ø127 mm钻杆。

(2)水力割刀切割Ø139.7 mm筛盲管，要保证割刀与切割盲管的匹配性，选用47 mm刀片确保在任何情况下切割开盲管[7]，切割钻具：Ø114.3 mm水力割刀(配47 mm刀片)+Ø73 mm钻杆5柱+变扣211×310+变扣311×410+Ø165 mm震击器+Ø127 mm加重钻杆1根+Ø127 mm钻杆18柱+Ø127 mm加重钻杆6柱+Ø127 mm钻杆68柱。

3.水平井注水泥塞弃井技术

(1)加强对配水泥浆用水的水质监测，做好配伍性试验。

(2)在注水泥塞过程中上下活动钻具，防止因钻具在井内静止时间较长，造成黏附卡钻，同时加大顶替排量，避免水泥浆的指进现象，提高水平段水泥塞的质量。

(3)在注水泥作业结束后，适当加快起钻速度，缩短钻具在井内的静止时间，降低卡钻风险。

(4)起注水泥管柱至预定位置后，大排量1 000～1 200 L/min正循环洗井，一方面可提高顶替效率，另一方面可在水泥浆安全稠化时间内尽量缩短施工时间。

(5)洗井期间上下活动施工管柱防止水泥浆在钻具贴井壁侧而沉积卡钻。

4.水平段钻进泥岩规避技术

根据分析，AX井低效的根本原因是钻遇泥岩段太长，因此侧钻新井关键点之一是如何规避钻遇泥岩，保证储层段的有效钻遇率。

4.1 钻前优化轨迹设计

油藏专业推荐AX井位距离老井较远，该井位只能采用常规侧钻模式，而该模式为在上部井段套管开窗，老井井段利用率低，井身结构相对复杂，费用较高。综合考虑钻井成本及满足油藏需求，提出同层侧钻方案，通过对AX井的轨迹及钻遇地层的分析，可知该井的关键点在于井位优选及轨迹设计优化，并尽量避开或尽快钻穿泥岩夹层，保证储层的有效钻遇率。在垂深1 408.4～1 409.2m为泥岩夹层，而该井着陆点垂深(套管鞋垂深)为1 407 m，井斜85°，因此水平段无论如何都必须钻遇该泥岩夹层。该井所在位置西北高，东南低，存在一定的地层倾角，且东南方向油层逐渐变厚。因此新井位应布置在老井眼的东南方向，这样既有利于快速穿越泥岩夹层，且储层厚度也有所增加。AX井钻遇泥岩13 m左右，未影响后期的砾石充填防砂，相对常规侧钻模式，能充分利用老井段。见表1。

表1 CB-AX井轨迹优化对比表

由表1可知，优化井位前，侧钻点最深选择在1 300 m，进尺954 m，水平段长度313 m，且需要Ø244.48 mm套管开窗侧钻，水平段只能采用Ø152.4 mm井眼；而通过优化井位，侧钻点可选择在Ø244.48 mm套管鞋以下10 m左右，进尺及水平段长394 m，相对优化前，进尺减少560 m，水平段增加81 m，且减少一层套管，采用Ø215.9 mm裸眼侧钻至完钻，同时增加泄油面积。

4.2 钻井轨迹控制技术

水平段井眼轨迹控制的重点是规避泥岩，因此要求及早发现泥岩，及时调整轨迹，施工过程采取以下措施[6-7]。

(1)根据地层及轨迹情况，优选钻具组合，考虑AX井在钻水平段时采用马达钻具，轨迹调整极其困难，也是造成钻遇泥岩段较长原因之一，因此AX井的水平段作业采用旋转导向钻具组合，以便及时调整轨迹。

(2)加强动态监控，加强地质录井，并使用LWD随钻测井仪器进行跟踪评价[8]，最好配近钻头伽马，能更早发现储层钻遇情况，以便及时调整轨迹，最大限度的提高砂岩钻遇率。