中短半径水平套管井侧钻设计与实践

2022-08-09沈德新陈立强王占领余建生

海洋石油 2022年1期

沈德新，陈立强，王占领，余建生

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海油田历经多年的开发，部分油田已进入开发的中后期，受出砂等因素的影响，低产低效井越来越多，如何高效利用有限的海上井槽，提高油田产量，成为一个亟待解决的课题[1]。为实现渤海油田稳产上产目标，必须加快低产低效井治理的步伐，而侧钻成为调整实施最为有效的手段[2-4]。

不同于陆地油田，海洋钻井多采用钻井船进行作业，受钻机综合日费高的影响，侧钻中应尽量减少侧钻后的进尺，以节省作业工期费用，提高经济效益。参考前期陆地及海上作业经验，中短半径技术可显著减少钻井进尺[5-8]。另外，水平井作为渤海油田主要的开发方式之一，一直被广泛应用，但随着油田进入中后期，投产初期见水，甚至高含水成为水平裸眼井生产常见的问题。水平套管井技术因其可避射高含水层、实现有效控水的特点，逐渐被应用于水平井的开发[9]。

1 老井资料情况

海H1井原为东营组一口水平生产井，采用三开井身结构（表1），采用优质筛管裸眼完井。该井于2010年投产，投产初期日产液100 m3，含水4%，生产半年后由于边水突进造成含水突升至58%，之后3个月含水继续升至80%左右并长期高含水生产。2014年因出砂关停，修井过程中探砂面在顶部封隔器以上491 m，判断为防砂优质筛管破裂。经分析认为该井处理难度及风险大，建议进行同层位侧钻，挖潜剩余油，提高油田开发效果。

表1 海H1井身结构数据Table 1 Well structure data for Well Hai H1

2 侧钻方案设计

2.1 侧钻点优选

不同侧钻点下的轨迹对比见表2。渤海北部辽东湾海域馆陶组底部广泛发育致密砂砾岩[10]，根据前期作业经验，该岩层以石英砾岩为主，硬度高、可钻性差、一次性钻穿率低，多数井在钻遇时需中途起下钻更换牙轮钻头[11]，对钻井时效有较大影响。海H1井在1340～1440 m井段钻遇有底砾岩，考虑到砾岩层段滑动调整轨迹困难，若从底砾岩以上井段侧钻，砾岩段轨迹应设计为稳斜段，因而会浪费上部井段造斜段进尺，增加下部井段的造斜难度。另外，考虑到砾岩段机械钻速较低，为提高作业时效，设计为从馆陶组底砾岩以下地层侧钻。

表2 海H2井不同侧钻点下轨迹对比Table 2 Comparison of trajectories under different sidetracking points for Well Hai H2

根据轨迹设计（表2、图1），海H2井在馆陶组底砾岩下侧钻，最小全角变化率均在3.5 °/30 m以上，且随着侧钻点加深，进尺逐渐减少，但轨迹实施难度逐渐增大。考虑到实际作业中为保证中靶质量，通常会提前大狗腿造斜，因而全角变化率一般会大于设计值。为保障顺利进行钻井作业，渤海井轨迹设计时全角变化率一般会小于3.5 °/30 m。参考前期中短半径作业井[12]，侧钻轨迹平均全角变化率为6.4 °/30 m，本次设计全角变化率值不超过该值。综合轨迹难度及进尺选用方案四。该方案从1 600 m处侧钻，设计为三段式轨迹，第一造斜段全角变化率为5.6 °/30 m，第二造斜段全角变化率为4.3 °/30 m，中一靶后稳斜中二靶，侧钻进尺为911 m。

图1 海H2井不同侧钻点下的轨迹水平投影图Fig.1 Horizontal projection of trajectories under different sidetracking points for Well Hai H2

2.2 井身结构设计

根据轨迹可设计为两套井身结构（表3），方案一：侧钻后8-1/2″井眼钻至着陆井深，下入7″尾管，6″井眼完钻；方案二：侧钻后8-1/2″井眼钻至完钻井深，下入7″尾管。

表3 海H2井井身结构对比Table 3 Comparison of well structures for Well Hai H2

方案一为常规作业方案，但对于水淹严重的井，裸眼完井不能封堵强水淹地层实现有效控水，参考前期海H1井生产情况，投产后短时间内含水突升，对产能影响较大。方案二可通过选择性射孔，避射水淹地层，实现控水目的。另外，基于地质油藏预测，海H2井水平段预测有多段泥岩夹层钻遇，若采用常规裸眼方式完井，泥岩段极易在生产后期发生水化膨胀造成筛管堵塞，从而影响油井产能[13]。采用方案二套管射孔完井可通过水平段套管固井、避射泥岩段完井，有效解决泥岩封堵的问题，保障后期产能。再者，采用水平套管井，可使得着陆段和水平段位于同一套管段，若在着陆段钻遇有效储层，能够实现与目的层段同时射孔开采，避免有效储层的浪费，最大程度上挖潜储层剩余油。因此，推荐本井采用方案二的井身结构。

2.3 尾管下入可行性分析

根据模拟计算（图2），裸眼段摩擦系数在0.50以内时，尾管下入有效悬重（去除顶驱悬重25 t）均在20 t以上，可实现尾管的顺利下入。

图2 φ177.8 mm尾管下入悬重模拟Fig.2 Hook load of running in φ177.8 mm casing

3 现场实施情况及应用效果评价

为避开套管接箍，海H2井从1 602 m实施9-5/8″套管开窗侧钻，侧钻后8-1/2″井眼钻至着陆井深2 125 m后，继续钻进至完钻井深2 512 m，后下入7″尾管至2 507 m。侧钻中为保障高造斜率，使用1.35°的高弯角马达，造斜初段即实现6.91°/30 m的造斜率，整个造斜段最大全角变化率达9.51°/30 m，钻进过程未发生钻具阻卡等复杂情况，完钻后尾管顺利下放到位。本井采用中短半径侧钻较常规作业方案节省进尺近300 m；采用水平套管井方案较常规水平井作业方案节省一层井身结构；两项技术节省钻井工期约4 d，节省钻井费用超500万。

海H2井水平段共钻遇77.4 m泥岩段，使用水平套管井技术，成功实现了对泥岩段的封堵；同时，采用套管射孔完井，避射钻遇的22.9 m强水淹层，实现了有效控水。根据地质油藏预测，本井投产初期含水率为30%～50%，实际投产后，初期含水在10%以内，投产5个月后含水始终维持在40%以内。即便后期因为地层供液不足进行环空补液生产，含水也未超50%，低于预测值。