于承朋,周延軍,臧艷彬

(1.勝利石油管理局鉆井工藝研究院設(shè)計(jì)所,山東東營(yíng) 257097;2.中國(guó)石油大學(xué)〈華東〉石油工程學(xué)院,山東青島 266555)

普光105叢式井平臺(tái)井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)與應(yīng)用

于承朋1,周延軍1,臧艷彬2

(1.勝利石油管理局鉆井工藝研究院設(shè)計(jì)所,山東東營(yíng) 257097;2.中國(guó)石油大學(xué)〈華東〉石油工程學(xué)院,山東青島 266555)

分析了叢式井在解決普光氣田地質(zhì)不確定、地表環(huán)境復(fù)雜等問題方面的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。在對(duì)普光氣田井身結(jié)構(gòu)必封點(diǎn)分析的基礎(chǔ)上,確定了各層套管下深范圍,以此為據(jù),優(yōu)化出適用于普光氣田水平井的2套井身結(jié)構(gòu)方案。以普光105叢式井平臺(tái)為例,分別對(duì)普光105-1水平井和普光105-2井的井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì),并對(duì)其鉆井施工效果進(jìn)行了總結(jié)與分析。應(yīng)用實(shí)踐證明,叢式井有助于縮短該地區(qū)的鉆井周期、降低復(fù)雜失效、提高鉆井速度,具有較為廣闊的應(yīng)用前景。

井身結(jié)構(gòu);水平井;從式井;普光氣田

0 引言

近幾年,普光地區(qū)天然氣勘探取得重大突破,顯示出巨大的開發(fā)潛力[1]。普光氣田位于川東斷褶帶東北段,受多期構(gòu)造作用影響,普光氣田具有典型的“四高一深”的特點(diǎn),即,地表多高山深谷、產(chǎn)能高、氣藏壓力高、硫化氫含量高、氣層埋藏深[1]。由于普光氣田地表多高山和深谷,考慮到物資運(yùn)輸、井場(chǎng)選址、天然氣集輸?shù)葐栴},宜采用叢式井開發(fā)[2]。中原油田普光分公司在該地區(qū)進(jìn)行了叢式井開發(fā)試驗(yàn),部署、設(shè)計(jì)、施工了普光105井叢式井平臺(tái)。本平臺(tái)部署開發(fā)井2口:普光105-1井和普光105-2井,其中普光105-1井為水平井,普光105-2井為定向井。本文對(duì)普光105叢式井平臺(tái)的設(shè)計(jì)與施工效果進(jìn)行了分析,旨在從理論分析和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐兩個(gè)方面驗(yàn)證叢式井技術(shù)在普光氣田的可行性和優(yōu)越性,為后續(xù)叢式井平臺(tái)的設(shè)計(jì)與施工提供有益的借鑒與參考。

1 叢式井在開發(fā)普光氣田中的優(yōu)勢(shì)分析

1.1 普光氣田地質(zhì)特征分析

普光氣田主體構(gòu)造依斷層成因可分為:晚燕山期南東方向擠壓斷層、早喜山期北西向擠壓斷層和晚喜山期北東向擠壓斷層3種類型;依斷層走向可分為北東向和北西向2組斷裂體系,主要包括東岳寨—普光、普光7、老君廟南及普光3等4條斷層。根據(jù)已鉆井揭示及地表露頭情況來(lái)看,普光氣田的下古生界地層較完整,僅缺失志留系上統(tǒng);上古生界缺失了泥盆系全部和石炭系大部,僅殘留中石炭統(tǒng)黃龍組;二疊系齊全;中生界三疊系、侏羅系保留較全,早白堊統(tǒng)地層保留較好,上白堊統(tǒng)缺失;新生界基本沒有沉積保留。鉆井過程中鉆遇地層主要有:蓬萊組、遂寧組、上沙溪廟組、下沙溪廟組、千佛崖組、自流井組、須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組、長(zhǎng)興組以及龍?zhí)督M。普光氣田的地質(zhì)、地表環(huán)境具有以下特點(diǎn):

(1)海陸相沉積同存,巖性變化大,地質(zhì)資料不確定性強(qiáng),鄰井資料相似程度較其他地區(qū)低,鉆井過程中易遇到復(fù)雜情況和發(fā)生事故,鉆井風(fēng)險(xiǎn)大;

(2)地層壓力層系復(fù)雜,且異常高壓層的壓力高,在同一裸眼井段中存在多個(gè)壓力系統(tǒng),上部地層承壓能力低,容易造成“下噴上漏”;

(3)普光地區(qū)地表多為高山深谷,夏季多雨,道路多為碎石路,交通不便,這些大大增加了井場(chǎng)選址的難度;

(4)高陡構(gòu)造多,地層傾角大,井眼軌跡控制難度和中靶難度大。由于高陡構(gòu)造存在各向異性的高地應(yīng)力,加之泥、頁(yè)巖地層的水化膨脹,如果再鉆遇復(fù)雜地質(zhì)帶或斷層,地層產(chǎn)狀變化明顯,則井眼軌跡較難控制,極易脫靶。若同時(shí)由于靶區(qū)范圍狹窄,即使有的井鉆達(dá)設(shè)計(jì)靶區(qū),由于地質(zhì)情況復(fù)雜也仍然會(huì)脫靶。

1.2 叢式井在普光氣田應(yīng)用的技術(shù)優(yōu)勢(shì)分析

叢式井是指在一個(gè)井場(chǎng)或平臺(tái)上,鉆出若干口甚至上百口井,各井的井口相距不到數(shù)米,各井井底則伸向不同方位[4]。結(jié)合普光氣田的地質(zhì)和地表特征分析,可知在普光氣田實(shí)施叢式井鉆井技術(shù)的優(yōu)勢(shì)主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

(1)減少井場(chǎng)選址、道路加固等鉆前準(zhǔn)備的工作量,降低搬家次數(shù)和井場(chǎng)數(shù)量,減少對(duì)地表環(huán)境的破壞和污染,同時(shí)也使得鉆前準(zhǔn)備成本大大降低;

(2)降低地質(zhì)不確定性對(duì)鉆井的影響,盡可能避免鉆井事故和井下復(fù)雜情況的發(fā)生,大大提高鉆井的安全可靠性,從而降低鉆井成本;

(3)簡(jiǎn)化天然氣集輸流程,便于完井后油井的集中管理,大大節(jié)約后期生產(chǎn)成本,具有較高的經(jīng)濟(jì)效益。

通過以上分析可以看出,叢式井技術(shù)對(duì)于開發(fā)普光這種地質(zhì)具有較大不確定性、地表?xiàng)l件較為惡劣的氣田具有較為明顯的技術(shù)優(yōu)勢(shì),具有較大的經(jīng)濟(jì)、環(huán)境和社會(huì)效益。層必封點(diǎn)和套管下入深度范圍設(shè)計(jì)如下。

(1)“508 mm導(dǎo)管設(shè)計(jì)下深30～50 m,坐入基巖10 m,建立鉆井液循環(huán),原則上封過表層水,以保證一開采用空氣鉆井。

(2)由于普光氣田開孔地層不穩(wěn)定,易漏、易坍塌,所以表層套管必須封隔上部不穩(wěn)定易垮層段,建立井口,安裝防噴器。“339.7 mm表層套管設(shè)計(jì)下深一般為700～1000 m,依據(jù)地表不同下入深度略有變化,其一般性做法為:①井口與河流、溝谷水平距離<1000 m的井,表層套管的下深應(yīng)低于河床、溝谷底部≮300 m;②井口與河流、溝谷水平距離> 1000 m的井,表層套管的下深應(yīng)低于河床、溝谷底部≮100 m。

(3)陸相地層巖性以砂巖與泥巖互層為主,地層軟硬交錯(cuò),砂巖可鉆性差,泥巖易坍塌,可能潛在地層應(yīng)力變化、地層不穩(wěn)定等復(fù)雜情況。自鄰井實(shí)鉆情況分析,須家河組四段、二段普遍發(fā)育高壓氣層,為非主要產(chǎn)層、儲(chǔ)量小,而飛仙關(guān)組為本構(gòu)造主要目的層,為保證在下部主要目的層鉆進(jìn)中使用較低密度鉆井液,實(shí)現(xiàn)對(duì)產(chǎn)層的保護(hù)和鉆井的安全和快速高效,應(yīng)下入技術(shù)套管,將須家河組底部的高壓氣層封固。技術(shù)套管設(shè)計(jì)下深一般為3000～4000 m。

(4)三疊系下統(tǒng)及二疊系上統(tǒng)為普光氣田的主要目的層段,巖性以灰?guī)r、泥巖互層為主,三開鉆進(jìn)至設(shè)計(jì)井深,生產(chǎn)套管采用“177.8 mm。

2.2 普光氣田水平井的井身結(jié)構(gòu)方案優(yōu)化

優(yōu)化提出了2套適用于普光地區(qū)水平井鉆井的井身結(jié)構(gòu)方案:方案1為三層套管的井身結(jié)構(gòu)系列;方案2為四層套管的井身結(jié)構(gòu)系列。見表1。

利用Pardiam軟件,對(duì)普光氣田水平井的剖面類型、造斜率和造斜點(diǎn)位置進(jìn)行了設(shè)計(jì)。

2.2.1 剖面類型選擇

單段圓弧或兩段圓弧,兩段圓弧剖面的斜井段造斜率采用先高后低的方法,既滿足了LWD儀器鉆水平井的使用條件,又有利于中A點(diǎn),改善了水平井斜井段的井眼形狀,呈現(xiàn)圓弧光滑井眼,減少了鉆具摩阻、扭矩。主要的軌道類型為[4,6]:直—增—穩(wěn)—增—水平段。

2.2.2 造斜點(diǎn)確定

由于造斜率受井眼大小、地層情況的影響,為了有利于造斜和方位控制,定向井造斜點(diǎn)選在“241.3 mm井眼中地層較穩(wěn)定的井段,結(jié)合地層可鉆性級(jí)值,在海相地層定向。同時(shí),同一井組內(nèi)造斜點(diǎn)適當(dāng)

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)

在對(duì)普光地區(qū)已鉆井的井身結(jié)構(gòu)及施工情況分析的基礎(chǔ)上,針對(duì)普光氣田的地層特征,優(yōu)化提出適用于該地區(qū)的兩種水平井井身結(jié)構(gòu)方案,并對(duì)普光105-1水平井和普光105-2井的井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了設(shè)計(jì),為普光105叢式平臺(tái)的順利施工奠定了基礎(chǔ)。

2.1 普光氣田地層必封點(diǎn)和套管下深分析

根據(jù)普光氣田鉆井實(shí)踐[5],該地區(qū)生產(chǎn)井的地(“444.5 mm)鉆頭的進(jìn)尺,提出本井表層套管應(yīng)下至700 m,經(jīng)多方論證,按施工單位意見進(jìn)行了調(diào)整。

表1 普光氣田水平井井身結(jié)構(gòu)方案

表2 普光105-1(H)井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表

2.3.2 普光105-2井井身結(jié)構(gòu)的確定

根據(jù)普光105-1水平井實(shí)鉆情況,為確保普光105-2井的施工安全,提高鉆井速度,在普光105-1井基礎(chǔ)上進(jìn)行了以下調(diào)整:(1)導(dǎo)管下深由50 m加深至120 m,封隔普光105-1(H)井在86 m處鉆遇的水層,以利于一開應(yīng)用氣體鉆井;(2)表層套管由710 m加深至1800 m,封隔上部地層嚴(yán)重漏層,本井段采用氣體鉆井,若地層出水轉(zhuǎn)換為充氣泡沫鉆井,固井前采用低固相鉆井液(密度<1.20 g/ cm3)。最終確定的普光105-2井的井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)見表3。錯(cuò)開,以防止井眼軌跡的相互干擾。

2.2.3 造斜率選擇

考慮采氣工藝的要求,在不影響采氣工具的下入和管材的抗彎能力的前提下,結(jié)合地層影響因素,造斜率推薦采用中曲率半徑造斜率(8°～20°/100 m),一般選擇為15°/100 m。

2.2.4 井斜角控制

最大井斜角必須滿足采氣工藝的要求,要求最大井斜角<40°。

2.2.5 水平位移

水平位移為800～1150 m。

2.3 普光105平臺(tái)井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)

2.3.1 普光105-1水平井井身結(jié)構(gòu)的確定

根據(jù)普光氣田地層必封點(diǎn)和套管下深分析,結(jié)合該地區(qū)水平井井身結(jié)構(gòu)方案優(yōu)化,針對(duì)普光105 -1井地層巖性情況,采用三層套管井身結(jié)構(gòu)方案對(duì)普光105-1的井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了設(shè)計(jì),設(shè)計(jì)結(jié)果如表2。

施工單位提出為提高鉆井速度,應(yīng)減少大尺寸

表3 普光105-2井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表

3 施工效果分析

以普光105叢式井鉆井工程設(shè)計(jì)和施工要求為依據(jù),該井平臺(tái)于2007年3月28日開鉆。2009年6月15日普光105-2井順利的完井,標(biāo)志著普光105叢式井平臺(tái)全部完成,該平臺(tái)從開鉆到完鉆歷時(shí)810天,其施工效果指標(biāo)見表4。

表4 普光105叢式井平臺(tái)施工效果數(shù)據(jù)表

通過表4可以看出,普光105-1水平井實(shí)鉆井深比普光105-2井僅多了228 m,但鉆井周期多用247天,并且普光105-2井的鉆井周期、平均機(jī)械鉆速、生產(chǎn)時(shí)效以及純鉆時(shí)效的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)均顯著優(yōu)于普光105-1水平井,其原因主要有以下幾點(diǎn)。

(1)普光105-1井在一開鉆遇水層,導(dǎo)致氣體鉆井不能有效實(shí)施,大尺寸鉆頭的鉆井液鉆進(jìn)嚴(yán)重影響了鉆進(jìn)速度。這主要是由于普光105-1井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)時(shí)對(duì)水層預(yù)測(cè)不準(zhǔn),而引起導(dǎo)管沒有有效封隔上部水層。

(2)普光105-1井二開自結(jié)束氣體鉆井轉(zhuǎn)漿進(jìn)行鉆井液鉆井開始,就頻繁井漏,造成兩口井的二開中完深度基本相同(相差12.3 m)條件下,普光105-1(H)井比普光105-2至二開中完鉆井周期多用了212天,其原因在于鉆前對(duì)上部破碎易漏失地層判斷不準(zhǔn),氣田鉆井轉(zhuǎn)漿后注鉆井液循環(huán)失返,同時(shí)由于破碎地層沒有有效封隔,在同一裸眼內(nèi)鉆自流井等含氣層時(shí),由于含烴值較高,循環(huán)加重導(dǎo)致新的裂縫發(fā)育,加重了鉆井液的漏失,二開僅堵漏作業(yè)就損失時(shí)間126.33天,比普光105-2井多損失近120天。

(3)普光105-1井的實(shí)鉆資料為普光105-2井的鉆井設(shè)計(jì)與施工提供了很好的借鑒與參考,相對(duì)普光105-1井而言,普光105-2井的地質(zhì)不確定性降低。根據(jù)普光105-1井的實(shí)鉆情況,及時(shí)對(duì)普光105-2井的井身結(jié)構(gòu)做了兩大改進(jìn):導(dǎo)管封隔鄰井鉆遇的水層,表層套管封過鄰井鉆遇的破碎、易漏失地層,設(shè)計(jì)下至1800 m左右,這些工作使得普光105-2井的鉆井事故與復(fù)雜情況遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于普光105-1井:①普光105-1(H)井共發(fā)生鉆井事故5起,斷鉆具事故3次,空氣錘鉆頭斷裂落井事故1次,掉牙輪事故1次,累計(jì)損失時(shí)間27.9天;鉆遇井漏54次,累計(jì)損失時(shí)間133.4天,累計(jì)漏失量4655145 m3;②普光105-2井共發(fā)生事故4起,斷鉆具2次,卡鉆1次,電測(cè)卡儀器1次,事故累計(jì)損失時(shí)間7.0天;空氣鉆井后期點(diǎn)火循環(huán)排氣復(fù)雜1次,損失時(shí)間7.3天,鉆遇井漏3次,共漏失鉆井液1130 m3,損失時(shí)間10天。

(4)普光105-1井為水平井,普光105-2井為定向井,井型的差別也是造成兩口井鉆井周期差別巨大的一種重要原因。

4 結(jié)論與建議

(1)通過普光氣田地質(zhì)和地表特征分析,得出叢式井平臺(tái)在該地區(qū)具有較顯著的技術(shù)優(yōu)勢(shì),并優(yōu)化提出了適用于該地區(qū)的兩套水平井井身結(jié)構(gòu)方案:三層套管的井身結(jié)構(gòu)方案和四層套管的井身結(jié)構(gòu)方案。

(2)采用三層套管的井身結(jié)構(gòu)方案對(duì)普光105 -1水平井的井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了設(shè)計(jì),普光105叢式井平臺(tái)的順利完成驗(yàn)證了叢式井技術(shù)的可行性和井身結(jié)構(gòu)方案的正確性。

(3)普光105叢式井平臺(tái)的施工效果來(lái)看,平臺(tái)第一口井的實(shí)鉆資料對(duì)后續(xù)井具有很強(qiáng)的借鑒意義,可顯著降低后續(xù)井的地質(zhì)不確定性,從而最大限度的避免了鉆井事故與復(fù)雜情況,極大提高了鉆進(jìn)安全和經(jīng)濟(jì)性。

(4)普光105叢式井平臺(tái)的設(shè)計(jì)和順利施工表明,叢式井在普光氣田具有較強(qiáng)的技術(shù)優(yōu)勢(shì),同時(shí)也為該地區(qū)后續(xù)水平井、叢式井的設(shè)計(jì)與施工提供了寶貴的經(jīng)驗(yàn),建議在普光氣田推廣應(yīng)用叢式井技術(shù)。

[1] 何生厚.普光高含H2S、CO2氣田開發(fā)技術(shù)難題及對(duì)策[J].天然氣工業(yè),2008,28(4):82-85.

[2] 張慶生,吳曉東,史曉貞,等.普光高含硫天然氣田完井方式探討[J].石油鉆采工藝,2009,31(1):99-101.

[3] 張富成,王衛(wèi)忠,扈東勇,等.蘇里格氣田叢式井鉆井技術(shù)及應(yīng)用[J].石油鉆采工藝,2009,31(4):36-39.

[4] 蔣祖軍.叢式井優(yōu)快鉆井技術(shù)在川西地區(qū)的應(yīng)用[J].天然氣工業(yè),2003,23(S1):63～65.

[5] 楊玉坤.川東北地區(qū)深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)[J].石油鉆探技術(shù),2008,36(3):33-36.

[6] 周延軍,曾強(qiáng)滲,竇玉玲,等.金平1淺層大位移水平井鉆井工程設(shè)計(jì)技術(shù)及應(yīng)用[J].鉆采工藝,2008,31(S1):24-27.

Design and Application of Platform Cas ing Program in Puguang 105 Cluster Well

YU Cheng-peng1,ZHOU Yan-jun1,ZANG Yan-bin2(1.Drilling Technology Research Institute of Shengli Oilfield,Dongying Shandong 257097,China;2.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao Shandong 266555,China)

Analysiswasmade on the technical advantages in solving the difficulties of geological uncertainty and complicat-ed surface environment.Based on the analysis on the setting position of casing program of Puguang gas field,the scope of casing setting depth was deter mined.Then 2 sets ofwell structure scheme were proposed for horizontalwell in Puguang gas field.Take the Puguang 105 clusterwellplatfor m for an example,thewell structure of 105-1 and 105-2 were optimized, and the drilling resultswere summarized and analyzed.The practice shows that clusterwell could shorten the cycle of drill-ing,reduce the failure caused by complicated situation and improve drilling efficiency.

well structure;horizontalwell;clusterwell;Puguang gas field

TE243

A

1672-7428(2010)12-0022-04

2010-06-13

國(guó)家科技支撐計(jì)劃項(xiàng)目(項(xiàng)目編號(hào):2008BAB37B06),國(guó)家科技重大專項(xiàng)(項(xiàng)目編號(hào):2008ZX05017)

于承朋(1981-),男(漢族),河北故城人,勝利石油管理局鉆井工藝研究院,石油工程專業(yè),從事鉆井工程設(shè)計(jì)方面的研究工作,山東省東營(yíng)市西城青島路,yuchengpeng_aa01@163.com。