黃占盈,周文軍,歐陽勇

吳學(xué)升,段志鋒 中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院

低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西 西安 710018

?88.9mm小套管鉆完井技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用

黃占盈,周文軍,歐陽勇

吳學(xué)升,段志鋒 中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院

低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西 西安 710018

為探索低滲氣田經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的新思路,長慶油田公司在蘇里格氣田開展了小井眼鉆完井試驗。試驗初期,暴露出?88.9mm小鉆具防斜打直難度大、小直徑PDC鉆頭耐磨性差、小井眼鉆進(jìn)泵壓高、小套管長井段一次上返全井段封固及分層壓裂技術(shù)不成熟等難點,阻礙了小井眼鉆完井技術(shù)進(jìn)一步應(yīng)用。針對小井眼難點,2011～2012年,開展了?88.9mm小鉆具“預(yù)彎曲”防斜打直、小直徑耐磨PDC鉆頭設(shè)計、?101.6m鉆桿應(yīng)用、低密度水泥及易漏地層一次上返全井段封固、小井眼壓裂等技術(shù)攻關(guān),形成了低成本?88.9mm小套管無油管鉆完井技術(shù)。成功完成了蘇6-X-1井、蘇6-X-3井、蘇6-X-5井等3口井的試驗,鉆井周期相比前期縮短了22.7%,達(dá)到了常規(guī)井的指標(biāo),為低滲、低效氣田開發(fā)提供了新的思路。

蘇里格氣田;小井眼;“預(yù)彎曲”防斜打直;PDC鉆頭;?101.6m鉆桿;?88.9mm小套管固井

蘇里格氣田是我國陸上最大的整裝氣田,同時也是致密砂巖氣藏的典型代表。國內(nèi)外研究表明,小井眼鉆井技術(shù)是降低氣田開發(fā)成本,提高經(jīng)濟(jì)效益的重要手段。借鑒國外低品位油氣田開發(fā)經(jīng)驗,為進(jìn)一步降低開發(fā)綜合成本,長慶油田分公司持續(xù)開展了小井眼鉆完井試驗,來探索低滲致密氣藏開發(fā)新思路[1～5]。

1 蘇里格氣田小井眼鉆井難點分析

1.1 小井眼直井段防斜打直困難,軌跡控制難度大

前期試驗的?152.4mm小井眼鉆井采用?88.9mm鉆桿鉆井,與常規(guī)的?127mm鉆桿相比,鉆具柔性大,軌跡有效控制困難,防斜打直難度大。同時,蘇里格氣田上部地層700～1400m左右,白堊系志丹組、侏羅系直羅組地層各向異性大,鉆進(jìn)過程中易井斜[6]。例如2008年實施的桃2-X-21井,直井段最大井斜達(dá)到9°/1350m,遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過標(biāo)準(zhǔn)要求。

1.2 小井眼鉆頭適應(yīng)性差,鉆頭壽命短,下部地層鉆井速度慢

?152.4mm小井眼PDC鉆頭與常規(guī)的?215.9mmPDC鉆頭相比,前期應(yīng)用較少,設(shè)計工藝及技術(shù)都還未成型,不適應(yīng)長慶油田下部地層鉆進(jìn),應(yīng)用效果比較差,機(jī)械鉆速與常規(guī)井相比慢,見表1。導(dǎo)致鉆井周期長,成本高,無法規(guī)模推廣應(yīng)用。

表1 常規(guī)井PDC鉆頭與小井眼PDC鉆頭對比

1.3 小井眼鉆具水眼小,鉆井過程中摩阻大,泵壓高

前期實施的小井眼采用?88.9mm鉆桿,其內(nèi)徑只有70.2mm;而常規(guī)的?127mm鉆桿,內(nèi)徑達(dá)到108mm。小井眼鉆井過程中,管內(nèi)壓耗過大,導(dǎo)致鉆井過程中泵壓高,排量無法提高,巖屑清洗困難,井下安全性差,鉆井速度慢[7]。

1.4 ?88.9mm小套管特殊完井結(jié)構(gòu)對井筒完整性提出了更高的要求

?88.9mm小套管完井工藝,后期進(jìn)行壓裂改造,只能采用套管注入方式,見圖1。而分接箍固井影響井筒完整性,不適合套管壓裂,只能采用一次上返全井段封固固井工藝。套管整體抗內(nèi)壓要求高,考慮壓裂安全,需要水泥全井段封固,保證壓裂安全。而蘇里格氣田下部上三疊統(tǒng)劉家溝組地層承壓能力低(破裂壓力因數(shù)1.3以下),目前常規(guī)的低密度水泥漿一次上返固井困難。因此,需要開展低密高強(qiáng)水泥漿體系研究,以滿足壓裂改造要求。

圖1 常規(guī)油管注入壓裂方式與套管注入壓裂方式的區(qū)別

2 小井眼鉆完井技術(shù)

2.1 小井眼井身結(jié)構(gòu)選擇

為滿足后期生產(chǎn)的要求,小井眼的完井管柱最大外徑為?88.9mm才能滿足后期排水采氣與生產(chǎn)要求。同時考慮采用無油管完井,節(jié)省一層技術(shù)套管。根據(jù)相關(guān)固井技術(shù)規(guī)范,要求環(huán)空間隙最少19mm才能滿足固井要求[8]。通過倒推法,小井眼井身結(jié)構(gòu)設(shè)計為?241.3mm鉆頭×?177.8mm套管+ ?152.4mm鉆頭×?88.9mm套管。

2.2 小井眼軌跡控制技術(shù)

2.2.1 小井眼鉆具選擇

小井眼與常規(guī)井鉆井過程相比,主要的問題是鉆井過程中泵壓高。以降低泵壓為目的,在計算水力參數(shù)基礎(chǔ)上進(jìn)行了鉆具組合優(yōu)化。借鑒蘇里格氣田水平井?152.4mm鉆頭水平段鉆井經(jīng)驗,以降低施工過程中的泵壓為目的,主要對采用4in鉆桿與32 in兩種鉆桿的泵壓進(jìn)行了計算,結(jié)果見表2。

表2 32 in鉆桿與4in鉆桿鉆進(jìn)過程中泵壓對比

表2 32 in鉆桿與4in鉆桿鉆進(jìn)過程中泵壓對比

___鉆桿類型_______ ________井深/m 排量/(L·s-1) 泵壓/MPa 32 in 3500 19 21 ___4in_________________________________________________________ ____ _ 3500_19_15

2.2.2 井身剖面設(shè)計

井身剖面主要考慮后期作業(yè)要求,節(jié)流器下深1500m左右,考慮打撈可靠性,要求工具下在直井段。同時借鑒蘇里格氣田提速經(jīng)驗,小井眼鉆井井身剖面采用 “直-增-穩(wěn)”井身剖面,造斜點1500～1600m,最大井斜20°左右。

2.2.3 鉆具組合優(yōu)化

1)二開直、造、增井段 借鑒蘇里格氣田叢式井提速經(jīng)驗,采用 “單彎雙扶”鉆具組合,該鉆具組合能滿足直井段防斜打直、造斜、穩(wěn)斜鉆進(jìn)的要求。鉆具組合為:?152.4mm鉆頭+?120mm單扶螺桿(1°,自帶?148mm穩(wěn)定器)+?120mm短鉆鋌(2～4m)+?148mm穩(wěn)定器+?120mm無磁鉆鋌1根+?120mm鉆鋌12根+?101.5mm加重鉆桿9～12根+?101.6mm鉆桿+方鉆桿。鉆進(jìn)參數(shù):鉆壓30～50k N,轉(zhuǎn)速40r/min。根據(jù)力學(xué)分析,該鉆具組合符合“預(yù)彎曲”防斜原理,見圖2。采用該鉆具組合的蘇6-X-3井與前期桃2-X-21井與直井段井斜對比表明,打直效果好(圖3)。

圖2 彎螺桿情況下側(cè)向力對比 圖3 蘇6-X-3井與桃2-X-21井直井段井斜對比

2)穩(wěn)斜段 考慮蘇里格氣田下部地層研磨性強(qiáng)[6],使用螺桿復(fù)合鉆進(jìn),轉(zhuǎn)速過高,會導(dǎo)致PDC鉆頭提前損壞?？紤]鉆頭壽命,三疊統(tǒng)延長組以下地層采用常規(guī)雙扶穩(wěn)斜鉆具組合:?152.4mm鉆頭+ ?148mm穩(wěn)定器+?120mm鉆鋌(10～12m)+?148mm穩(wěn)定器+?120mm無磁鉆鋌1根+?120mm鉆鋌12根+?101.5mm加重鉆桿9～12根+?101.6mm鉆桿+方鉆桿。鉆進(jìn)參數(shù):鉆壓50～60k N,轉(zhuǎn)速為60r/min。

2.3 PDC鉆頭優(yōu)選

根據(jù)長慶油田前期試驗情況,小井眼PDC鉆頭使用過程中的主要問題是鉆頭耐磨性差,易損壞。結(jié)合前期蘇里格氣田水平井鉆井情況,優(yōu)選了小井眼PDC鉆頭。其顯著特點如下:①五刀翼雙排齒結(jié)構(gòu),主切削齒直徑為13mm,并且?guī)лo助切削齒,與以前主體采用的16、19mm復(fù)合片相比,顯著提高了布齒密度,增強(qiáng)了鉆頭耐磨性,見圖4;②采用抗回旋設(shè)計和力平衡布齒,保證鉆頭工作平穩(wěn)和工具面的穩(wěn)定;③采用較淺內(nèi)錐和較短外錐的剖面結(jié)構(gòu),增強(qiáng)鉆頭的側(cè)向攻擊性及使用壽命;④強(qiáng)化保徑設(shè)計,增加保徑段長度,間布倒劃眼齒,保證鉆頭滿足水平段鉆進(jìn)的工況要求。

通過以上優(yōu)化設(shè)計,PDC鉆頭壽命及機(jī)械鉆速均有了顯著提高,見表3。

圖4 大齒PDC鉆頭與小齒的對比

_表3_蘇6-X-3井PDC鉆頭與前期實施桃2-X-21井小井眼PDC鉆頭對比

2.4 小井眼一次上返固井

根據(jù)長慶油田前期試驗情況,小井眼一次上返固井的主要難點在劉家溝組地層承壓能力低 (破裂壓力因數(shù)1.3以下),常規(guī)低密度水泥漿體系一次上返全井段封固難度較大,見表4。為此,研制了相對密度1.25～1.30低密高強(qiáng)水泥漿體系,滿足了一次上返全井段封固的要求,為后期壓裂作業(yè)和防腐提供了重要保障[9]。

表4 不同水泥漿體系組合劉家溝承壓能力計算

現(xiàn)場試驗3口井,全部實現(xiàn)一次上返全井段封固,固井質(zhì)量全部合格。

表5 常用油管外徑與32 in油管內(nèi)徑對比表

表5 常用油管外徑與32 in油管內(nèi)徑對比表

_____油管規(guī)格 外徑/mm___________內(nèi)徑/mm 接箍外徑/mm 32 in 88.9 76 108 2■8 in外加厚 78.6 62 93 2■8 in平式 73.02 62 89.5 2■8 in外加厚 65.9 50.3 78 _2■8 in平式___________ ______________________________________________________ 60.3_50.3_73

2.5 小井眼壓裂工藝

對于多層井,考慮成本及施工便捷性,采用投尼龍球?qū)觾?nèi)暫堵分層壓裂。

3 應(yīng)用情況

2011年在蘇里格氣田蘇6區(qū)塊開展3口井現(xiàn)場試驗,小井眼鉆井周期分別為20、11.33、18d,相比2008年實施的桃2-X-21井鉆井周期大幅度縮短,鉆井速度達(dá)到常規(guī)井眼的鉆井速度,見表6。小位移定向井、直井具備了規(guī)模應(yīng)用的技術(shù)基礎(chǔ)。

表6 小井眼鉆井速度對比

2012年5月完成這3口井小井眼壓裂試驗,施工順利,效果較好,平均無阻流量達(dá)到預(yù)期水平,見表7。

表7 叢式井組3口32 in套管井改造施工參數(shù)表

表7 叢式井組3口32 in套管井改造施工參數(shù)表

井號 層位 砂量________________________________________ ______________________________/m3排量/(m3·min-1)__破裂壓力/MPa_____施工壓力/MPa_____停泵壓力/MPa___無阻流量/(104m3·d-1)________________ _備注蘇6-X-5 盒八段 41 3.5 48 32.6～38.9 17.6 31.41 單層蘇6-X-3 盒八上亞段 28.5 2.8 不明顯 34.5～25.7 16.5 21.42 投尼龍球分壓盒八下亞段 25.5 2.6 36.5 32.7～22.3 18.6蘇6-X-1 盒八上亞段 20.5 2.6～2.8 35.9 32.3～38.4 22.8 10.22 投尼龍球分壓______________盒八下亞段_______ ________________ __35.5_3_44.7_29.9～34.4_21.5

4 結(jié)論

2)采用16mm復(fù)合片代替19mm復(fù)合片,可提高小井眼PDC鉆頭的布齒密度,提高鉆頭壽命及機(jī)械鉆速。

3)根據(jù)蘇里格氣田小井眼鉆井難點,攻關(guān)形成了以大水眼鉆具應(yīng)用、PDC鉆頭設(shè)計、“預(yù)彎曲”防斜打直、一次上返固井及小井眼分層壓裂等技術(shù)集成配套的小井眼開發(fā)技術(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用表明,該技術(shù)能夠降低開發(fā)綜合成本,提高氣田開發(fā)效益。

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[編輯]黃鸝

TE25

A

1000-9752(2014)02-0096-05

2013-07-09

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項(2010E-2303)。

黃占盈(1981-),男,2003年中國石油大學(xué) (華東)畢業(yè),碩士,工程師,現(xiàn)主要從事油氣田鉆完井工藝技術(shù)研究工作。