郭永賓 管 申 任冠龍 彭 巍 鄭浩鵬

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

自流注氣技術(shù)源于自流注水井概念[1-5]，目前國(guó)內(nèi)在其開采方式論證、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬等方面開展了一系列研究，但未見(jiàn)應(yīng)用報(bào)道。

潿洲油田位于南海北部灣海域，該油田已處于開發(fā)中后期，同時(shí)存在異常高壓、原始地層壓力和異常低壓儲(chǔ)層，主力油組為潿二段和潿三段。其中，AX-5井對(duì)W2I油組進(jìn)行注水時(shí)測(cè)得靜壓壓力系數(shù)為0.90，與鄰井AX-2注氣井測(cè)試壓力系數(shù)0.55相差較大，分析認(rèn)為位于構(gòu)造高部位的AX-3井在W2I油組生產(chǎn)時(shí)打開的潿三段封堵不嚴(yán)密導(dǎo)致潿三段水竄流至W2I油組，從而使其壓力回升、提前見(jiàn)水，導(dǎo)致該井增油量降低，經(jīng)濟(jì)效益變差。此外，AX-2注氣井經(jīng)PLT測(cè)試發(fā)現(xiàn)注氣管柱存在竄漏，亟需修井，因此擬對(duì)AX-3采油井進(jìn)行側(cè)鉆改為自流注氣井AX-S3井，將高壓潿三段氣頂氣自流至上部低壓潿二段主力油層，實(shí)現(xiàn)天然氣人工運(yùn)移，達(dá)到補(bǔ)充地層能量和恢復(fù)油氣增產(chǎn)的目的。為此，針對(duì)潿洲組泥巖井壁失穩(wěn)、儲(chǔ)層壓力衰竭等諸多困難和挑戰(zhàn)，結(jié)合天然氣人工運(yùn)移及復(fù)雜壓力梯度鉆完井關(guān)鍵技術(shù)優(yōu)化完井工藝，設(shè)計(jì)并成功實(shí)施了潿洲油田首口自流注氣井，從而為類似油氣田的開發(fā)提供了重要的指導(dǎo)意義。

1 AX-S3井井身結(jié)構(gòu)及鉆完井難點(diǎn)

AX-S3井設(shè)計(jì)為一口大斜度定向井，由老井AX-3井側(cè)鉆而成，側(cè)鉆點(diǎn)井深539 m，設(shè)計(jì)井深3 688 m，最終完鉆井深3 938 m，φ215.9 mm井段長(zhǎng)達(dá)約1 168 m，最大井斜56°，設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。結(jié)合AX-S3井井身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，該井鉆完井作業(yè)存在以下難點(diǎn)：

圖1 AX-S3井設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig .1 Structure schematic diagram of Well AX-S3

1)φ215.9 mm井段長(zhǎng)達(dá)1 168 m，根據(jù)鉆井地質(zhì)預(yù)測(cè)，該井將鉆遇9套以上儲(chǔ)層，且儲(chǔ)層孔隙壓力系數(shù)不明確，表明φ215.9 mm井段可能面臨著異常低壓、異常高壓儲(chǔ)層和易坍塌的潿洲組泥巖等諸多極端工況，井漏、井控、壓差卡鉆和井壁失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)極高。

2)下部高壓潿三段氣頂氣距上部低壓潿二段主力油層射孔跨距達(dá)492.6 m，自流注氣完井作業(yè)需要同時(shí)打開高、低壓儲(chǔ)層，安全屏障多、井控風(fēng)險(xiǎn)高，同時(shí)該井段前期使用油基鉆井液鉆進(jìn)，井筒清洗要求高，且復(fù)雜壓力梯度儲(chǔ)層完井清噴困難[6-9]。

3) 自流注氣鉆完井工藝在業(yè)界尚無(wú)先例和相關(guān)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)，如何建立具有可實(shí)施性的技術(shù)方案、保障井筒完整性極具技術(shù)挑戰(zhàn)。

2 自流注氣鉆完井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 復(fù)雜壓力梯度鉆井液技術(shù)

AX-S3井φ215.9mm井段以大井斜角穿越潿二段，且距離斷層較近，存在較大的井壁失穩(wěn)和漏失風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)壓力梯度復(fù)雜?，F(xiàn)場(chǎng)作業(yè)采用油基鉆井液體系，通過(guò)復(fù)配封堵承壓類處理劑提高泥餅質(zhì)量和承壓強(qiáng)度，并根據(jù)地層條件允許的最高鉆井壓差和鉆井液侵入深度進(jìn)行模擬實(shí)驗(yàn)，優(yōu)化油基鉆井液性能，合理控制鉆進(jìn)參數(shù)和鉆井液流變性，確保井眼清潔。實(shí)鉆采用鉆井液密度1.44 g/cm3，最大循環(huán)當(dāng)量密度1.68 g/cm3，最高鉆井壓差高達(dá)25 MPa，有效控制鉆井液濾餅厚度在井壁1～2 cm范圍內(nèi)，保障了復(fù)雜壓力梯度儲(chǔ)層段安全鉆進(jìn)。AX-S3井油基鉆井液性能見(jiàn)表1。

表1 AX-S3井油基鉆井液性能數(shù)據(jù)Table 1 OBM drill fluid performance of Well AX-S3

2.2 復(fù)雜壓力梯度隨鉆測(cè)壓技術(shù)

AX-S3井鉆遇潿二段易垮塌層，且要實(shí)現(xiàn)自流注氣，關(guān)鍵是要確保鉆遇的儲(chǔ)層具有一定的壓差[10]。鉆前預(yù)測(cè)該井最低孔隙壓力系數(shù)為0.55,最高孔隙壓力系數(shù)為1.11，復(fù)雜壓力梯度儲(chǔ)層保護(hù)困難，鉆井作業(yè)中存在井漏、井控、壓差卡鉆等風(fēng)險(xiǎn)?，F(xiàn)場(chǎng)作業(yè)期間該定向井在潿洲組鉆遇24套儲(chǔ)層，累計(jì)厚度達(dá)330余米，面對(duì)高壓差和高低壓同井段分布的情況，采用StethoScope隨鉆測(cè)壓工具，經(jīng)過(guò)深度校正、粘卡測(cè)試、測(cè)壓、休眠等程序，代替?zhèn)鹘y(tǒng)的電纜傳輸測(cè)壓，對(duì)21個(gè)主要儲(chǔ)層點(diǎn)進(jìn)行隨鉆測(cè)壓作業(yè)，成功率100%，獲取了預(yù)完井的諸多層位實(shí)際壓力數(shù)據(jù)，且測(cè)壓質(zhì)量均顯示為優(yōu)良，泵抽僅10 s壓力即恢復(fù)，證明儲(chǔ)層保護(hù)效果優(yōu)異。測(cè)壓結(jié)果顯示，低壓儲(chǔ)層壓力系數(shù)實(shí)測(cè)0.87，高壓儲(chǔ)層實(shí)測(cè)1.02，證明存在自流注氣流動(dòng)壓差。2.3 多級(jí)屏障單元分層完井技術(shù)

針對(duì)AX-S3井完井作業(yè)存在漏失和井控的雙重風(fēng)險(xiǎn)，建立了三級(jí)屏障單元鉆完井工藝：

1) 鉆井期間通過(guò)優(yōu)化鉆井液流變性能，使泥餅承受最高鉆井壓差高達(dá)25 MPa，有效控制濾餅厚度在井壁1～2 cm范圍內(nèi)，建立一級(jí)屏障單元。

2) 在油基鉆井液高效潤(rùn)滑性能和良好井況的支持下，采用雙凝水泥漿結(jié)構(gòu)和高效沖洗液，優(yōu)化固井頂替參數(shù)，實(shí)現(xiàn)國(guó)產(chǎn)旋轉(zhuǎn)尾管固井最長(zhǎng)裸眼段記錄，建立二級(jí)屏障單元。

3) 用能隔絕上下儲(chǔ)層、反復(fù)溝通油管和油套環(huán)空的分層完井管柱，配合暫堵型完井液體系，合理確定完井液密度，滿足高壓力儲(chǔ)層井控要求，并控制低壓力儲(chǔ)層漏失性能，避免層間干擾和井筒不平穩(wěn)；同時(shí)，優(yōu)化自流注氣管柱結(jié)構(gòu)：鋼絲引鞋+φ73.025 mm倒角油管+扶正器+分層封隔器+φ73.025 mm倒角油管+滑套+φ73.025 mm倒角油管+扶正器+分層封隔器+φ73.025 mm油管，封隔上下產(chǎn)層，實(shí)現(xiàn)不同壓力系數(shù)儲(chǔ)層清噴，建立三級(jí)屏障單元。AX-S3井分層完井管柱如圖2所示，其主要井下工具部分技術(shù)參數(shù)見(jiàn)表2。

圖2 AX-S3井自流注氣管柱示意Fig .2 Schematic diagram of artesian gas injection string of Well AX-S3表2 AX-S3井主要井下工具技術(shù)參數(shù)Table 2 Main technical parameters of some downhole tools in Well AX-S3

工具名稱工作壓力/MPa最大外徑/mm最小內(nèi)徑/mm分層封隔器3.4515162扶正器3.4515162滑套3.4511669.85

2.4 油管內(nèi)注氮?dú)馀e清噴技術(shù)

常規(guī)誘噴方式主要有連續(xù)油管氮?dú)鈿馀e誘噴、環(huán)空注氮?dú)馀e誘噴等，但針對(duì)海上平臺(tái)作業(yè)存在各種限制[11]。AX-S3井從提高作業(yè)時(shí)效和安全控制方面考慮，改變誘噴程序，配合使用鋼絲設(shè)備從油管內(nèi)部注入氮?dú)?，環(huán)空排液后直接造負(fù)壓至設(shè)計(jì)要求時(shí)進(jìn)行清噴。清噴作業(yè)流程主要為：鋼絲作業(yè)打開滑套，油管內(nèi)正注入氮?dú)庵猎O(shè)計(jì)要求，保持注氮壓力鋼絲作業(yè)關(guān)閉上部滑套，釋放注氮?dú)鈮毫?，清噴下部?jī)?chǔ)層；鋼絲作業(yè)投工作筒堵塞器封隔下層，打開上部滑套清噴上部?jī)?chǔ)層至符合要求，撈出堵塞器，關(guān)閉采油樹所有閥門實(shí)現(xiàn)自流注氣(圖2)。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 φ215.9 mm井段鉆進(jìn)

AX-S3井φ215.9 mm井段采用PD+扭沖工具鉆具組合：φ215.9 mm PDC鉆頭+φ171.45 mm扭沖工具+PD+ARC+非磁加重鉆桿+浮閥短節(jié)+震擊器+加重鉆桿+鉆桿，扭沖工具通過(guò)提供圓周方向的高頻沖擊扭矩，并配合使用破巖性較強(qiáng)的5刀翼鉆頭，有效降低了鉆井扭矩,并保持了扭矩平穩(wěn)；同時(shí)配合使用優(yōu)化后的油基鉆井液，一趟鉆僅40 h即完成1 168 m井段鉆井作業(yè)，現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)安全高效。對(duì)比井深、軌跡及地層情況類似的AX-S6和AX-S2井的鉆井參數(shù)(表3)可以看出，AX-S3井井段更長(zhǎng)，平均扭矩較AX-S6井降低48%，較AX-S2井降低36%，平均鉆壓較AX-S6和AX-S2井降低37%，平均機(jī)械鉆速較AX-S6和AX-S2井提高60%。

表3 類似井鉆井參數(shù)對(duì)比Table 3 Drilling parameters comparative analysis with similar wells

3.2 完井作業(yè)

AX-S3井完井作業(yè)采用了自主研發(fā)的超長(zhǎng)跨距多級(jí)負(fù)壓射孔工藝和分層完井工藝，最大程度地釋放了地層產(chǎn)能，并通過(guò)優(yōu)化清洗液配方，精細(xì)化洗井作業(yè)程序，保證了洗井返出液NTU值連續(xù)30 min小于5；通過(guò)加裝扶正器等合理優(yōu)化自流注氣管柱設(shè)計(jì)，提前預(yù)裝采油樹等準(zhǔn)備作業(yè)，保證了自流注氣管柱順利、安全、及時(shí)到位；自流注氣管柱到位后利用油管內(nèi)注氮?dú)馀e作業(yè)，高效完成了不同壓力系數(shù)儲(chǔ)層清噴作業(yè)，獲取了優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層保護(hù)效果，最終該井清噴順利高產(chǎn)，下部高壓氣頂氣清噴產(chǎn)氣量10×104m3/d，上部低壓油層平均產(chǎn)氣量0.26×104m3/d，產(chǎn)液36 m3/d。

3.3 自流注氣效果

完井作業(yè)結(jié)束后對(duì)AX-S3井進(jìn)行關(guān)井，實(shí)施井下高壓氣層自動(dòng)向低壓油層自流注氣。2017年初對(duì)該井進(jìn)行產(chǎn)能測(cè)試和壓恢試井，測(cè)試油組W2I層位平均產(chǎn)液90 m3/d，平均產(chǎn)氣0.43×104m3/d，較完井初期產(chǎn)能有所提高；2017年3月底對(duì)該井進(jìn)行產(chǎn)能測(cè)試和PLT測(cè)試，計(jì)算W2I層位日吸氣6.9×104m3/d，累計(jì)運(yùn)移氣量0.037×108m3，吸入壓差自3.0 MPa至2.1 MPa穩(wěn)定，折算吸氣指數(shù)0.06×104m3/(d·MPa2)，預(yù)測(cè)壓力系數(shù)通過(guò)自流注氣自由恢復(fù)至0.99，基本達(dá)到了預(yù)期目的。

4 結(jié)論

1) 潿洲油田AX-S3井復(fù)雜壓力梯度鉆井液技術(shù)可承受最高鉆井壓差達(dá)25 MPa，有效控制鉆井液濾餅在井壁1～2 cm范圍內(nèi)，保障了復(fù)雜壓力梯度儲(chǔ)層安全鉆進(jìn)；復(fù)雜壓力梯度隨鉆測(cè)壓和多級(jí)屏障單元分層完井技術(shù)是實(shí)施AX-S3井自流注氣完井作業(yè)成功的關(guān)鍵，油管內(nèi)注氮?dú)馀e清噴工藝的創(chuàng)新為自流注氣效果提供了保障。

2) 自流注氣井AX-S3井的成功實(shí)施建立了不同儲(chǔ)層之間的安全流動(dòng)通道，通過(guò)建立三級(jí)屏障單元、應(yīng)用油管內(nèi)注氮?dú)馀e清噴等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了下部高壓氣頂氣清噴產(chǎn)氣量10×104m3/d ，上部低壓油層平均產(chǎn)氣量0.26×104m3/d，產(chǎn)液36 m3/d的投產(chǎn)效果，最終自流注氣效果監(jiān)測(cè)低壓儲(chǔ)層壓力系數(shù)自由恢復(fù)穩(wěn)定至0.99。

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