邸百英

(中石油大慶鉆探工程公司國際事業(yè)部，黑龍江 大慶 163411)

魯邁拉油田地質環(huán)境復雜，共存在6套漏失層，2套含硫水層，2套礫巖和硬石膏夾層，大段泥頁巖地層，3套壓差超過0.12MPa的主力油層。為了降低風險，垂深3800m的井原有設計方法多采用四層井身結構，且下入深度差異較大，不僅限制了鉆井速度的提高，也增加了鉆井成本，部分井存在將漏失層、頁巖層、高滲儲層放在同一井段內的情況，側鉆達5次后才順利完井(該井僅該段損失的非生產(chǎn)時間就高達51.38d)。因此，為了提高鉆井效率、降低鉆井成本、保障鉆井施工順利進行，有必要開展井身結構設計優(yōu)化，從而為中石油鉆探隊伍在該地區(qū)站穩(wěn)市場提供技術支撐。

1 地層特點和鉆井難點

魯邁拉油田地層發(fā)育穩(wěn)定，主要目的層為Zubair油層，該區(qū)地層巖性結構較為復雜，存在多種漏失層、含硫水層和頁巖層，并且地層存在軟硬夾層，部分井段存在硫鐵礦，從而增加了井身結構設計的難度。自上而下各地層有以下地質特點和施工風險[1]：

1)Dammam層(550～750m)主要為白云巖、裂縫性石灰?guī)r，90%以上的井鉆井過程中均發(fā)生嚴重漏失;Hartha層(1725～1925m)主要為多孔裂縫性白云巖、碎屑質石灰?guī)r，夾泥巖薄層，50%以上井發(fā)生嚴重漏失(其中Ru-398井處理該井段漏失累計損失51.38d)，而其余微漏和滲漏層累計井段占全井長度的51.19%。

2)Ummer-rad層(1100～1300m)和Tayarat層共發(fā)育2套含硫水層。R-506井下鉆至1235.36m含硫水溢出并伴有H2S氣體出現(xiàn)，井控風險高。

3)2000m以下有大段泥頁巖，Shiranish層和2套主力油層滲透率達到了1000～4000mD。同時由于長期開采，部分井2套油層地層壓力梯度下降0.1～0.23MPa/m，易發(fā)生壓差卡鉆。

2 井身結構優(yōu)化設計

2.1 優(yōu)化原則

井身結構設計是鉆井工程設計的基礎，直接涉及到鉆井施工及采油工程的需要[2～4]。合理的井身結構設計要達到安全、優(yōu)質和低成本。因此，結合甲方采油工程的需要，制定了如下幾項井身結構設計原則：①滿足現(xiàn)有鉆機設備的提升能力；②套管強度設計合理，要保證套管在最大造斜率為6°/30m井段內能順利下入；③同一開次井眼與套管環(huán)空間隙不小于19mm；④油層段固井質量全部合格，中間漏失層、含硫水層的層間封隔固井質量合格；⑤潛油電泵下至垂深2000m，且潛油電泵處應為直井段，狗腿度小于1°/30m；⑥套管居中度達到70%以上；⑦油層套管內徑(通徑)需要滿足后續(xù)測井、修井最小通徑不低于114mm；⑧油層套管鉆進井段內不能使用膨潤土、重晶石等材料，所有鉆井液材料是可酸化，因而最后一開不能有大的漏失層。從而確定了如圖1所示的魯邁拉油田的井身結構設計流程。

圖1 魯邁拉井身結構設計流程

2.2 套管層次和下入深度的確定

魯邁拉地層壓力除油層開采存在壓差外(該壓差可通過控制鉆井液密度和屏蔽暫堵技術來實現(xiàn))[5～8]，其余井段屬于正常壓力系統(tǒng)。因此，研究過程中將防止漏失、防止含硫水侵、儲層保護、井筒質量作為井身結構設計的重點。井漏是魯邁拉油田鉆井施工最大難點，主要涉及2種漏失形式：孔洞裂縫性漏失(Dammam層640～855m、Hartha層1710～1900m)、滲透性漏失(Mishrif層2150～2200m、Shuaiba層2900～3000m)。出于儲層保護的需求，要求儲層鉆井液無固相，而根據(jù)多年堵漏經(jīng)驗判斷，對于孔洞裂縫性漏失層無固相鉆井液堵漏成功率相對較低，且大的漏失量對于成本較高的無固相鉆井液而言也是不可接受的。將含硫水層與下面的儲層隔開，從而保證井控安全，延長鉆具壽命。最終確定了如下的套管層次和下深方案：①先下入35m導管，封住上方流砂層和成巖性較差的松散地層，防止表層竄槽，并為二開鉆進構建循環(huán)通道；②一開進入Dammam層頂6m穩(wěn)定泥巖段，從而保證二開鉆進時井控安全；③二開進入Sadi層8～15m，實現(xiàn)“大漏層”與“小漏層”的分離，漏失與防塌防縮徑的分離，1.05～1.10g/cm3常規(guī)鉆井液與1.13～1.30g/cm3無固相鉆井液的分離，定向井段與直井段的分離；④三開則是根據(jù)油田試油、壓裂等后續(xù)作業(yè)的需求，鉆至油層底以下50m。

2.3 套管尺寸確定

圖2所示為套管與井眼尺寸匹配標準，實線表示套管與井眼尺寸的常用配合，虛線表示不常用的尺寸配合(間隙較小)。如選用虛線所示的組合時，則須對套管接箍、鉆井液密度、注水泥及井眼曲率大小等應予注意。同時若套管和鉆頭采用非標結構，則相應采購周期和成本都會增加，因此井身結構設計時盡可能采用標準井身結構。

以19mm最優(yōu)固井間隙為基準，根據(jù)圖2所示，井身結構設計如下。三開：根據(jù)魯邁拉油田開發(fā)實際需求，完井采用?177.8mm油層套管，?215.9mm鉆頭。二開：推薦采用?244.5mm套管，?311.2mm鉆頭。一開：推薦采用?339.7mm套管，?444.5mm鉆頭。導管及其鉆頭分別選擇?508.0mm和?660.4mm。綜上所述，最終確定了如表1所示的魯邁拉S型定向井的井身結構。

圖2 套管與井眼尺寸匹配標準示意圖

開次鉆頭尺寸/mm斜深/m垂深/m套管尺寸/mm斜深/m垂深/m導管660.43535508.03535一開444.5430430339.7428428二開311.218301793244.518281792三開215.934103374139.734073373

2.4 套管柱安全性分析

2.4.1套管強度校核

針對魯邁拉油井采量高、生產(chǎn)壓差大的情況，采用L80級套管既要滿足施工操作，又要滿足抗外擠安全系數(shù)不小于1.125、抗內壓安全系數(shù)不小于1.10、抗拉安全系數(shù)不小于1.25的技術需求，對各開次套管進行強度計算得到套管強度校核數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 魯邁拉套管強度校核結果

注：1lb=4.4482N,1ft=0.3048m。

2.4.2套管柱下入可行性分析

1)?311.2mm彎曲井眼下入?244.5mm套管 利用定向井井眼曲率半徑計算不同曲率下的井眼曲率半徑，使套管允許彎曲半徑小于井眼曲率半徑。套管允許彎曲半徑計算公式：

(1)

井眼曲率半徑計算公式：

(2)

式中：R為套管彎曲半徑，m；R0為井眼曲率半徑，m；K為井眼曲率，(°)/30m；E為鋼的彈性模量，206×106kPa；D為套管外徑，cm；K1、K2為安全系數(shù)，1；Yp為套管屈服強度，MPa。

表3 不同套管鋼級在一定安全系數(shù)下允許井眼彎曲情況

注：G1、G2分別表示L80鋼級套管安全系數(shù)。

表4 同一套管不同曲率條件下間隙大小

注：套管外徑244.5mm；壁厚11.99mm；內徑220.52mm；通徑219.5mm；鉆頭直徑215.9mm。

當K1、K2取不同安全系數(shù)，L80鋼級套管允許彎曲半徑和井眼最大曲率數(shù)據(jù)如表3所示。通過計算得知，當K1、K2取值較小時，套管允許彎曲半徑逐漸變小，而井眼曲率隨之增大。由文獻[4～6]可查得K1、K2取值數(shù)據(jù)，同時結合大慶油田深井二開技術套管鋼級為L80，?311.2mm井眼最大曲率小于6°/30m時,為了滿足潛油電泵技術需求，要求井眼曲率控制在3°/30m以內，所以?244.5mm套管滿足生產(chǎn)需求。

2)?244.5mm套管內通過?215.9mm鉆頭 技術套管采用壁厚為11.99mm的?244.5mm套管，因此要著重考慮?215.9mm鉆頭(鉆具組合)在該套管通徑彎曲變形情況下能否通過的問題，從而為軌道設計最大井眼曲率的確定提供理論依據(jù)。通過幾何模型，計算?215.9mm鉆頭(鉆具組合)在不同井眼曲率條件下的最大間隙與最小間隙。

在彎曲井眼內按照套管居中度70%，彎管內剛度100%計算時，確定鉆柱與彎曲套管最大間隙。計算結果如表4所示，滿足“鉆頭尺寸應小于上層套管通徑”的要求，所以?152.4mm鉆頭可以通過曲率小于11°/30m彎曲的?177.8mm套管，但根據(jù)魯邁拉定向井實鉆經(jīng)驗，套管內虛泥餅最高可達0.50mm。因此當井眼曲率小于3°/30m時，鉆頭可順利下至井底。

2.5 關鍵技術措施

1)為了避免長井段封固循環(huán)壓力過高導致誘發(fā)井漏，采用分級固井。且根據(jù)現(xiàn)場實際施工經(jīng)驗，分級箍以上50m范圍內固井優(yōu)質率為100%，而分級箍以下固井質量則無法保證。因此為了有效封隔Tayarat和Hartha兩個漏失層與含硫水層，分級箍安放位置在Tayarat底以下40m。

2)針對部分井技術套管固井后出現(xiàn)水泥面下降的問題，在完井后增加試擠作業(yè)，試壓時最高壓力控制在地層破裂壓力允許范圍內，承壓10min后為合格。否則采取頂部擠水泥作業(yè)，保證表層套管與技術套管的有效封隔。

3 現(xiàn)場應用

3.1 單井實鉆情況

R595井是一口水平位移612m的大位移S型定向井，該井最大井斜28°，最大造斜率3°/30m。該井一開采用?444.5mm鉆頭鉆至553m，下?339.7mm套管；二開采用?311.2mm鉆頭鉆至2085m，下?244.5mm套管，分級箍安放在1532m；三開采用?215.9mm鉆頭鉆至設計井深3501m，下?177.8mm套管。該井全井平均機械鉆速11.34m/h，鉆井周期37.52d，建井周期52.88d，全井非生產(chǎn)時間僅3.84d，占全井生產(chǎn)時間的7.27%，同比鄰井R569井，非生產(chǎn)時間降低17.68個百分點。全井施工過程中，僅發(fā)生一次大的漏失，通過水泥堵漏處理33.5h后正常鉆進，其余為定向儀器故障損失時間。

3.2 總體應用效果

運用上述井身結構優(yōu)化設計方法，在新一輪合同中累計施工25口井，平均井深3391.64m，全井平均機械鉆速11.23m/h，平均鉆井周期37.72d，平均建井周期50.64d，平均非生產(chǎn)時間比例為10.68%，與上一輪16口井相比，在鉆井難度增加情況下(補鉆井數(shù)量增加、600m以上位移井比例增加)，平均機械鉆速提高26.18%，平均鉆井周期縮短10.64d，平均建井周期縮短15.33d，平均非生產(chǎn)時間比例降低了8.6個百分點。

4 結論與建議

1)魯邁拉地區(qū)井身結構設計的重點是將漏失層與儲層、大段頁巖層采用技術套管封隔開，從而保證儲層鉆進過程中沒有堵漏等作業(yè)。

2)通過井身結構優(yōu)化設計，以及鉆井液密度控制、分級固井、試擠作業(yè)等技術配套，實現(xiàn)了四層井身結構全部優(yōu)化為三層井身結構的過渡，平均建井周期縮短15.33d，平均非生產(chǎn)時間比例降低了8.6個百分點，在保障安全的前提下，降低了生產(chǎn)成本。

3)二開由于固井時發(fā)生漏失造成部分井表層套管和技術套管之間未能實現(xiàn)有效封隔的情況，雖然通過擠水泥作業(yè)達到了甲方驗收標準，但還需進一步開展提高堵漏效果和雙凝雙密度固井技術研究，從而保證一次性封固質量，進一步縮短施工周期。