李丹陽， 肖 勇， 牛 閣， 張建軍

(1中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部 2川慶鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司)

一、超深水平井優(yōu)選復(fù)合尾管固井背景

哈拉哈塘區(qū)塊位于塔里木盆地塔北隆起中部，北為輪臺凸起，南鄰北部坳陷，西接英買力低凸起，東為輪南低凸起，面積約4 000 km2，具有良好的油源條件、儲蓋組合、運(yùn)移及配套條件，是塔里木盆地塔北地區(qū)近期油氣勘探的重點(diǎn)區(qū)帶。該區(qū)塊目前已進(jìn)入開發(fā)中后期,平均井深為6 500 m, 平均垂深為5 750 m。該油田油層埋藏深, 井底溫度高, 平均為140℃, 石炭系油藏原始地層壓力為62.38 MPa, 目前地層壓力約為44 MPa, 石炭系東河組砂巖儲層連通性好, 存在縱橫交錯的微裂隙, 裂縫較發(fā)育, 易發(fā)生坍塌、卡鉆和漏失等復(fù)雜情況。先前水平井多采用一開鉆至800 m，下入?339.7 mm表層套管固井；二開鉆至5 150 m，下入?244.5 mm技術(shù)套管中完；三開采用?215.9 mm鉆頭鉆至造斜點(diǎn)造斜，鉆至完鉆井深6 500 m以上。裸眼段在1 600 m左右，水平段長達(dá)近500 m以上[1-6]。?177.8 mm套管下入難度大，地層易漏、易垮。故此類井以往塔里木常采用小尺寸尾管或單級復(fù)合套管串結(jié)構(gòu)下至井口固井。

單一尺寸尾管固井是從懸掛位置起到井底全部下入?139.7 mm套管。其優(yōu)點(diǎn)是相對全井下入完井套管，可以節(jié)省懸掛器以上?177.8 mm套管近250 t 。但?139.7 mm套管本身內(nèi)徑小，后期固井易產(chǎn)生高泵壓，不利于大排量洗井和固井，且?139.7 mm尾管段，可使用的鉆具尺寸較小，不能快速鉆水泥塞及固井附件，導(dǎo)致完井作業(yè)時間過長，尤其是不利于生產(chǎn)后期的老井側(cè)鉆改造，如圖1所示。

圖1 塔里木東河塘油田常規(guī)?139.7 mm尾管固井

針對此情況，東河塘油田近年來油層套管多采用在水平段下入?139.7 mm套管，斜井段至井口為?177.8 mm復(fù)合套管。該管串結(jié)構(gòu)固井方式可采取雙級固井、正注反擠固井、一次上返固井。但雙級固井需下入分級箍，從而造成在分級箍位置存在整個管串完整性的潛在薄弱點(diǎn)。而正注反擠固井將污染地層并造成鉆井液損失。而一次上返固井目前水泥漿性能仍不完善，在哈拉哈塘區(qū)塊，比較成熟的方案為高低密度水泥漿組合使用，用低密度水泥漿體系作為領(lǐng)漿封固重合段及斜井段，常規(guī)密度水泥漿作為尾漿封固下部水平段。高低密度水泥漿組合基本性能滿足固井施工要求，但尾漿初稠低(10～20 BC)，滲漏阻力小,稠化時間過長，滲漏時間長。水泥漿在水平段過長的滲漏時間導(dǎo)致二界面膠結(jié)弱化，儲層段固井質(zhì)量降低。在復(fù)合套管下至井口的方式，將使用大量套管，在目前低油價下并不具經(jīng)濟(jì)性。綜合分析，在超深水平井探索采用復(fù)合尾管固井是較好的方式。

而對于?177.8 mm+?139.7 mm復(fù)合尾管固井，當(dāng)前較多采取將碰壓座放置在?177.8 mm套管段，懸掛器仍采用常規(guī)?244.5 mm×?177.8 mm尾管懸掛器。此方式降低了對尾管懸掛器尤其是尾管膠塞組性能要求，但將造成后期下塞較長，不利于節(jié)約完井作業(yè)時間。且該地區(qū)水平段較長，水平段套管充滿水泥漿導(dǎo)致套管偏心更嚴(yán)重，居中度更低，則水泥漿在運(yùn)移過程中，趨于在流動阻力小的上部流動，套管與地層緊密接觸的下部則流速較慢，出現(xiàn)所謂的分層現(xiàn)象，頂替效率不高從而固井質(zhì)量不易保證[7]。

為節(jié)約后期完井時間，并便于使用目前水平井固井常采用的“漂浮固井”原理，客觀上要求改進(jìn)尾管懸掛器尾管膠塞組，從而可將碰壓座放置在?139.7 mm套管尾端。為此，提供相應(yīng)技術(shù)要求及設(shè)計(jì)性能參數(shù)，和廠家合作，自主創(chuàng)新設(shè)計(jì)生產(chǎn)出?177.8 mm+?139.7 mm的高溫復(fù)合尾管懸掛器，確保井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后超深水平井復(fù)合尾管固井成功實(shí)現(xiàn)。

二、復(fù)合尾管懸掛器關(guān)鍵技術(shù)點(diǎn)研究

?244.5 mm×(?177.8 mm+?139.7 mm)的高溫復(fù)合尾管懸掛器相較于常規(guī)尾管懸掛器，其核心創(chuàng)新點(diǎn)在于尾管膠塞組的優(yōu)化。復(fù)合尾管膠塞組需滿足兩項(xiàng)基本條件：一是該尾管膠塞組能同時滿足兩種套管的刮壁性能；二是該尾管膠塞組被擊穿壓力值需大大低于尾管膠塞剪釘剪切值。

尾管膠塞組有兩種方式進(jìn)行連接，一種是尾管膠塞組直接與送入工具插入管連接；一種是采取尾管膠塞短節(jié)，尾管膠塞組與尾管懸掛器分離方式。

尾管膠塞組直連方式，鉆桿膠塞與尾管膠塞復(fù)合原理如圖2所示。膠塞復(fù)合后，鉆桿膠塞前端密封圈將尾管膠塞內(nèi)腔密封，同時鉆桿膠塞刮削翼將尾管膠塞短節(jié)傳壓孔位置密封，送入工具內(nèi)形成“死胡同”，鉆桿膠塞承受的液壓力通過鉆桿膠塞引導(dǎo)頭傳遞到尾管膠塞上，當(dāng)液壓力與沖擊力之和超過尾管膠塞剪釘剪切力時，剪釘剪斷，尾管膠塞組與送入鉆具脫開，與鉆桿膠塞形成整體一起下行至碰壓總成位置實(shí)現(xiàn)碰壓。

圖2 鉆桿膠塞與尾管膠塞復(fù)合原理示意圖

該方式優(yōu)勢在于節(jié)約了后期鉆尾管膠塞剪切套時間，但若膠塞復(fù)合后，剪釘如未剪斷，尾管膠塞組不能下行，上升的泵壓可能將鉆桿膠塞刮削翼壓翻，替漿液從尾管膠塞的傳壓孔進(jìn)入送入工具與套管之間的間隙，并可能壓翻尾管膠塞組刮削翼，形成循環(huán)通道，從而造成后期無法將水泥漿與頂替泥漿有效隔離，不能正常碰壓。鑒于復(fù)合尾管膠塞組需通過兩種套管尺寸，客觀上要求降低尾管膠塞刮削翼在?177.8 mm套管內(nèi)預(yù)緊力，則復(fù)合尾管膠塞密封膠片壓翻力將較常規(guī)?177.8 mm尾管膠塞密封膠片壓翻力大大降低，從而引起鉆桿膠塞與尾管膠塞復(fù)合后不釋放的風(fēng)險(xiǎn)。故在復(fù)合尾管膠塞組設(shè)計(jì)上，采取尾管膠塞組與懸掛器分離方式進(jìn)行[8](見圖3)。

圖3 常規(guī)?177.8 mm尾管膠塞短節(jié)示意圖

復(fù)合尾管膠塞組是在常規(guī)?177.8 mm尾管膠塞基礎(chǔ)上進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。設(shè)計(jì)關(guān)鍵點(diǎn)有如下幾點(diǎn)：①因尾管膠塞組需在?139.7 mm套管內(nèi)進(jìn)行碰壓作業(yè)，故需減小尾管膠塞芯軸直徑；②應(yīng)防止鉆桿膠塞與尾管膠塞復(fù)合后，替漿液進(jìn)入套管膠塞組環(huán)空，壓翻套管膠塞膠片；③尾管膠塞組膠片能夠在兩種套管尺寸內(nèi)均能有效隔絕替漿液與水泥漿，并且在?139.7 mm內(nèi)運(yùn)行摩阻不能過大，不能出現(xiàn)尾管膠塞“脫褲子”情況。

為此，尾管膠塞組的設(shè)計(jì)上，首先將膠塞空心芯軸的內(nèi)徑從72 mm減小至52 mm，相應(yīng)的將對應(yīng)的復(fù)合鉆桿膠塞的芯軸減小尺寸，并對復(fù)合鉆桿膠塞進(jìn)行整體硫化工藝。橡膠刮削翼采用具有良好耐磨性和塑變性的進(jìn)口橡膠材料，通過現(xiàn)代加工手段將整體式高分子橡膠膠碗高溫硫化于鋁合金制膠塞本體上。其次在空心套膠剪切環(huán)內(nèi)外增加兩組“O”型盤根，盤根密封設(shè)計(jì)壓力達(dá)到35 MPa，杜絕鉆桿膠塞與尾管膠塞復(fù)合后，替漿液進(jìn)入套管膠塞組環(huán)空。而為確保膠塞組膠片能適應(yīng)兩種套管尺寸，將膠片刮削翼主體部分直徑設(shè)定為135 mm，副翼設(shè)計(jì)為178 mm，并減小膠片厚度，調(diào)低膠片的邵氏硬度，由原65～80 HA調(diào)整至60～70 HA，提高膠盤的柔韌性[9]如圖4所示。

圖4 改進(jìn)后復(fù)合尾管膠塞組結(jié)構(gòu)示意圖

1剪切套 2密封外盤根 3內(nèi)密封盤根 4剪釘 5膠盤 6碰壓頭 7密封件 8鎖環(huán)

其主要技術(shù)參數(shù)如下：

總長度：640 mm；

膠盤邵氏硬度：60～70 HA；

膠盤最大外徑：178 mm；

空心套管膠塞在?177.8 mm套管內(nèi)摩阻：1.2～1.5倍膠塞組自重；

空心套管膠塞在?139.7 mm套管內(nèi)摩阻：2.5～3倍膠塞組自重；

套管膠塞剪切壓力：6±1 MPa；

尾管膠塞在?177.8 mm套管內(nèi)可承受壓差：≥5 MPa;

三、DH6-H1的?177.8 mm+?139.7 mm復(fù)合尾管固井實(shí)踐

DH6-H1井是塔里木盆地東河塘油田東河6號構(gòu)造上的一口三開結(jié)構(gòu)超深水平井，一開鉆至800 m，下入?339.7 mm表層套管固井；二開鉆至5 150 m，?244.5 mm技術(shù)套管下至5 150 m中完后，采用?215.9 mm鉆頭鉆至5 675 m開始造斜，于6 780 m完鉆。裸眼長1 630 m，水平段長601 m。套管下入難度大，地層壓力系數(shù)0.9，采用?177.8 mm+?139.7 mm復(fù)合尾管固井，其井身結(jié)構(gòu)示意圖如圖5所示。

圖5 復(fù)合尾管懸掛器固井井身結(jié)構(gòu)示意圖

?177.8 mm油層套管實(shí)際下深5 780.97 m，懸掛器喇叭口位置4 944.82 m，總長836.15 m。變徑短節(jié)下深5 780.97 m，?139.7 mm套管下深6 778.3 m，總長997.3 m，?139.7 mm碰壓總成設(shè)置在6 582 m，復(fù)合管串總長1 833.48 m。斜井段每3根下入1只鋁合金扶正器，水平段每1根套管下入1支鋁合金扶正器，確保套管居中。送尾管到底，充分洗井后，進(jìn)行懸掛器坐掛、丟手作業(yè)。循環(huán)，注膨潤土漿40 m3。管線試壓30 MPa，注密度1.03 g/cm3前置液7 m3。注領(lǐng)漿23 m3，密度1.84～1.87 g/cm3，平均1.86 g/cm3，用阿克蘇G級水泥35 t。注尾漿40 m3，密度1.84～1.86 g/cm3，平均1.85 g/cm3，用阿克蘇G級水泥50 t。倒閘門，投復(fù)合鉆桿膠塞。注密度1.03 g/cm3后置液7 m3，替密度1.75 g/cm3高密度水泥漿15 m3；密度1.24 g/cm3，替膨潤土漿10 m3，替鉆井液40.2 m3，碰壓22↗25 MPa。泄壓，無回流。整個施工過程壓力平穩(wěn)，尤其在尾管膠塞組運(yùn)行過程中，無明顯壓力上漲情況。經(jīng)后期鉆塞，探得實(shí)際下塞位置位于碰壓球座上方18 m，尾管井壁干凈無殘留水泥漿。膠塞隔離刮壁效果較好，達(dá)到研制目的。

四、結(jié)論和建議

(1)在塔里木東河塘超深水平井應(yīng)用復(fù)合尾管固井，較以往油層套管下至井口的常規(guī)固井方式每口井僅套管費(fèi)用可節(jié)約260萬元以上，工具費(fèi)用可節(jié)約近60萬元，合計(jì)單井可節(jié)省320萬元以上，尚不包括固井添加劑和水泥費(fèi)用，降本增效明顯。

(2)DH6-H1超深水平井復(fù)合尾管固井技術(shù)從有效地增加?177.8 mm套管的下入深度目的出發(fā)，為將來生產(chǎn)后期老井側(cè)鉆打下了良好的基礎(chǔ)。既立足現(xiàn)在，更著眼未來，具有良好的應(yīng)用社會效益。

(3)超深水平井復(fù)合尾管尾管固井可以使用更長的大尺寸鉆具，以較大的泵排量洗井和頂替水泥漿，鉆塞，充分清洗井底，提高安全性，加快了鉆塞速度；且為完井試油工具尺寸選擇提供更多的空間。

(4)建議推廣應(yīng)用超深水平井復(fù)合尾管固井技術(shù)，創(chuàng)造更好的經(jīng)濟(jì)效益。