張羽臣， 李巍然， 劉長柱， 劉海龍， 林家昱

(1 中海石油(中國)有限公司天津分公司 2中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司定向井技術(shù)服務(wù)分公司)

渤海油田是目前中國海上最大的油田，近年來原油產(chǎn)量持續(xù)超過3 000×104m3，成為我國第二大原油生產(chǎn)基地。隨著油氣開發(fā)進(jìn)程加快，部分油田已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)中后期，產(chǎn)量下降速度較快，且近年勘探難度逐漸增大，渤海油田急需解決穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)難題。截至目前渤海油田低產(chǎn)低效井?dāng)?shù)約150口，關(guān)停井?dāng)?shù)近200口，低產(chǎn)低效井、關(guān)停井已成為制約油田穩(wěn)油上產(chǎn)的關(guān)鍵因素。因此，為延長老油田壽命，盤活油井資產(chǎn)，鉆完井專業(yè)需要豐富和創(chuàng)新技術(shù)手段，提出低成本油水井綜合治理技術(shù)。埕北油田位于渤海西部海域，處在埕北低凸起的西端，其西南側(cè)緊靠埕北凹陷，其油氣層段集中在東營組上段和新近系館陶組。為了挖掘埕北油田的潛力，改善油田開發(fā)效果，提高油氣采收率，采用同層側(cè)鉆技術(shù)對埕北油田低效井進(jìn)行治理。AX井是埕北油田A平臺的一口調(diào)整井，為了恢復(fù)低效井AX井產(chǎn)能，進(jìn)一步動用NgⅢ砂體的儲量而設(shè)計的一口同層側(cè)鉆水平井。AX井完鉆井深2 223 m，垂深1 413.02 m，割拔回收老井?215.9 mm水平裸眼段的部分?139.7 mm防砂管柱，注棄井及側(cè)鉆水泥塞，在?215.9 mm裸眼內(nèi)側(cè)鉆，并在該側(cè)鉆點鉆水平段完鉆，裸眼段長394 m。該技術(shù)能夠有效利用老井套管，減少施工井段，采用大井眼完鉆，保證泄油面積，同時節(jié)省作業(yè)綜合成本，延長海上老油田的生產(chǎn)壽命，取得較好的經(jīng)濟(jì)效益。

一、同層側(cè)鉆水平井作業(yè)主要技術(shù)難點

AX井?244.48 mm套管鞋上端選擇位置割拔篩管，然后打水泥塞，選擇在裸眼段側(cè)鉆水平新井眼。同層側(cè)鉆作業(yè)主要面臨以下技術(shù)難點。

(1)老井低效原因分析。多重因素造成老井的產(chǎn)量下降，如儲層傷害、篩管堵塞、防砂失效等，因此需要對老井低效原因進(jìn)行準(zhǔn)確的分析研究，否則治理效果難以保證[1-2]。

(2)防砂管柱切割打撈回收難度大。

(3)水平井棄井及側(cè)鉆水泥塞質(zhì)量難以保證，且易卡鉆。由于重力的影響，使得鉆具總是會貼在下井壁，而水泥漿也總是會沿著下井壁一邊前進(jìn)，極易形成水泥漿在井筒內(nèi)的“指進(jìn)”現(xiàn)象，影響頂替效率，從而使得水泥塞的質(zhì)量大打折扣，導(dǎo)致水泥強度不夠而影響側(cè)鉆。?73.03 mm NU油管進(jìn)入防砂管后，鉆具與井眼環(huán)空間隙小，井內(nèi)的泥砂、巖屑混合物、水泥漿和鉆井液容易在小間隙處發(fā)生沉積，導(dǎo)致卡鉆。水泥漿密度大于壓井液密度，與地層形成一定壓差，且下部鉆具處于井眼低邊，鉆具與井眼之間的摩擦阻力較大，容易造成壓差卡鉆[3-4]。

(4)水平段儲層砂巖有效鉆遇率難以保證。該砂體存在一定的泥巖夾層，由于泥巖易水化膨脹、易坍塌，容易堵塞篩管，如果鉆遇較長泥巖段，既影響產(chǎn)能，又影響油井壽命。

二、關(guān)鍵技術(shù)及實施要點

1.老井低效原因研究分析

1.1 儲層評價落實

AX井在鉆井之前，通過鉆領(lǐng)眼AXP1井對該井儲層厚度及發(fā)育情況進(jìn)行了評價，評價表明，該儲層厚度12 m左右，且儲層發(fā)育良好，且周邊生產(chǎn)井產(chǎn)量較好，因此判斷該井儲層沒有問題。

1.2 老井低效原因分析

通過AX井水平段測井解釋成果可知：該井油層砂巖有效段鉆遇率低，共鉆進(jìn)344 m，其中泥巖84.4 m，干層23.4 m，差油層36.2 m。該井采用優(yōu)質(zhì)篩管防砂完井，分析認(rèn)為由于鉆遇泥巖段太長，泥巖縮徑或坍塌，堵塞篩管，造成產(chǎn)液產(chǎn)油量較低。該油田原油黏度高，儲層溫度67℃，原油黏度577 mPa·s(見圖1)，應(yīng)采用礫石充填防砂完井[5]，該井最初方案設(shè)計為礫石充填防砂，但在施工過程中循環(huán)測試壓力高而無法充填，最后被迫更改為優(yōu)質(zhì)篩管防砂。因此，該井低效根本原因是水平段油層有效段低，泥巖鉆遇較長，防砂效果差。

圖1 該油田黏度與溫度關(guān)系圖

2.水平井裸眼段防砂管柱切割打撈回收技術(shù)

2.1 切割深度選擇

為充分利用老井眼，并考慮側(cè)鉆需求，本次鉆井側(cè)鉆方案選取側(cè)鉆點深度為1 834 m(套管鞋深度：1 824 m)，為確保側(cè)鉆順利，至少應(yīng)回收至管鞋以下30 m，根據(jù)以上條件，選取切割深度如下：

(1)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)：SC-1R頂部封隔器深度1 767 m，套管鞋深度1 824 m。

(2)切割深度：第一次切割點深度1 854 m，第二次切割點深度1 810.81 m，其中第一次切割點位置為水平段某一篩管中部位置，第二切割點為頂部封隔器以下80 m左右某根盲管的中部，選擇此位置既方便切割作業(yè)進(jìn)行，又能在回收頂部封隔器時盡可能打撈出較多盲管；切割方式為從下至上切割，避免回收頂部封隔器后再切割將無法定位后續(xù)切割點。所有切割點盡量選在篩管本體盲段即圖2所示2號位置，避開接箍和打孔段即1、3號位置。

圖2 切割位置示意圖

2.2 防砂管柱打撈回收技術(shù)

防砂管柱打撈回收需注意以下幾點：

(1)切割管柱前，應(yīng)將井筒清洗干凈，保證切割管柱順利下入，減少卡鉆風(fēng)險[6]，通井洗井鉆具：?114.3 mm錐形磨鞋(帶側(cè)水眼)+?73 mm鉆桿12根+變扣211×310+變扣311×410+?165 mm震擊器+?127 mm加重鉆桿1根+?127 mm鉆桿18柱+?127 mm加重鉆桿12根+?127 mm鉆桿。

(2)水力割刀切割?139.7 mm篩盲管，要保證割刀與切割盲管的匹配性，選用47 mm刀片確保在任何情況下切割開盲管[7]，切割鉆具：?114.3 mm水力割刀(配47 mm刀片)+?73 mm鉆桿5柱+變扣211×310+變扣311×410+?165 mm震擊器+?127 mm加重鉆桿1根+?127 mm鉆桿18柱+?127 mm加重鉆桿6柱+?127 mm鉆桿68柱。

3.水平井注水泥塞棄井技術(shù)

(1)加強對配水泥漿用水的水質(zhì)監(jiān)測，做好配伍性試驗。

(2)在注水泥塞過程中上下活動鉆具，防止因鉆具在井內(nèi)靜止時間較長，造成黏附卡鉆，同時加大頂替排量，避免水泥漿的指進(jìn)現(xiàn)象，提高水平段水泥塞的質(zhì)量。

(3)在注水泥作業(yè)結(jié)束后，適當(dāng)加快起鉆速度，縮短鉆具在井內(nèi)的靜止時間，降低卡鉆風(fēng)險。

(4)起注水泥管柱至預(yù)定位置后，大排量1 000～1 200 L/min正循環(huán)洗井，一方面可提高頂替效率，另一方面可在水泥漿安全稠化時間內(nèi)盡量縮短施工時間。

(5)洗井期間上下活動施工管柱防止水泥漿在鉆具貼井壁側(cè)而沉積卡鉆。

4.水平段鉆進(jìn)泥巖規(guī)避技術(shù)

根據(jù)分析，AX井低效的根本原因是鉆遇泥巖段太長，因此側(cè)鉆新井關(guān)鍵點之一是如何規(guī)避鉆遇泥巖，保證儲層段的有效鉆遇率。

4.1 鉆前優(yōu)化軌跡設(shè)計

油藏專業(yè)推薦AX井位距離老井較遠(yuǎn)，該井位只能采用常規(guī)側(cè)鉆模式，而該模式為在上部井段套管開窗，老井井段利用率低，井身結(jié)構(gòu)相對復(fù)雜，費用較高。綜合考慮鉆井成本及滿足油藏需求，提出同層側(cè)鉆方案，通過對AX井的軌跡及鉆遇地層的分析，可知該井的關(guān)鍵點在于井位優(yōu)選及軌跡設(shè)計優(yōu)化，并盡量避開或盡快鉆穿泥巖夾層，保證儲層的有效鉆遇率。在垂深1 408.4～1 409.2m為泥巖夾層，而該井著陸點垂深(套管鞋垂深)為1 407 m，井斜85°，因此水平段無論如何都必須鉆遇該泥巖夾層。該井所在位置西北高，東南低，存在一定的地層傾角，且東南方向油層逐漸變厚。因此新井位應(yīng)布置在老井眼的東南方向，這樣既有利于快速穿越泥巖夾層，且儲層厚度也有所增加。AX井鉆遇泥巖13 m左右，未影響后期的礫石充填防砂，相對常規(guī)側(cè)鉆模式，能充分利用老井段。見表1。

表1 CB-AX井軌跡優(yōu)化對比表

由表1可知，優(yōu)化井位前，側(cè)鉆點最深選擇在1 300 m，進(jìn)尺954 m，水平段長度313 m，且需要?244.48 mm套管開窗側(cè)鉆，水平段只能采用?152.4 mm井眼；而通過優(yōu)化井位，側(cè)鉆點可選擇在?244.48 mm套管鞋以下10 m左右，進(jìn)尺及水平段長394 m，相對優(yōu)化前，進(jìn)尺減少560 m，水平段增加81 m，且減少一層套管，采用?215.9 mm裸眼側(cè)鉆至完鉆，同時增加泄油面積。

4.2 鉆井軌跡控制技術(shù)

水平段井眼軌跡控制的重點是規(guī)避泥巖，因此要求及早發(fā)現(xiàn)泥巖，及時調(diào)整軌跡，施工過程采取以下措施[6-7]。

(1)根據(jù)地層及軌跡情況，優(yōu)選鉆具組合，考慮AX井在鉆水平段時采用馬達(dá)鉆具，軌跡調(diào)整極其困難，也是造成鉆遇泥巖段較長原因之一，因此AX井的水平段作業(yè)采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合，以便及時調(diào)整軌跡。

(2)加強動態(tài)監(jiān)控，加強地質(zhì)錄井，并使用LWD隨鉆測井儀器進(jìn)行跟蹤評價[8]，最好配近鉆頭伽馬，能更早發(fā)現(xiàn)儲層鉆遇情況，以便及時調(diào)整軌跡，最大限度的提高砂巖鉆遇率。

圖3 AX井設(shè)計與實際垂深對比

通過以上措施，該井新井眼完鉆點與老井眼距離79.74 m，軌跡貼合設(shè)計，實時鉆進(jìn)時存在一定的軌跡調(diào)整，實鉆軌跡在設(shè)計軌跡之上，井眼軌跡與設(shè)計吻合度比較高(見圖3、圖4)。

圖4 AX井設(shè)計與實際軌跡平面投影對比

通過鉆前設(shè)計軌跡優(yōu)化及現(xiàn)場鉆井軌跡控制技術(shù)，該井水平段儲層砂巖鉆遇率達(dá)到95.8%，水平段長度394 m，其中泥巖7.1 m，致密層9.8 m，油層377.3 m。

三、應(yīng)用效果評價

1.鉆完井成本大幅下降

采用同層側(cè)鉆技術(shù)鉆完井費用相對常規(guī)側(cè)鉆費用能節(jié)省大概40%，而該井通過管理手段繼續(xù)降本，最終該井成本為常規(guī)側(cè)鉆成本的31%(見圖5)。

圖5 CB-AX井費用對比

圖6 CB-AX井生產(chǎn)情況

2.產(chǎn)量大幅增加

通過對AX井的綜合治理，該井產(chǎn)液和產(chǎn)油量均有大幅提升，挖潛增油效果明顯，投產(chǎn)產(chǎn)量為鉆后配產(chǎn)的3.5倍左右；該井2015年10月投產(chǎn)，交井產(chǎn)量達(dá)34.28 m3/d，投產(chǎn)之后產(chǎn)量一直很穩(wěn)定，目前產(chǎn)油量46.99 m3/d，為治理前的6.8倍(見圖6)。

四、結(jié)論和建議

(1)同層側(cè)鉆水平井技術(shù)在埕北油田取得了成功應(yīng)用，為海上油田挖潛增儲、延長老油田生產(chǎn)壽命提供了有效途徑，值得進(jìn)一步推廣應(yīng)用。

(2)同層側(cè)鉆技術(shù)油藏再認(rèn)識，油藏風(fēng)險低；鉆完井施工難度、設(shè)備能力要求低；且見效快，費用低。

(3)同層側(cè)鉆水平井技術(shù)適合因工程原因造成初期產(chǎn)能低的水平井，或儲層具備產(chǎn)能條件，由于初期認(rèn)識不清造成的鉆遇泥巖、強水淹層等問題影響產(chǎn)能的水平井。