王居賀 孫偉光 于東兵

(1.中國石化集團縫洞型油藏提高采收率重點實驗室 2.中石油江漢機械研究所有限公司)

0 引 言

經過30多年的技術發(fā)展，國外連續(xù)管鉆井技術已經在包括美國阿拉斯加、加拿大、中東、拉美、東南亞等國家和地區(qū)廣泛應用，成為老井挖潛增產的重要手段之一[1-2]。僅Baker Hughes公司就已經開展了超過12 000趟鉆的連續(xù)管鉆井活動，總進尺數超過1 219 200 m?？傮w上國外連續(xù)管側鉆技術聚焦于淺層儲藏開發(fā)，井眼垂深主要集中在1 500～3 000 m。國內中石油江漢機械研究所有限公司自2012年開展連續(xù)管鉆井技術研究以來，共進行了20余井次的現場試驗，創(chuàng)下了單井進尺1 015 m、最大井斜角90.11°、水平段長123 m等多項國內紀錄，但都需要從?139.7 mm(5.500 in)套管內起出原井生產管柱后再使用?60.3 mm(2.375 in)或?73.0 mm(2.875 in)連續(xù)管開展定向鉆井。連續(xù)管側鉆技術的優(yōu)勢是省去起出油管的費用，縮短非生產周期。當前國外普遍采用不起出生產油管柱，通過連續(xù)管經過油管柱對現有儲層進行加深或對未開發(fā)層段進行開窗側鉆的作業(yè)方式；其次，利用連續(xù)管的柔性特性可實施小井眼短半徑鉆水平段以避開復雜蓋層，快速進入目標儲藏。然而國內暫未開展連續(xù)管過油管側鉆技術的相關研究。

隨著國內油氣資源開發(fā)聚焦于保障各區(qū)塊產能要求，重視恢復老井產能，因此各油田公司迫切需要對老井進行改造，以此來恢復問題井的生產，保障能源穩(wěn)定[3]。常規(guī)側鉆技術在保產能時降本增效空間已經非常有限[4]。國外鉆井實踐表明，相比常規(guī)側鉆技術，采用連續(xù)管側鉆技術特別是連續(xù)管過油管技術能夠在原有側鉆的基礎上再節(jié)約20%～40%的成本。因此開展連續(xù)管過油管側鉆技術研究對于推動油公司進一步提速增效，實施老井改造具有重要作用。

塔河油田儲層為碳酸鹽巖，儲集體受裂縫和溶蝕空洞發(fā)育影響，非均質性強，儲集空間類型復雜，儲層分布差異性大。塔河油田在開采時，常規(guī)開發(fā)井一個井眼聯(lián)通一個儲集體，隨著開發(fā)年限的延長，大部分優(yōu)勢儲集體已進入投產階段，井間殘余儲集體儲能有限，采用常規(guī)開采方式時單井產能有限，經濟效益較低。為提高單井對奧陶系油藏儲量的動用程度，2001年塔河油田開始實施側鉆鉆井工藝，利用老井眼側鉆定向井與老井眼周邊的殘余儲集體聯(lián)通，以改善井網布置，提升單井動用可采儲量。然而到了2020年，常規(guī)超深側鉆工藝已進入降本瓶頸。為了進一步提高儲層的動用程度，也為了探究連續(xù)管側鉆工藝的技術優(yōu)越性及在碳酸鹽巖儲層的適用性，筆者介紹了連續(xù)管過油管側鉆短半徑分支井技術在TH區(qū)塊深井A井的應用，通過工藝及配套優(yōu)化研究解決了深井中巖屑運移、井底鉆壓施加、短半徑造斜等技術難題，并開展了現場試驗，驗證了該技術在深井改造中的可行性，可為下步在油田老區(qū)實施技術示范特別是深井側鉆施工提供借鑒。

1 技術難點

A井屬三開直井，井深5 730 m，裸眼完井井筒直徑149.2 mm，?177.80 mm(7.00 in)套管從井深5 633 m回固至井口，內徑154.8 mm，井筒內現有?88.9 mm采油管柱，如圖1所示。

圖1 A井原井筒井身結構Fig.1 Original casing program of Well A

由于該井出水嚴重，于2021年4月關井至今。油田擬對該井實施老井重入側鉆，垂深5 698 m，距套管鞋垂距僅為64.2 m，地質要求軌跡轉平處(垂深5 698 m)位移需大于30 m，以避開原井筒，并且儲藏內進尺不少于30 m。建議利用側鉆短半徑水平井快速進入原井西側，反演洞頂部位動用周邊儲藏，恢復原井生產。

為了借鑒國內外連續(xù)管側鉆技術經驗[5-6],實現老井側鉆，發(fā)揮連續(xù)管起下速度快、可帶壓的優(yōu)勢，筆者進行了深井連續(xù)管短半徑側鉆工藝試驗方案研究，難點主要表現在以下3個方面。

(1)連續(xù)管匹配難度大。原井筒采用?177.80 mm套管，內徑154.8 mm，井深接近6 000 m，連續(xù)管管徑與長度參數存在匹配難題。當選擇大管徑連續(xù)管時，滾筒纏繞的連續(xù)管長度不夠；當采用小外徑的連續(xù)管時，由于纏繞管柱長，內徑摩阻損失大，無法實現大排量循環(huán)，造成巖屑返排難。

(2)鉆壓施加困難，機械鉆速低。連續(xù)管在?177.80 mm套管與原裸眼井眼內時，由于扶正器內徑大，連續(xù)管管徑小，當連續(xù)管外徑與井筒內徑不能達到最優(yōu)匹配時，連續(xù)管極易屈曲鎖定，鉆井過程中易出現彈簧效應，造成鉆壓施加不均勻；并且鉆壓可施加值小，出現鉆壓施加難，機械鉆速低，無進尺。

(3)工具面控制難度大。由于目標靶垂深小，需要全力增斜[7-8],地質設計要求最大造斜率每30 m達到40°，狗腿度及井斜大要求控向工具在大斜度段擺工具面時，輸出扭矩必須足夠大，進而要求連續(xù)管內過流更大的排量，以此在工具內部形成較大壓降，這將導致地面配套設備無法滿足要求，鉆進時工具面控向難。

2 工藝研究

2.1 井眼軌跡優(yōu)化設計

A井目前套管鞋深度5 633.8 m，地質預測5 692.5～5 705.0 m屬油氣層位，垂直厚度為10 m。要求通過側鉆揭開西側反演洞頂部位，提高儲量動用程度，需進尺30 m，水平位移70.02 m，軌跡轉平處(垂深5 698 m)位移大于30 m。軌跡轉平點垂深距離套管鞋深度處僅有65 m。為了達到地質要求，選用短半徑側鉆軌跡設計。本文考慮工具的轉彎性能，MWD受磁性干擾等因素，按窗口點5 645 m共進行了3種軌跡方案設計，即每30 m分別造斜35.78°、39.75°和44.57°，如圖2所示。井眼軌跡采取全增并造斜率逐漸增加形式，得出轉平位移分別為37.82、34.11和29.85 m?？紤]入窗后要留足調整方位的垂直距離、定向器控制和地質要求，采用第2種井眼軌跡方案，初始每30 m造斜0.89°，后增至每30 m造斜7°，滿足初期試鉆要求，然后軌跡中段保持每30 m造斜39.75°，以滿足地質要求。詳細軌跡數據如表1所示。采用方案二后，井眼軌跡可有效與油藏溝通，形成流通通道。

圖2 A井3種軌跡控制方案及油藏溝通圖Fig.2 Schematic diagrams of three trajectories and oil reservoir connections of Well A

表1 短半徑軌跡設計表Table 1 Design of short-radius wellbore trajectory

2.2 扶正管柱與井眼直徑設計

連續(xù)管末端可輸出軸向力分別考慮了管重力、井斜角、內外環(huán)空壓力及管柱與井壁摩擦力，連續(xù)管與套管之間摩擦因數取0.25，連續(xù)管與裸眼之間摩擦因數選取0.3[9]。計算式為：

Fm=Fgcosθ-phAo+pnAi-Ff

(1)

式中：Fm表示連續(xù)管末端可以輸出的力，N；Fgcosθ表示連續(xù)管在綜合工況下管重產生的力，包括防噴盒摩擦力和滾筒注入頭的拉力，N；θ表示井斜角，(°)；phAo表示連續(xù)管外圓截面受環(huán)空的綜合作用力，N；ph表示環(huán)空壓力，Pa；Ao表示連續(xù)管外圓截面積，m2；pnAi表示連續(xù)管內圓截面受管內作用力的綜合，N；pn表示連續(xù)管管內壓力，Pa；Ai表示連續(xù)管內圓截面積，m2；Ff表示連續(xù)管管柱受井壁接觸產生的摩擦力，N。

圖3為?50.8 mm連續(xù)管在原井筒內(?177.80 mm套管)以及?114.30 mm(4.5 in)和?88.90 mm(3.5 in)2種扶正管柱作用下最大坐放力(軸向力)對比曲線。由圖3可知：在未進入造斜井段前，原井套管柱可輸出的最大軸向力約20 kN；采用?88.90 mm扶正管柱時可輸出的最大軸向力約35 kN，采用?114.30 mm扶正管柱時可輸出最大軸向力約29 kN。進入?88.90 mm裸眼段后，連續(xù)管末端可輸出最大軸向力分別是10、18及15 kN，如圖4所示。

圖3 不同管柱扶正對連續(xù)管最大坐放力的影響曲線Fig.3 Effects of centralizing strings on maximum slack-off weights of CT

圖4 相同裸眼直徑下不同管柱扶正對連續(xù)管最大坐放力的影響曲線Fig.4 Effects of centralizing strings on maximum slack-off weights of CT in the case of the same openhole diameter

連續(xù)管鉆?88.90 mm井眼時要求有效鉆壓值不小于6.75 kN[10]。連續(xù)管過3種扶正管柱后可輸出軸向力都可滿足側鉆軸向力目標要求，但因短半徑工程實施中工具柔性彎曲的附加軸向力要求，對末端連續(xù)管的輸出力應考慮1.5倍的安全系數。為了增加泄油通道，井眼尺寸選取?88.90 mm的鉆頭實施作業(yè)，所以工程上?114.30 mm油管柱更優(yōu)，形成了?114.30 mm扶正管柱配套側鉆?88.90 mm井眼的方案設計。

2.3 施工參數與地面配套研究

巖屑能順利攜帶出井筒是連續(xù)管側鉆關注的重點。巖屑沉降末速度計算式如下[11]：

(2)

式中：v為巖屑沉降速度，m/s；DP為巖屑直徑，m；ρp為巖屑密度，kg/m3；ρf為鉆井液密度，kg/m3；μf為鉆井液黏度，Pa·s。

本文考慮了巖屑直徑、巖屑密度、鉆井液密度及鉆井液黏度對巖屑沉降末速變的影響。不同巖屑直徑下，鉆井液黏度和密度對沉降末速度的影響分別如圖5和圖6所示。由圖5和圖6可以看出：在巖屑密度不變的情況下，對于不同的巖屑直徑，當提高鉆井液黏度與密度時，都有利于降低巖屑沉降末速度；沉降末速度與二者都呈現正比關系，巖屑直徑越小，巖屑沉降速度越慢。

圖5 鉆井液黏度對沉降末速度的影響曲線Fig.5 Effects of drilling fluid viscosity on terminal velocity

圖6 鉆井液密度對沉降末速度的影響曲線Fig.6 Effects of drilling fluid density on terminal velocity

根據環(huán)空流速與沉降速度試驗結果和現場施工推薦關系值，按環(huán)空流速10倍于巖屑沉降速度[8]，分析得出施工排量與巖屑直徑的關系，進而研究施工排量與連續(xù)管內壓力的關系，具體如下[9]：

pCT=KpiLCTQ1.8

(3)

Kpi=7 628ρf0.8μf0.2/dCT4.8

(4)

式中：pCT為連續(xù)管管內壓降損失，MPa；Kpi為管內壓降計算系數；LCT為連續(xù)管長度，m；Q為施工排量，L/min；dCT為連續(xù)管內徑，mm。

在保證巖屑順利返出井筒前提下，分析了施工排量對總壓力的影響，結果如圖7所示。由圖7可以看出，適當降低排量有利于地面泵注設備選擇，也可保證地面設備長時間工作，同時減輕連續(xù)管在滾筒、注入頭彎曲與拉直過程中的疲勞。因此，在正常連續(xù)管鉆井過程中，考慮鉆井液的強潤滑性能，施工排量優(yōu)選300～350 L/min，地面泵組設備持續(xù)工作參數選擇應滿足排量400 L/min，輸出壓力50 MPa。

圖7 施工排量對泵壓的影響曲線Fig.7 Effects of pump rate on pump pressure

2.4 側鉆井工具組合分析優(yōu)化

連續(xù)管裸眼鉆進工具組合如圖8所示[10]。

圖8 連續(xù)管裸眼鉆進工具組合圖Fig.8 Schematic diagram of the CT BHA for openhole drilling

為了達到地質設計時每30 m造斜39.75°的目標，對工具串中核心工具進行了優(yōu)化研究。工具串允許最大剛性段長度計算式為[11-12]：

(5)

(6)

式中：Lr為剛性段長度，m；d為工具外徑，m；rc為工具與井眼環(huán)空間隙，m；R為曲率半徑，m；L2為允許彈性變形后，可通過工具的長度。

假定工具外徑不變，僅考慮造斜率與裸眼直徑，式(5)表示剛性段長度與工具外徑d、曲率半徑R、工具與井眼環(huán)空間隙相關。計算結果表明：該種工況下，?95 mm裸眼井可通過的剛性工具長度為3.9 m；當工具中有鈦合金管柱時，存在點接觸，?95 mm裸眼井可通過的剛性工具長度為6.8 m。鉆進過程中隨著鉆壓的增大，鈦合金柔性更強，可通過的鉆具組合長度也將大于6.8 m。井眼直徑與工具剛性段長度的分析曲線如圖9所示。由圖9可知，當裸眼直徑為90 mm時，剛性長度為3.4與5.9 m。因此，在考慮安全系數的情況下，鉆頭與螺桿長度必須小于3.4 m，工具組合完成后，通過鈦合金進行過渡優(yōu)化。

圖9 井眼直徑與工具剛性段長度分析曲線Fig.9 Variation of the rigid tool section length with the wellbore diameter

分度接頭在工具組合中起到至關重要的作用，依靠其實現定向井工具面擺放，短半徑水平井在井斜角超過40°后，因井斜增加和巖屑等因素的影響，工具托底需要分度輸出較大扭矩[13-14]。考慮工具與井壁從點接觸向面接觸過渡，分析分度接頭啟動扭矩，如圖10所示。

圖10 定深度時定向器啟動扭矩預測曲線Fig.10 Predicted starting torques of the directional drilling tool with a fixed well depth

由圖10可知，假定工具外徑不變，分度接頭啟動扭矩隨井眼直徑的增大而減小；當以點接觸時，最大啟動扭矩280 N·m；當以面接觸時，最大啟動扭矩160 N·m。當井眼軌跡發(fā)生變化時，假定井眼直徑與工具外徑不變，隨鉆井曲率半徑增大，井斜角增加。鉆進過程中分度接頭啟動扭矩隨鉆井深變化呈折線性，如圖11所示。由圖11可知，啟動扭矩先逐漸增加后減小，造斜末端最低。由此可知，通過輸出扭矩分析與剛性段分析，優(yōu)化配置管柱結構(見圖8)，中間部分依靠鈦合金柔性特點，兩端的工具串盡量縮短，滿足短半徑連續(xù)管側鉆要求。

圖11 裸眼井深度與定向器啟動扭矩折線圖Fig.11 Variation of starting torques of the directional drilling tool with the depth of the openhole

3 現場試驗

3.1 斜向器坐封與開窗鉆進

為適應裸眼井段坐封要求，采用軟硬錨定相結合的方式固定斜向器底座。軟錨定為膨脹式膠筒，硬錨定為可以承受軸向位移與周向位移的卡瓦。下入?88.9 mm正螺紋鉆桿與底座至井深5 649.73 m，復探2次顯示深度一致。關防噴器反循洗井，泵壓6 MPa，排量400 L/min，泵入無固相鉆井液22 m3，返出22 m3，無漏失。投?26 mm鋼球，加壓50 kN，開泵加壓26 MPa，穩(wěn)壓15 min無壓降，泄壓，返出鉆井液2 m3，上提管柱懸重至1 260 kN，下放至 1 230 kN，正向旋轉管柱50圈，懸重降至1 190 kN，底座坐封成功；底座坐封完畢后，下入斜向器斜面與陀螺，依靠陀螺測出斜面方位后，將斜向器斜面插入底座內，完成第1次斜向器斜面方位確定，當進行第2次側鉆時，僅需轉動斜面實現第2次方位確定。

開窗鉆具組合為：外徑90 mm復合銑錐，外徑73 mm螺桿鉆具，外徑68 mm鈦合金鉆桿，外徑73 mm連續(xù)管基礎類工具。工具總長約16 m，開窗總進尺10.6 m，開窗鉆進施工參數如圖12所示，有效鉆時28.5 h，平均機械鉆速約0.38 m/h，工作排量300 L/min，泵壓32 MPa。

圖12 開窗鉆井施工參數Fig.12 Sidetracking parameters

3.2 連續(xù)管定向側鉆

依據鉆具通過性及液力分度接頭啟動扭矩的理論分析結果，定向側鉆鉆具組合優(yōu)化為外徑88.9 mm PDC鉆頭，外徑73 mm單彎螺桿(2.0°～2.5°)，外徑68 mm鈦合金，外徑73 mm液力分度接頭，外徑68 mm鈦合金，外徑73 mm連續(xù)管基礎類工具。工具總長約18 m。試鉆時采用2.0°單彎螺桿，實鉆時每30 m造斜率由21.00°增大至35.25°；然后采用2.5°單彎螺桿進行定向造斜鉆進，實鉆時每30 m造斜率40°。實鉆排量180～360 L/min，鉆壓5～10 kN，泵壓18～37 MPa，平均機械鉆速1.06 m/h，最大機械鉆速10.8 m/h。

4 結論及建議

(1)采用連續(xù)管實施老井重入側鉆具有起下速度快和可帶壓作業(yè)的優(yōu)勢；針對TH區(qū)塊A井的井身結構，剖析了采用連續(xù)管側鉆面臨的難點，即連續(xù)管匹配難度大、鉆壓施加困難及工具面控制難度大，經理論分析與模擬，現場試驗證明?50.8 mm連續(xù)管過油管可以滿足深井側鉆要求，為下步開展?177.8 mm(7 in)較大管柱井實施連續(xù)管側鉆提供了非常好的借鑒。

(2)依據A井軌跡轉平處位移大于30 m的技術要求和油氣層位的地質要求，制定了井眼軌跡采取全增并造斜率逐漸增加的方案，每30 m最大造斜率達39.75°，軌跡轉平處位移為34.11 m，通過連續(xù)管鉆井工具組合優(yōu)化，中間部分可以依靠鈦合金的柔性特點，盡量縮短兩端的工具串長度，以滿足短半徑側鉆要求；本井成功實施了連續(xù)管短半徑側鉆，鉆井參數為下步連續(xù)管側鉆工藝優(yōu)化提供了支撐。

(3)依據短半徑工程實施中工具柔性彎曲的附加軸向力要求，對連續(xù)管末端的輸出軸向力進行了計算分析，并考慮1.5的安全系數，同時為了增加泄油通道與工具可通過性，選取?88.9 mm鉆頭，以此形成了?114.3 mm扶正管柱配套側鉆?88.9 mm井眼方案設計。

(4)采用連續(xù)管鉆井規(guī)程中要考慮鉆井液的強潤滑性能，要適當降低排量以利于地面泵注設備選擇，也可減輕連續(xù)管在滾筒、注入頭彎曲與拉直過程中的疲勞，建議施工排量選擇300～350 L/min。

(5)A井的現場應用結果表明：在2.5°單彎螺桿定向造斜的配合下，通過對分度接頭扭矩與排量關系優(yōu)化，現場控向、定向快速可靠，連續(xù)管鉆井平均機械鉆速達1.06 m/h，最大機械鉆速10.8 m/h。經濟效益顯著，值得大面積推廣應用。