套管側(cè)鉆技術(shù)在本布圖油田焉2區(qū)塊的應(yīng)用

劉 炳，忽建澤，張紅軍，鄭永超，邱曉龍，姚 俊

(中國石化河南石油工程有限公司鉆井工程公司，河南南陽 473132)

套管側(cè)鉆技術(shù)在本布圖油田焉2區(qū)塊的應(yīng)用

劉 炳，忽建澤，張紅軍，鄭永超，邱曉龍，姚 俊

(中國石化河南石油工程有限公司鉆井工程公司，河南南陽 473132)

為形成新的注采井網(wǎng)，縮小注采井距，補(bǔ)充地層能量，抑制底水錐進(jìn)，充分挖掘剩余油富集區(qū)潛力，對本布圖油田焉2區(qū)塊西北部低效井實施了套管開窗側(cè)鉆技術(shù)。由于前期施工經(jīng)驗不足以及側(cè)鉆小井眼段煤層多、地層研磨強(qiáng)、裸眼段長、地層壓力異常等因素影響，初期施工的前2口井鉆井速度慢、鉆井周期長；通過優(yōu)化技術(shù)措施，調(diào)整施工方案和認(rèn)真施工，后續(xù)4口井的鉆井周期大幅縮短，逐步探索出一套適合該區(qū)塊側(cè)鉆井施工的技術(shù)。

本布圖油田；側(cè)鉆井技術(shù)；鉆井液

1 套管開窗側(cè)鉆井基本情況

本布圖油田焉2區(qū)塊位于焉耆盆地博湖凹陷本布圖構(gòu)造帶上，為北西向背斜，屬于低孔低滲儲層，西北部表現(xiàn)為上油下水的底水特征。生產(chǎn)井初期采油速度過高，導(dǎo)致近井地帶壓力下降過快，同時排狀井網(wǎng)注采井距過大，無法建立有效壓力驅(qū)動體系，地層壓力虧空嚴(yán)重，底水錐進(jìn)嚴(yán)重，油井見水后產(chǎn)油量急速下降。為此2014年焉2區(qū)塊西北部部署套管開窗側(cè)鉆井，目的是以目前井網(wǎng)為基礎(chǔ)，結(jié)合西北區(qū)I2層底水特征油藏特點(diǎn)，利用低效井進(jìn)行側(cè)鉆，并與鄰近注水井形成新的注采井網(wǎng)，縮小注采井距，補(bǔ)充地層能量，抑制底水錐進(jìn)，充分挖掘剩余油富集區(qū)潛力，以提高儲量動用程度，改善開發(fā)效果。該區(qū)塊地層鉆進(jìn)存在以下難點(diǎn)：一是地層含礫石且研磨性強(qiáng)，易導(dǎo)致鉆頭早期失效；二是煤層井段多且長，易垮塌誘發(fā)井下復(fù)雜；三是地層壓力紊亂，地層壓力系數(shù)0.69～1.55，平衡地層壓力的鉆井液密度難以確定，易出現(xiàn)井涌、漏；四是開窗點(diǎn)深(2 000～2 250 m)、裸眼井段長(703 m)，增加了施工難度。在完成的6口井中，前兩口井(T4431C1、T4330C1)機(jī)械鉆速非常低、鉆井周期長。

2 側(cè)鉆井施工技術(shù)[1-5]

2.1 優(yōu)化實鉆剖面設(shè)計

合理的井身剖面設(shè)計是側(cè)鉆井成功實施的關(guān)鍵與前提。借助計算機(jī)軟件進(jìn)行剖面設(shè)計時，既要使井眼設(shè)計軌跡能夠保證施工安全，最大限度地降低扭矩、摩阻和有利于穩(wěn)定井壁，還要兼顧有利于快速鉆井、方便現(xiàn)場施工，使設(shè)計軌跡易于實現(xiàn)和控制。所施工6口側(cè)鉆井對剖面都進(jìn)行了優(yōu)化，后4口井還縮短了試鉆段，由設(shè)計的20 m減少為10 m；6口井都增加了增斜井段的增斜率，這樣有利于現(xiàn)場實際施工和提高鉆井時效。

2.2 采用陀螺定位坐封斜向器

準(zhǔn)確的窗口方向可為小井眼側(cè)鉆帶來很大方便，能夠一定程度上降低新井眼的狗腿度，使新眼軌跡平滑，有利于快速施工與安全，而窗口方向是和斜向器斜面的坐封方向緊密相關(guān)的。斜向器斜面坐封方向的定位可采用有線隨鉆測量儀器和精度高的陀螺測量儀器實現(xiàn)，采用陀螺定位可克服老井套管的磁干擾、精度高，因而被廣泛采用。2014年度焉耆所施工的6口側(cè)鉆井斜向器斜面定位全部采用陀螺測量儀，測量儀準(zhǔn)確度都比較高，與設(shè)計新井眼的方位偏差均不超過15°。

2.3 優(yōu)選鉆頭類型

焉2區(qū)塊2 000～2 200 m地層基本上是可鉆性差的紅泥巖，該段在軌跡上屬于試鉆段和增斜段，為了提高定向速度和增斜效果，本段選用江鉆YC517單牙輪鉆頭。2 200 m以下地層大多屬于砂礫巖研磨性強(qiáng)、可鉆性差地層，且煤層較發(fā)育，不太適合牙輪鉆頭，易早期失效。前兩口井因選用江鉆單牙輪鉆頭，造成單井500 m左右的裸眼段要使用5～6只鉆頭，機(jī)械鉆速低。第三口井在該層段成功試用了江鉆4刀翼PDC鉆頭，機(jī)械鉆速大幅提高，四口井中PDC鉆頭復(fù)合鉆時的鉆速達(dá)8～11 m/h、滑動鉆速達(dá)2.5～3.5 m/h。目前焉耆側(cè)鉆井的鉆頭使用基本采用以下方式：試鉆段和第一趟增斜段采用YC517單牙輪鉆頭，第二趟增斜段和穩(wěn)斜段使用江鉆4刀翼PDC鉆頭，剩余井段采用舊PDC鉆頭，一口井2～3只鉆頭便可鉆完裸眼段。

2.4 優(yōu)選高效螺桿鉆具

焉2區(qū)塊側(cè)鉆井的裸眼井段均在2 000 m以下，鉆進(jìn)井段比較深，為滿足進(jìn)尺多、鉆速快、時效高、定向效果好等方面的因素就必須選用高效單彎螺桿鉆具。前兩口井(T4330C1、T4431C1)由于考慮成本因素和對小螺桿的認(rèn)識有限而選用A廠家φ95 mm螺桿，該螺桿因馬力不足而進(jìn)尺慢、有效工作時間短，造成經(jīng)常起鉆換螺桿，每口井用量3根。經(jīng)過調(diào)研和咨詢，后4口井選用B廠家的螺桿鉆具，該螺桿鉆具動力強(qiáng)勁、有效工作時間長、定向效果好，其巴掌體經(jīng)過強(qiáng)化處理，抗研磨性較強(qiáng)，現(xiàn)場應(yīng)用每口井用量1～2根。

2.5 優(yōu)化軌跡控制技術(shù)

針對前兩口井進(jìn)尺慢、鉆速低的缺點(diǎn)，通過認(rèn)真總結(jié)、分析，后4口井主要采取以下軌跡控制措施，以滿足焉耆側(cè)鉆井開窗點(diǎn)深、井眼小、裸眼段長、煤層段多且厚、井身質(zhì)量要求高等軌跡控制難點(diǎn)：①施工前首先針對該井的具體情況和特點(diǎn)做出有利于該井安全、快速施工的新剖面設(shè)計；②斜向器斜面采用陀螺準(zhǔn)確定位；③試鉆段(常規(guī)鉆具)只鉆進(jìn)10 m，試鉆鉆具底部使用1根φ105 mm鉆鋌，以增加其剛度，防止新眼掉井斜滑入老井眼；④第一趟增斜鉆下入1.5°單彎螺桿鉆具，并且采用單牙輪鉆頭，同時使用無線隨鉆監(jiān)控，定向一開始盡管井斜只有3°左右，但仍把工具面擺在0°，全力增斜，以利于新、老井眼快速分叉；⑤第二趟增斜段及以后的穩(wěn)斜段采用PDC鉆頭加1.25°單彎螺桿鉆具，使用無線隨鉆監(jiān)控，加強(qiáng)測量監(jiān)控，鉆進(jìn)中根據(jù)測量結(jié)果及時進(jìn)行待鉆軌跡設(shè)計預(yù)測，必要時起鉆更換鉆具，確保井眼軌跡處于安全受控狀態(tài)。

2.6 優(yōu)選鉆井液體系及維護(hù)措施

本布圖油田焉2區(qū)塊側(cè)鉆井鉆遇層段主要有中生界侏羅系的西山窯組和三工河組(儲層)。西山窯組巖性主要以厚層深灰色泥巖為主，夾薄層淺灰色泥質(zhì)粉砂巖及黑色煤和碳質(zhì)泥巖，砂巖不發(fā)育；三工河組巖性為深灰色泥巖、淺灰色細(xì)礫巖、含礫砂巖、礫狀砂巖等不等厚互層。在上述地層中，泥巖水化膨脹嚴(yán)重，易引發(fā)井眼縮徑；脆性碳質(zhì)泥巖掉塊，煤層較發(fā)育，易引起井壁垮塌。因而要求該區(qū)塊鉆井液必須具備良好的濾失造壁性和抑制防塌能力，為此所施工6口側(cè)鉆井采用聚磺防塌鉆井液體系(核心是煤層防塌防卡)基本配方為：清水+(0.3%～0.4%)純堿+(0.2%～0.3%)燒堿+(4%～5%)膨潤土+0.5%FA367+(0.5%～1%)SNH-1(或KJ-1)+(2%～3%)SFT(或WFT-666) +(2%～3%)RT-1+ BYJ-1。同時，考慮到側(cè)鉆小井眼井環(huán)空間隙小、裸眼井段長、定向困難和地層壓力高等因素，還要求該區(qū)塊鉆井液必須具有良好的流變性、較低的固相含量、合適的密度、較低的濾失量及薄韌且潤滑性好的泥餅(有利于煤層穩(wěn)定防塌)。在施工過程中要及時維護(hù)處理鉆井液，保證大分子聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)0.4%以上，用FA-367提高鉆井液抑制性，控制造漿和保持井眼穩(wěn)定；使用SNH-1(或KJ-1)降低鉆井液濾失量；保持鉆井液的低黏低切，以降低環(huán)空壓力，防止激動壓力過高憋漏地層；及時加入相應(yīng)濃度的潤滑劑和防塌劑，使鉆井液具備良好的潤滑防塌能力，摩阻系數(shù)控制在0.1以下，既有利于防卡，又確保了井壁穩(wěn)定；振動篩、除砂器、除泥器有效運(yùn)轉(zhuǎn)率要達(dá)到100%，離心機(jī)根據(jù)實際情況使用，始終使鉆井液的含砂量小于0.5%。另外，該區(qū)儲層為低孔特低滲儲層，物性差，敏感性程度嚴(yán)重，為滿足開發(fā)的需要，在鉆開油氣層前要調(diào)整好鉆井液性能，保證各項性能均能符合保護(hù)油氣層及穩(wěn)定井壁的要求，按設(shè)計要求加入相應(yīng)濃度的油保材料，對油氣層進(jìn)行屏蔽暫堵保護(hù)。所鉆6口側(cè)鉆井的鉆井液性能為：密度為1.23～1.28 g/cm3(T4239C1井溢流，密度達(dá)1.46 g/cm3)、黏度45～70 s、失水3～5 mL、泥 餅 0.4～0.5 mm、含沙量<0.5%、固相含量6%～8%、動 切 力 4～12 Pa、塑性黏度10～20 mPa·s、動 塑 比0.45～0.6、膨潤土含量 3.5%～5.5%。

2.7 強(qiáng)化安全措施

①使用高強(qiáng)度φ73 mm18°斜坡鉆桿和斜坡加重鉆桿，用加重鉆桿代替鉆鋌(只在10 m試鉆段使用1根φ105 mm鉆鋌)，簡化鉆具結(jié)構(gòu)，下部少用接頭，防止鉆具故障；②銑錐開窗時鉆壓、轉(zhuǎn)速、排量一定要按技術(shù)要求執(zhí)行，加壓均勻，防止溜鉆扭斷銑錐；③鉆具過窗口一定要控制下防速度，平穩(wěn)滑過；④嚴(yán)防異物落入井筒內(nèi)，卡死鉆具或造成鉆頭受損；⑤按推薦要求使用鉆頭，控制好鉆進(jìn)參數(shù)，嚴(yán)禁溜鉆和頓鉆，嚴(yán)禁加壓啟動泵和轉(zhuǎn)盤；⑥堅持每鉆進(jìn)100 m左右進(jìn)行一次短程起下鉆(起下6～10柱)，鉆完每單根轉(zhuǎn)盤劃眼2次，及時修正井壁、破壞巖屑床和清洗井底；⑦煤層段鉆進(jìn)時堅持“進(jìn)1退2”原則，控制鉆進(jìn)速度，每鉆完一單根劃眼兩次；⑧及時調(diào)整鉆井液性能，嚴(yán)防黏附卡鉆和掉塊卡鉆；⑨用好四級固控設(shè)備，清除有害固相；⑩起鉆及時灌漿，防止井壁垮塌。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

2014年本布圖油田焉2區(qū)塊共實施側(cè)鉆井6口，前2口(T4330C井1、T4431C1井)處于摸索、試驗階段，進(jìn)尺慢、周期長、機(jī)械鉆速低，后4口井(T4239C1井、T4501C1井、T103C1和T4432C1井)優(yōu)化了各項技術(shù)措施，取得了良好的應(yīng)用效果。

(1)機(jī)械鉆速大幅提高：后四口井的機(jī)械鉆速明顯高于前兩口井，具體情況見表1，鉆井周期大幅度縮短，這主要得益于PDC鉆頭、高效螺桿及軌跡的有效控制，提高了鉆井時效，節(jié)約了鉆井成本。

(2)井身質(zhì)量達(dá)到了工程和地質(zhì)設(shè)計要求,實鉆數(shù)據(jù)詳見表2。

(3)優(yōu)選出適用于井眼軌跡控制和安全快速鉆進(jìn)的鉆頭序列與型號。后四口井平均鉆頭用量2～3只(包括牙輪和PDC)，低于前兩口井的5～6只數(shù)量，單只鉆頭平均進(jìn)尺提高。

表1 焉耆本布圖側(cè)鉆井結(jié)果

表2 焉耆本布圖側(cè)鉆井中靶數(shù)據(jù)情況

(4)優(yōu)選出了高效螺桿鉆具，提高了鉆進(jìn)時效，降低了鉆井成本。后四口井螺桿用量大幅減少，共使用1.25°和1.5°單彎7根，低于前兩口井7根用量。

4 結(jié)束語

套管開窗側(cè)鉆技術(shù)在本布圖油田的成功應(yīng)用，提升了河南油田套管開窗側(cè)鉆小井眼鉆井技術(shù)水平，為進(jìn)一步推廣應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。套管開窗側(cè)鉆小井眼鉆井是一個系統(tǒng)工程，仍需不斷地研究、探索、完善，需要注入新技術(shù)、新工藝，以實現(xiàn)安全優(yōu)質(zhì)高效鉆井，更好地發(fā)揮套管開窗側(cè)鉆井的優(yōu)勢，為勘探開發(fā)增儲上產(chǎn)帶來更大的效益。

[1] 張保增，王瑞和．CCP105-5側(cè)鉆水平井施工技術(shù)[J]．石油鉆采工藝，2007，29(2)：10-12．.

[2] 張東海．φ139.7 mm套管開窗側(cè)鉆技術(shù)現(xiàn)狀及其展望[J]．新疆石油科技，2007，17(1)：4-7．

[3] 楊海東，富玉梅，朱強(qiáng)，等．定向套管開窗側(cè)鉆技術(shù)在華北油田的應(yīng)用[J]．油氣井測試，2007，16(3)：70-72．

[4] 邱維清．伊朗Y油田套管開窗側(cè)鉆技術(shù)[J]．鉆采工藝，2013，36(6)：112-115．

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編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)04-0114-03

2015-03-11

劉炳，高級工程師，1965年生，1989年畢業(yè)于西南石油大學(xué)鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)從事特殊工藝井鉆井技術(shù)研究與技術(shù)服務(wù)工作。

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