青海油田第一口分支水平井鉆完井工程實踐

楊文領(lǐng)張 恒王 玥楊國輝張 鎮(zhèn)劉 洋

（1.渤海鉆探工程技術(shù)研究院，天津 300280； 2.青海油田公司，甘肅敦煌 736202）

青海油田第一口分支水平井鉆完井工程實踐

楊文領(lǐng)1張 恒1王 玥1楊國輝2張 鎮(zhèn)1劉 洋1

（1.渤海鉆探工程技術(shù)研究院，天津 300280； 2.青海油田公司，甘肅敦煌 736202）

引用格式：楊文領(lǐng)，張 恒，王玥，等.青海油田第一口分支水平井鉆完井工程實踐［J］.石油鉆采工藝，2015，37（6）：5-8.

為進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量，青海油田計劃使用雙分支水平井來開采東坪地區(qū)的基巖氣藏，針對該地區(qū)基巖鉆進(jìn)過程中漏失較嚴(yán)重，開窗位置泥巖堅硬以及甲方提出的分采要求等技術(shù)難題，通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、優(yōu)選分支井鉆完井方案以及定位、開窗、斜向器回收、重入和分采配套工具優(yōu)化研究，形成了適合基巖油氣藏開發(fā)的三開井身結(jié)構(gòu)，具有抗拉、抗扭和耐壓能力的定位工具，并配套斜向器的合理使用，順利地完成了該井的完井施工，投產(chǎn)后日產(chǎn)氣最高達(dá)76×104m3，成為青海油田60年來單井產(chǎn)量最高的井，為基巖氣田經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)探索出一條新的技術(shù)途徑。

青海油田；鉆井完井；基巖油氣藏；分支水平井；分支井重入

隨著油氣勘探的不斷深入，非沉積儲層尤其是基巖油氣藏已經(jīng)是勘探的新目標(biāo)，基巖油氣藏因其產(chǎn)量高而將越來越引起勘探家的重視［1］。青海油田東坪氣田擁有國內(nèi)最大的基巖氣藏，位于柴達(dá)木盆地西北區(qū)阿爾金山前東段，可劃分為“一隆起、兩鼻隆、三斜坡”6個構(gòu)造單元。其中，東坪鼻隆屬于第三系沉積，巖性為雜色花崗巖和變質(zhì)巖，致密且堅硬，裂縫發(fā)育，也可見溶孔和溶洞，形成了良好的儲集系統(tǒng)，儲層孔隙度平均2.86%，滲透率平均0.07 mD，屬低孔特低滲儲層。東坪鼻隆基巖完鉆井均鉆遇基巖氣層，儲層分布廣泛，厚度變化較大，總體上5～30 m分布較為穩(wěn)定。通過優(yōu)化水平井層位、長度、方位及井眼軌跡，水平井基巖氣層鉆遇率100%，平均日產(chǎn)氣10×104m3，取得了較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)收益［2］。為進(jìn)一步證實東坪構(gòu)造含氣性情況和流體分布特征，為東坪構(gòu)造優(yōu)化產(chǎn)能部署提供依據(jù)，建成天然氣產(chǎn)能，實現(xiàn)少井、高產(chǎn)、有效益開發(fā)氣田，青海油田在東坪氣田部署了1口雙分支水平井，為該油田低成本高效開發(fā)提出了新的嘗試。

1　技術(shù)難點

（1）基巖層裂縫發(fā)育，含有溶孔和溶洞，主井眼鉆進(jìn)過程中漏失較嚴(yán)重，在上分支井眼鉆進(jìn)過程中，主井眼鉆井液漏失會使地層氣體聚集在定位工具處，要求定位裝置要具有足夠的抗拉、抗扭和耐壓能力。

（2）開窗點位置2 842 m處地層為堅硬的泥巖，增加了開窗的難度。

（3）開窗點位置較高，分支井眼需要穿越多個層段，可能存在含氣水層或低壓氣層，完井時需要考慮層段分隔。

（4）基巖儲層為底孔、特低滲儲層，開發(fā)后期產(chǎn)量降低的情況下，可能需要進(jìn)行增產(chǎn)措施作業(yè)，要求分支井有較好的重入能力。

（5）上下分支井眼垂深相差100 m，可能會發(fā)生干擾，完井管柱要同時滿足合采和分采的要求。

2　井身結(jié)構(gòu)優(yōu)選

根據(jù)東坪氣田基巖層地質(zhì)特點及該區(qū)塊水平井開發(fā)的經(jīng)驗，綜合考慮改造需要及施工成本，優(yōu)選出適合東坪氣田經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)模式的分支水平井井身結(jié)構(gòu)［3-4］，見表1。

表1　坪1H-2-7井井身結(jié)構(gòu)

3　分支井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)

3.1分支井鉆完井方案

為了滿足分支井眼分層和兩分支分采的要求，設(shè)計如下完井方案：主井眼F1（下分支井眼）正常完鉆后，下入?177.8 mm套管至A靶點，固井后鉆穿水泥塞至井底，在?177.8 mm套管內(nèi)下入定位工具，然后下開窗斜向器與定位工具對接固定，接著下?153 mm銑錐開窗，窗口形成后?152.4 mm鉆頭鉆上分支井眼，完鉆后用專用套銑工具套銑回收開窗斜向器，之后下錐銑鞋鉆除定位工具中的鋁堵、溝通下分支井眼，然后下重進(jìn)斜向器與定位工具對接固定，再下入上分支井眼完井套管至A靶點，套管上下兩端各接一個裸眼封隔器，使用預(yù)開窗導(dǎo)引工具將分支井眼完井管柱懸掛在主井筒重進(jìn)斜向器之上完井。投產(chǎn)前，下入工具脹封分支井眼裸眼封隔器，實現(xiàn)上分支井眼分段。如果需要分采，則下入分采管柱進(jìn)行上下分支井眼分采作業(yè)。

3.2分支井施工工藝

施工工序是先進(jìn)行主井眼F1井眼的施工再進(jìn)行分支井眼F2的施工。主要工序如下［5］：主井眼F1鉆井施工→主井眼F1固井→主井眼F1鉆塞→刮管通徑下定位工具→下斜向器→下銑錐開窗→鉆分支井眼F2→回收斜向器→下重進(jìn)斜向器→下分支井眼F2完井管柱→脹封裸眼封隔器實現(xiàn)分層→下分采工具實現(xiàn)分采。

3.3定位定向技術(shù)

定位定向技術(shù)是多分支井的重要技術(shù)，選擇高性能定位工具可以提高井眼質(zhì)量和鉆進(jìn)速度［6］，由于地層漏失較嚴(yán)重，隨著鉆井液的漏失，鉆井液的全烴值陸續(xù)增加，地層氣體聚集在定位工具下部，要求定位工具不但要有足夠的抗拉和抗扭能力，而且要求有足夠的耐壓能力。定位工具設(shè)計具有雙向錨定，帶密封膠筒，而且能夠防轉(zhuǎn)，還能為斜向器提供定位定向服務(wù)，定位工具結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。

圖1　定位工具結(jié)構(gòu)示意圖

較好的井眼軌跡有助于完井管柱的順利下入，因此，要求開出的窗口盡量朝著上分支井眼鉆進(jìn)的方位，具體操作如下：首先將定位工具和定向接頭連接，測量定向接頭座鍵與定位工具定位鍵槽的角差，坐掛定位工具后測量定向接頭座鍵方位，推算定位工具定位鍵槽方位，然后根據(jù)所要開出的窗口方位計算出斜向器定位鍵與導(dǎo)斜面的角差，調(diào)整斜向器活動部位使導(dǎo)斜面朝著上分支井眼方位并焊死活動部位，斜向器通過插頭上的弧形斜面與定位工具具有同樣弧形斜面的回接筒嚙合，通過定位鍵定方位，斜向器插頭的鎖銷鎖定，鎖定旋轉(zhuǎn)自由度完成定向兩者配合如圖2所示。

圖2　斜向器與定位工具配合示意圖

3.4開窗點及開窗方式優(yōu)選

選擇井眼規(guī)則、固井質(zhì)量好的位置開窗，且避開套管接箍位置；窗口地層穩(wěn)定；裸眼段地層壓力差異小，能充分利用上部井眼［7］。開窗方式：套管內(nèi)下開窗斜向器配合開窗工具進(jìn)行開窗側(cè)鉆，開窗工具使用復(fù)合式銑錐，開窗修窗1趟鉆完成，窗口形成后使用PDC鉆頭加深15 m再進(jìn)行定向。

3.5斜向器回收技術(shù)

（1）撈勾打撈工藝方便，但操作復(fù)雜，需進(jìn)行陀螺定向，首先將撈勾背向斜向器打撈槽，使用撈勾循環(huán)孔沖洗打撈槽，然后旋轉(zhuǎn)180°使用撈勾打撈斜向器打撈槽，撈勾勾住打撈槽后，上提管柱可將斜向器提出，但一般需要反復(fù)旋轉(zhuǎn)，上提下放，成功率較低。

（2）母錐打撈一般作為備選方案，采用撈勾打撈失敗了，才進(jìn)行母錐造扣打撈，母錐需要造扣。

（3）套銑打撈不需要定向，套銑結(jié)束后上提管柱即可將斜向器提出。圖3為斜向器及套銑工具的結(jié)構(gòu)示意圖。斜向器四周設(shè)計安裝了多個鋁制扶正塊，扶正斜向器本體，回收斜向器時，套銑鞋套銑掉扶正塊及滑塊外的鋁制限位套，彈簧推動推動板上移，滑塊沿斜面上行，卡在套銑管內(nèi)，上提打撈管柱，滑塊卡在套銑鞋上端的打撈臺上，繼續(xù)上提，鎖銷被剪斷，斜向器被打撈出來。

圖3　斜向器及套銑鞋結(jié)構(gòu)示意圖

3.6分支井重入技術(shù)

（1）鉆具重入。利用開窗斜向器導(dǎo)引進(jìn)入。

（2）分支井眼套管柱重入。利用空心斜向器（重進(jìn)斜向器）導(dǎo)斜面導(dǎo)引進(jìn)入或者通過彎引鞋導(dǎo)引進(jìn)入。

（3）完井后作業(yè)管柱選擇性重入。采用“異徑重入”的方式，利用專用導(dǎo)引工具分別進(jìn)入不同的井眼：重入進(jìn)主井眼時選用導(dǎo)引工具外徑較小，能夠穿過預(yù)開窗懸掛器的預(yù)制窗口進(jìn)入主井眼內(nèi)，重入分支井眼時選用較大外徑的導(dǎo)引工具，不能穿過預(yù)開窗懸掛器的窗口，沿預(yù)開窗導(dǎo)引工具內(nèi)壁進(jìn)入上分支井眼，如圖4所示。

圖4　上下分支井眼選擇性重入示意圖

3.7分采技術(shù)

由于上下分支油層垂深相差近100 m，為了預(yù)防儲層發(fā)生干擾，計劃采用分層開采的方式，而且還要能夠滿足后期2個分支井眼的選擇性重入，因此設(shè)計了簡易的分層開采方案：主井眼的定位工具能夠?qū)崿F(xiàn)密封功能，分支完鉆后下入重進(jìn)斜向器，重進(jìn)斜向器插頭帶密封膠筒，與定位工具形成插入密封，上分支井眼正常完井后，油管連接分采工具插入重進(jìn)斜向器形成插入密封，使用油管開采下分支井眼，環(huán)空開采上分支井眼。設(shè)計的分采方式如圖5所示。

圖5　上下分支井眼分層開采示意圖

4　鉆完井施工過程

（1）主井眼鉆至3 730 m，下?177.8 mm套管至3 384.68 m固井，水泥返至1 700 m。

（2）定位工具下至2 847 m坐掛，陀螺測斜后丟手起出送入管柱。

（3）地面上測量定向接頭定向鍵和定位工具定位鍵槽之間的角差為順時針131°，陀螺儀測定向接頭定位鍵的方位是真方位40°，通過計算得出定位工具定位鍵槽的方位應(yīng)為真方位-41°，結(jié)合上分支的設(shè)計方位177.8°，正常開出窗口的方位在斜向器斜面方位偏右10°左右，最終調(diào)整斜向器斜面及定位鍵之間的角差為-99°，如圖6所示，保證斜向器斜面的方位是170°，預(yù)留有7.8°的提前量，連接管柱下入。

圖6　調(diào)整斜向器方位示意圖

（4）下銑錐開窗，進(jìn)尺達(dá)到3.7 m，窗口已經(jīng)形成，起鉆換PDC鉆頭加深15 m。

（5）套銑斜向器，套銑過程中進(jìn)尺約3.58 m后無進(jìn)尺，增加鉆壓至20 kN后出現(xiàn)明顯蹩跳，停止套銑，起鉆后發(fā)現(xiàn)斜向器未撈出，套銑鞋齒外緣出現(xiàn)明顯磨痕，套銑鞋齒被崩掉一顆，更換母錐造扣打撈。

（6）鉆鋁堵溝通主井眼。

（7）第1次套銑失敗后，由于上分支井眼內(nèi)鉆井液靜止時間過長，重新通上分支裸眼，通井過程中遇阻下壓過大造成定位工具下移，重進(jìn)斜向器無法正常導(dǎo)引上分支井眼完井管柱進(jìn)入上分支井眼，臨時更改采用彎引鞋導(dǎo)引的方式，使用帶卡瓦的預(yù)開窗懸掛器代替預(yù)開窗導(dǎo)引工具。

（8）上分支井眼完井后，脹封裸眼封隔器，實現(xiàn)上分支井眼分層。青海油田臨時決定合采，完井結(jié)束，最終完井后管柱結(jié)構(gòu)如圖7所示。

5　投產(chǎn)效果

采用自噴生產(chǎn)管柱投產(chǎn)，管柱下深2 810 m，活性水洗井替出井內(nèi)鉆井液，洗井過程中井口有壓力則采用?8 mm油嘴控制排液。投產(chǎn)初期，采用?8 mm油嘴，產(chǎn)氣1.8×104m3/h，油壓31 MPa，套壓30.8 MPa，進(jìn)入地層的鉆井液排凈后，使用?10 mm油嘴試采，日產(chǎn)氣量62×104m3，油壓31 MPa，套壓30.5 MPa，推算無阻流量380×104m3，后換為?11 mm油嘴，日產(chǎn)氣達(dá)到了72×104m3，最高日產(chǎn)量達(dá)到了76×104m3，為周圍鄰井產(chǎn)量的3倍以上。

圖7　AZ465井完井后管柱結(jié)構(gòu)

6　結(jié)論

（1）通過可靠的定位定向工具，斜面可調(diào)的斜向器以及陀螺測斜儀器，保證了開窗的方位，減少了扭方位的風(fēng)險。

（2）預(yù)開窗導(dǎo)引工具結(jié)合“異徑重入”的方式實現(xiàn)了上分支井眼的選擇性重入及洗井脹封作業(yè)。

（3）完成了青海油田第1口雙分支水平井鉆完井施工，大幅度地提高單井產(chǎn)量。

（4）完成了使用分支井水平井開發(fā)基巖油氣藏的嘗試，應(yīng)用效果顯著，為青海油田的基巖油氣藏的高效開發(fā)提供了方法。

［1］楊飛，徐守余.全球基巖油氣藏分布及成藏規(guī)律［J］.特種油氣藏，2011，18（1）：8-11.

［2］黃建紅，譚靖儇，譚先鋒，等.柴達(dá)木盆地東坪地區(qū)基巖氣藏水平井開發(fā)研究與應(yīng)用［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2013，13（27）：209-213.

［3］韋海防，程元林，吳學(xué)升，等. 分支水平井鉆完井技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用［J］.鉆采工藝，2013，36（4）：96-97，113.

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（修改稿收到日期 2015-10-31）

〔編輯 薛改珍〕

Drilling and completion operation practice of frst multilateral horizontal well in Qinghai Oilfeld

YANG Wenling1，ZHANG Heng1，WANG Yue1，YANG Guohui2，ZHANG Zhen1，LIU Yang1
（1. Engineering Technology Research Institute，Bohai Drilling，CNPC，Tianjin 300280，China； 2. Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，China）

In order to further increase the production output per well，Qinghai Oilfield plans to use the double multilateral horizontal well mode to exploit the base-ment gas reservoir in Dongping. In consideration of the technical difficulties existing in this area，such as relatively serious leakage in drilling operation，hard mudstone at the window-opening position as well as the slice mining requirements brought forth by first party，and through optimization of wellbore structure，proper selection of multilateral well drilling and completion program，positioning process，window opening process，whipstock recovery，re-entry and selective mining process and supporting tools，these technical difficulties have been settled，and the multilateral well drilling and completion technology applicable to development of Base-ment oil-gas reservoir has been formed. In the field application，the completion operation of such well has been completed smoothly. After being put into service，this well has got the daily gas production of 76×104m3，becoming the well with the highest production output in Qinghai Oilfield over 60 years. As a result，the expected effect has been achieved，and a new technical approach for highly-efficient development of base-ment gas fields has been found.

Qinghai Oilfield； drilling and completion； base-ment oil-gas reservoir； multilateral horizontal well； multilateral well re-entry

TE243

A

1000-7393（ 2015 ） 06-0005-04 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.002

楊文領(lǐng)，1980年生。2007年碩士畢業(yè)于西南石油大學(xué)機械工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事復(fù)雜結(jié)構(gòu)井完井方面的研究與技術(shù)服務(wù)工作，工程師。電話：022-25921424，15822583893。E-mail：ywl816@126.com。