渤海油田定向井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化及應(yīng)用

劉小剛 趙少偉 馬英文 劉寶生 何瑞兵

1.中海石油(中國)有限公司天津分公司；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室油田鉆完井室

鉆完井工程作為油氣田勘探開發(fā)的重要手段，承擔(dān)著發(fā)現(xiàn)儲量、儲量變產(chǎn)量、產(chǎn)量維護(hù)的使命，具有高投入的特點(diǎn)，其投入一般占油氣田開發(fā)建設(shè)總投資的40%～60%，鉆完井提效降本歷來是提高油氣田開發(fā)效益的主要手段之一［1-2］。井身結(jié)構(gòu)是影響鉆完井成本的主要因素之一，合理的井身結(jié)構(gòu)能夠最大限度地避免鉆井過程中事故及復(fù)雜情況的發(fā)生，能夠保證各項(xiàng)鉆井作業(yè)得以安全順利實(shí)施，又能大幅度地減少鉆井費(fèi)用，使工程成本達(dá)到最優(yōu)［3］。一般來說井眼尺寸越小，作業(yè)效率越高，材料用量越少，因此鉆完井成本越低。通過縮小井眼尺寸來降低開采成本，提高油氣田開發(fā)效益是國內(nèi)外石油公司常用的技術(shù)途徑［4］。中石油2007年啟動了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化工作，井眼尺寸不斷縮小，生產(chǎn)套管外徑由244.47 mm 逐步縮小至139.70 mm，同時對于深井力求在不增加井眼尺寸情況下增加套管層次，這使得?273.05 mm 套管與?196.85 mm 套管等非標(biāo)套管應(yīng)用逐漸增多［5-7］。國外油田存在7 種常見的套管程序，其中小井眼尺寸與非標(biāo)套管應(yīng)用非常普遍。本文結(jié)合渤海油田開發(fā)現(xiàn)狀和國內(nèi)外井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化的理念，提出了針對渤海油田常規(guī)定向井的新型井身結(jié)構(gòu)組合，應(yīng)用結(jié)果表明，該井身結(jié)構(gòu)能夠有效降低鉆完井成本，提高作業(yè)效率，為鉆完井提效降本探索出一條新路。

1 渤海油田常規(guī)井身結(jié)構(gòu)

井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化包括井眼及套管尺寸、套管下深優(yōu)化等幾個方面的內(nèi)容，開發(fā)井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計通常采用自下而上的原則進(jìn)行，最后一層套管的下入深度通常取決于井深或地質(zhì)要求，而完井的油層套管尺寸通常取決于完井和采油作業(yè)的要求［8-12］。渤海油田常規(guī)定向井主要為二開結(jié)構(gòu)，生產(chǎn)套管的下深取決于油藏埋深。由于淺層地層疏松，表層套管的下深主要取決于地層承壓能力。

1.1 常規(guī)井身結(jié)構(gòu)

渤海油田常規(guī)井身結(jié)構(gòu)主要有2 種：?444.50 mm井眼 (?339.73 mm 表層套管)+?311.15 mm 井眼(?244.47 mm 生產(chǎn)套管)；?444.50 mm 井眼 (?339.73 mm 表層套管)+?250.82 mm 井眼 (?177.80 mm 生產(chǎn)套管)。表1 為目前渤海油田常規(guī)定向井井身結(jié)構(gòu)生產(chǎn)套管規(guī)格。

1.2 優(yōu)劣勢分析

?244.47 mm 生產(chǎn)套管內(nèi)徑大，有利于完井、采油及后期的修井作業(yè)，是目前渤海油田最常用的生產(chǎn)套管。但相對小井眼而言，作業(yè)周期較長、機(jī)械鉆速較慢、材料消耗較多等原因?qū)е伦鳂I(yè)成本較高。

與采用?244.47 mm 生產(chǎn)套管井相比，采用?177.80 mm 生產(chǎn)套管井作業(yè)效率高、材料用量少、鉆機(jī)要求低［13］。但由于其生產(chǎn)套管尺寸過小，對完井、采油、后期修井及側(cè)鉆影響較大［14-15］，這種井身結(jié)構(gòu)并未得到大范圍推廣。

表1 渤海油田常用生產(chǎn)套管規(guī)格(鋼級N80)Table 1 Specification of the production casing commonly used in the Bohai Oilfield (steel grade N80)

從表2 可以看出，?177.80 mm 生產(chǎn)套管內(nèi)徑偏小難以滿足完井及采油需求，?244.47 mm 生產(chǎn)套管井成本較高，因此，井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化的目標(biāo)應(yīng)為生產(chǎn)套管外徑介于 177.80 ～244.47 mm 之間。

表2 渤海油田常規(guī)井身結(jié)構(gòu)的特點(diǎn)對比Table 2 Characteristic comparison between the conventional casing programs used in the Bohai Oilfield

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)思路

采用自下而上的設(shè)計方法，首先確定生產(chǎn)套管及二開井眼尺寸，然后確定表層套管及表層井眼尺寸。

井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化應(yīng)滿足以下要求：(1)保證井筒完整性與作業(yè)安全；(2)滿足地質(zhì)和采油要求；(3)滿足下套管及固井作業(yè)要求；(4)滿足完井壓裂及分層要求；(5)便于庫存管理。在滿足上述要求的前提下，應(yīng)盡可能縮小井眼尺寸和套管尺寸，以提高鉆井效率，減少材料消耗，從而達(dá)到縮短鉆井周期、降低建井成本的目的。

(1)生產(chǎn)套管尺寸的確定。查詢API 套管表可知，?177.80 mm 套管與?244.47 mm 套管之間有 3種尺寸的套管，分別為?193.67 mm 套管、?196.85 mm套管、?219.07 mm 套管 (如表3 所示)。從表3 中可以看出，?196.85 mm 套管只有68.61 kg/m 一種規(guī)格，與線重小于等于58.04 kg/m 的?193.67 mm 套管相比，內(nèi)徑小不滿足采油生產(chǎn)的要求，因此不考慮?196.85 mm 套管作為生產(chǎn)套管。?219.07 mm 套管外徑較大，成本較高，因此也不考慮作為生產(chǎn)套管。綜上，選擇?193.67 mm 套管作為生產(chǎn)套管，線質(zhì)量規(guī)格根據(jù)強(qiáng)度校核結(jié)果確定。

表3 API 套管表(鋼級N80)Table 3 API casing (steel grade N80)

(2)上層套管的選擇。生產(chǎn)套管尺寸確定之后，根據(jù)套管與井眼尺寸配合表就可以確定井眼尺寸及上層套管尺寸。從套管與井眼尺寸配合表可以查出，?193.67 mm 套管對應(yīng)的井眼尺寸為?241.3 mm，上層套管尺寸為?273.05 mm。?273.05 mm 套管對應(yīng)井眼尺寸有3 種，分別為?311.15 mm、?368.3 mm、?374.65 mm。由于?311.15 mm 井眼為渤海油田的常規(guī)井眼，技術(shù)成熟，環(huán)空間隙亦滿足固井要求，同時便于庫存管理，因此表層井眼選擇?311.15 mm井眼。

綜上所述，渤海油田常規(guī)定向井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案為：?311.15 mm 表層井眼 (?273.05 mm 表層套管)+?241.3 mm 二開井眼 (?193.67 mm 生產(chǎn)套管)。

3 鉆完井可行性研究

3.1 套管強(qiáng)度校核

(1)校核條件。套管試壓20 MPa，固井碰壓20 MPa，井口注入壓力30 MPa，表層套管鉆井液密度1.08 g/cm3，二開鉆井液密度1.15 g/cm3，氣侵時全井掏空，鉆井時半掏空，套管下放速度0.5 m/s，套管過提力500 kN。

(2)校核結(jié)果。由表4 套管強(qiáng)度校核結(jié)果可看出，線質(zhì)量60.27 kg/m 的?273.05 mm 表層套管、二開39.29 kg/m 的?193.67 mm 生產(chǎn)套管即可滿足抗內(nèi)壓安全系數(shù)大于1.05～1.25、抗外擠安全系數(shù)大于1.0～1.125、抗拉安全系數(shù)大于1.6～1.8 的要求。

表4 套管強(qiáng)度校核結(jié)果Table 4 Check result of casing strength

3.2 井眼軌跡要求

渤海油田井眼軌跡設(shè)計全角變化率一般為3(°)/30 m，要求不大于 5(°)/30 m。與渤海目前最常用的井身結(jié)構(gòu)?444.50 mm 井眼 (?339.73 mm 表層套管)+?311.15 mm 井眼 (?244.47 mm 生產(chǎn)套管)相比，優(yōu)化后的套管外徑小，剛度更小，因此能滿足抗彎及下入要求。

3.3 鉆頭

?311.15 mm 井眼為渤海油田的常用井眼，因此鉆頭可利用現(xiàn)有庫存。而?241.3 mm 鉆頭也為成熟產(chǎn)品，可從市場購得。

3.4 鉆具組合

(1)表層井眼。?311.15 mm 井眼為渤海油田常規(guī)技術(shù)，采用現(xiàn)有鉆具組合即可進(jìn)行表層鉆井作業(yè)。但鑒于渤海淺部地層造斜率較低，可將該井段螺桿鉆具單彎角度調(diào)高至1.25°。

鉆具組合：?311.15 mm 鉆頭+?244.47 mm 螺桿鉆具 (1.25°)+ ?203.2 mm 浮閥+?203.2 mm 無磁鉆鋌+?203.2 mmMWD+?203.2 mm 無磁鉆鋌+扶正器+?203.2 mm 震擊器+?127 mm 加重鉆桿×14 根+?127 mm 鉆桿。

(2)二開井眼。?241.3 mm 井眼所用鉆具與?215.9 mm 井眼所用鉆具基本相同，?215.9 mm 井眼為渤海油田常規(guī)技術(shù)，因此只需調(diào)整現(xiàn)有鉆具組合中導(dǎo)向工具(螺桿鉆具或旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向)的扶正器尺寸即可進(jìn)行二開鉆井作業(yè)。

螺桿鉆具組合：?241.3 mm 鉆頭+?171.45 mm螺桿鉆具 (1.15°)+?171.45 mm 浮閥+?171.45 mm LWD+?171.45 mmMWD+?171.45 mm 無磁鉆鋌+扶正器+?165.1 mm 震擊器+?127 mm 加重鉆桿×14 根+?127 mm 鉆桿。

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合：?241.3 mm 鉆頭+?171.45 mm 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+?171.45 mm 浮閥+?171.45 mmLWD+?171.45 mmMWD+?171.45 mm 無磁鉆鋌 +扶正器+?165.1 mm 震擊器+?127 mm 加重鉆桿×14 根+?127 mm 鉆桿。

渤海常用的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具中Power Drive X5/X6系列和Auto Trak 系列可根據(jù)需要更換相應(yīng)尺寸的扶正器，Power Drive Xceed 無法更換。

3.5 測井

目前渤海油田所用測井工具最大外徑為88.9 mm，可滿足直徑139.7～311.15 mm 井眼測井作業(yè)要求。

3.6 固井

優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)方案中井眼與套管環(huán)空間隙：表層環(huán)空間隙為19.05 mm，二開環(huán)空間隙為23.82 mm?？梢钥闯鰸M足最小間隙大于9.5～12.7 mm、最好19 mm 的要求。因此采用常規(guī)固井工藝即可進(jìn)行作業(yè)。

?273.05 mm 套管和?193.67 mm 套管為 API 標(biāo)準(zhǔn)套管，套管附件(膠塞、扶正器等)及固井工具(水泥頭等)等符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，均便于采購。

3.7 井口裝置及采油樹

?273.05 mm 套管和?193.67 mm 套管為 API 標(biāo)準(zhǔn)套管，井口裝置及采油樹符合行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，可從市場購得。

3.8 完井

生產(chǎn)套管采用?193.67 mm 套管，內(nèi)徑較?177.80 mm 套管擴(kuò)大19.95 mm，可容易滿足電泵選型及分采管柱要求。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

選擇渤海萊州灣同一區(qū)塊中的2 口定向井作為試驗(yàn)對比對象，K1 井(完鉆井深1 212 m)采用渤海油田常規(guī)井身結(jié)構(gòu)?444.50 mm 井眼(?339.73 mm表層套管)×400 m+?311.15 mm 井眼 (?244.47 mm生產(chǎn)套管)×1 212 m，K4 井 (完鉆井深 1 520 m)采用優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)?311.15 mm 井眼(?273.05 mm表層套管)×403 m+?241.3 mm 井眼 (?193.67 mm 生產(chǎn)套管)×1 518 m。

4.1 作業(yè)時效對比

優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)后的作業(yè)周期節(jié)約2.65 d，機(jī)械鉆速提高35%，鉆井日效率提高77.6%。

4.2 材料用量對比

(1)套管用量。折合同井深情況下套管用量，優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)一開套管(計算深度400 m)用量減少27.1 t，二開套管(計算深度1 600 m)用量減少62.8 t。

(2)鉆井液材料。按照渤海一開及二開上部井段(各區(qū)塊轉(zhuǎn)化深度不盡相同，基本在館陶組以上或者明化鎮(zhèn)下段揭開油氣層前)采用“海水膨潤土漿+每鉆進(jìn)兩柱替掃稠膨潤土漿清潔井眼+完鉆后井筒墊滿稠膨潤土漿”作業(yè)模式，計算優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)可節(jié)約干膨潤土量12 t。按石灰石材料加重計算，下部井段可節(jié)約加重材料12 t，計算相對鉆井液添加劑使用量降低20%左右。

(3)固井材料。按照K1、K4 固井設(shè)計，二開采用單級固井方式，折合計算相同井深下優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)二開干水泥用量減小50%左右(考慮相同擴(kuò)眼率)，固井材料添加劑用量節(jié)約30%左右。

4.3 鉆機(jī)負(fù)荷對比

K4 井在相同井深、鉆井液條件下的懸重、泵壓均小于K1 井，有效降低了鉆機(jī)負(fù)荷。

4.4 綜合效益評價

綜合上述對比結(jié)果得出，井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后，折合相同井深情況下單井成本可降低200 萬元左右。

5 結(jié)論

針對渤海油田常規(guī)定向井作業(yè)特點(diǎn)，將原井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為?311.15 mm 表層井眼 (?273.05 mm 表層套管)+?241.3 mm 二開井眼 (?193.67 mm 生產(chǎn)套管)，可行性研究及現(xiàn)場應(yīng)用表明，優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)滿足鉆完井作業(yè)要求，可有效提高作業(yè)效率，減少材料用量，降低鉆機(jī)負(fù)荷，實(shí)現(xiàn)降本增效目的。