Ø88.9mm小套管钻完井技术在苏里格气田的应用

黄占盈,周文军,欧阳勇

吴学升,段志锋 中石油长庆油田分公司油气工艺研究院

低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西 西安 710018

Ø88.9mm小套管钻完井技术在苏里格气田的应用

黄占盈,周文军,欧阳勇

吴学升,段志锋 中石油长庆油田分公司油气工艺研究院

低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西 西安 710018

为探索低渗气田经济有效开发的新思路,长庆油田公司在苏里格气田开展了小井眼钻完井试验。试验初期,暴露出Ø88.9mm小钻具防斜打直难度大、小直径PDC钻头耐磨性差、小井眼钻进泵压高、小套管长井段一次上返全井段封固及分层压裂技术不成熟等难点,阻碍了小井眼钻完井技术进一步应用。针对小井眼难点,2011～2012年,开展了Ø88.9mm小钻具“预弯曲”防斜打直、小直径耐磨PDC钻头设计、Ø101.6m钻杆应用、低密度水泥及易漏地层一次上返全井段封固、小井眼压裂等技术攻关,形成了低成本Ø88.9mm小套管无油管钻完井技术。成功完成了苏6-X-1井、苏6-X-3井、苏6-X-5井等3口井的试验,钻井周期相比前期缩短了22.7%,达到了常规井的指标,为低渗、低效气田开发提供了新的思路。

苏里格气田;小井眼;“预弯曲”防斜打直;PDC钻头;Ø101.6m钻杆;Ø88.9mm小套管固井

苏里格气田是我国陆上最大的整装气田,同时也是致密砂岩气藏的典型代表。国内外研究表明,小井眼钻井技术是降低气田开发成本,提高经济效益的重要手段。借鉴国外低品位油气田开发经验,为进一步降低开发综合成本,长庆油田分公司持续开展了小井眼钻完井试验,来探索低渗致密气藏开发新思路[1～5]。

1 苏里格气田小井眼钻井难点分析

1.1 小井眼直井段防斜打直困难,轨迹控制难度大

前期试验的Ø152.4mm小井眼钻井采用Ø88.9mm钻杆钻井,与常规的Ø127mm钻杆相比,钻具柔性大,轨迹有效控制困难,防斜打直难度大。同时,苏里格气田上部地层700～1400m左右,白垩系志丹组、侏罗系直罗组地层各向异性大,钻进过程中易井斜[6]。例如2008年实施的桃2-X-21井,直井段最大井斜达到9°/1350m,远远超过标准要求。

1.2 小井眼钻头适应性差,钻头寿命短,下部地层钻井速度慢

Ø152.4mm小井眼PDC钻头与常规的Ø215.9mmPDC钻头相比,前期应用较少,设计工艺及技术都还未成型,不适应长庆油田下部地层钻进,应用效果比较差,机械钻速与常规井相比慢,见表1。导致钻井周期长,成本高,无法规模推广应用。

表1 常规井PDC钻头与小井眼PDC钻头对比

1.3 小井眼钻具水眼小,钻井过程中摩阻大,泵压高

前期实施的小井眼采用Ø88.9mm钻杆,其内径只有70.2mm;而常规的Ø127mm钻杆,内径达到108mm。小井眼钻井过程中,管内压耗过大,导致钻井过程中泵压高,排量无法提高,岩屑清洗困难,井下安全性差,钻井速度慢[7]。

1.4 Ø88.9mm小套管特殊完井结构对井筒完整性提出了更高的要求

Ø88.9mm小套管完井工艺,后期进行压裂改造,只能采用套管注入方式,见图1。而分接箍固井影响井筒完整性,不适合套管压裂,只能采用一次上返全井段封固固井工艺。套管整体抗内压要求高,考虑压裂安全,需要水泥全井段封固,保证压裂安全。而苏里格气田下部上三叠统刘家沟组地层承压能力低(破裂压力因数1.3以下),目前常规的低密度水泥浆一次上返固井困难。因此,需要开展低密高强水泥浆体系研究,以满足压裂改造要求。

图1 常规油管注入压裂方式与套管注入压裂方式的区别

2 小井眼钻完井技术

2.1 小井眼井身结构选择

为满足后期生产的要求,小井眼的完井管柱最大外径为Ø88.9mm才能满足后期排水采气与生产要求。同时考虑采用无油管完井,节省一层技术套管。根据相关固井技术规范,要求环空间隙最少19mm才能满足固井要求[8]。通过倒推法,小井眼井身结构设计为Ø241.3mm钻头×Ø177.8mm套管+ Ø152.4mm钻头×Ø88.9mm套管。

2.2 小井眼轨迹控制技术

2.2.1 小井眼钻具选择

小井眼与常规井钻井过程相比,主要的问题是钻井过程中泵压高。以降低泵压为目的,在计算水力参数基础上进行了钻具组合优化。借鉴苏里格气田水平井Ø152.4mm钻头水平段钻井经验,以降低施工过程中的泵压为目的,主要对采用4in钻杆与32 in两种钻杆的泵压进行了计算,结果见表2。

表2 32 in钻杆与4in钻杆钻进过程中泵压对比

表2 32 in钻杆与4in钻杆钻进过程中泵压对比

___钻杆类型_______ ________井深/m 排量/(L·s-1) 泵压/MPa 32 in 3500 19 21 ___4in_________________________________________________________ ____ _ 3500_19_15

2.2.2 井身剖面设计

井身剖面主要考虑后期作业要求,节流器下深1500m左右,考虑打捞可靠性,要求工具下在直井段。同时借鉴苏里格气田提速经验,小井眼钻井井身剖面采用 “直-增-稳”井身剖面,造斜点1500～1600m,最大井斜20°左右。

2.2.3 钻具组合优化

1)二开直、造、增井段 借鉴苏里格气田丛式井提速经验,采用 “单弯双扶”钻具组合,该钻具组合能满足直井段防斜打直、造斜、稳斜钻进的要求。钻具组合为:Ø152.4mm钻头+Ø120mm单扶螺杆(1°,自带Ø148mm稳定器)+Ø120mm短钻铤(2～4m)+Ø148mm稳定器+Ø120mm无磁钻铤1根+Ø120mm钻铤12根+Ø101.5mm加重钻杆9～12根+Ø101.6mm钻杆+方钻杆。钻进参数:钻压30～50k N,转速40r/min。根据力学分析,该钻具组合符合“预弯曲”防斜原理,见图2。采用该钻具组合的苏6-X-3井与前期桃2-X-21井与直井段井斜对比表明,打直效果好(图3)。

图2 弯螺杆情况下侧向力对比 图3 苏6-X-3井与桃2-X-21井直井段井斜对比

2)稳斜段 考虑苏里格气田下部地层研磨性强[6],使用螺杆复合钻进,转速过高,会导致PDC钻头提前损坏。考虑钻头寿命,三叠统延长组以下地层采用常规双扶稳斜钻具组合:Ø152.4mm钻头+ Ø148mm稳定器+Ø120mm钻铤(10～12m)+Ø148mm稳定器+Ø120mm无磁钻铤1根+Ø120mm钻铤12根+Ø101.5mm加重钻杆9～12根+Ø101.6mm钻杆+方钻杆。钻进参数:钻压50～60k N,转速为60r/min。

2.3 PDC钻头优选

根据长庆油田前期试验情况,小井眼PDC钻头使用过程中的主要问题是钻头耐磨性差,易损坏。结合前期苏里格气田水平井钻井情况,优选了小井眼PDC钻头。其显著特点如下:①五刀翼双排齿结构,主切削齿直径为13mm,并且带辅助切削齿,与以前主体采用的16、19mm复合片相比,显著提高了布齿密度,增强了钻头耐磨性,见图4;②采用抗回旋设计和力平衡布齿,保证钻头工作平稳和工具面的稳定;③采用较浅内锥和较短外锥的剖面结构,增强钻头的侧向攻击性及使用寿命;④强化保径设计,增加保径段长度,间布倒划眼齿,保证钻头满足水平段钻进的工况要求。

通过以上优化设计,PDC钻头寿命及机械钻速均有了显著提高,见表3。

图4 大齿PDC钻头与小齿的对比

_表3_苏6-X-3井PDC钻头与前期实施桃2-X-21井小井眼PDC钻头对比

2.4 小井眼一次上返固井

根据长庆油田前期试验情况,小井眼一次上返固井的主要难点在刘家沟组地层承压能力低 (破裂压力因数1.3以下),常规低密度水泥浆体系一次上返全井段封固难度较大,见表4。为此,研制了相对密度1.25～1.30低密高强水泥浆体系,满足了一次上返全井段封固的要求,为后期压裂作业和防腐提供了重要保障[9]。

表4 不同水泥浆体系组合刘家沟承压能力计算

现场试验3口井,全部实现一次上返全井段封固,固井质量全部合格。

表5 常用油管外径与32 in油管内径对比表

表5 常用油管外径与32 in油管内径对比表

_____油管规格 外径/mm___________内径/mm 接箍外径/mm 32 in 88.9 76 108 2■8 in外加厚 78.6 62 93 2■8 in平式 73.02 62 89.5 2■8 in外加厚 65.9 50.3 78 _2■8 in平式___________ ______________________________________________________ 60.3_50.3_73

2.5 小井眼压裂工艺

对于多层井,考虑成本及施工便捷性,采用投尼龙球层内暂堵分层压裂。

3 应用情况

2011年在苏里格气田苏6区块开展3口井现场试验,小井眼钻井周期分别为20、11.33、18d,相比2008年实施的桃2-X-21井钻井周期大幅度缩短,钻井速度达到常规井眼的钻井速度,见表6。小位移定向井、直井具备了规模应用的技术基础。

表6 小井眼钻井速度对比

2012年5月完成这3口井小井眼压裂试验,施工顺利,效果较好,平均无阻流量达到预期水平,见表7。

表7 丛式井组3口32 in套管井改造施工参数表

表7 丛式井组3口32 in套管井改造施工参数表

井号 层位 砂量________________________________________ ______________________________/m3排量/(m3·min-1)__破裂压力/MPa_____施工压力/MPa_____停泵压力/MPa___无阻流量/(104m3·d-1)________________ _备注苏6-X-5 盒八段 41 3.5 48 32.6～38.9 17.6 31.41 单层苏6-X-3 盒八上亚段 28.5 2.8 不明显 34.5～25.7 16.5 21.42 投尼龙球分压盒八下亚段 25.5 2.6 36.5 32.7～22.3 18.6苏6-X-1 盒八上亚段 20.5 2.6～2.8 35.9 32.3～38.4 22.8 10.22 投尼龙球分压______________盒八下亚段_______ ________________ __35.5_3_44.7_29.9～34.4_21.5

4 结论

2)采用16mm复合片代替19mm复合片,可提高小井眼PDC钻头的布齿密度,提高钻头寿命及机械钻速。

3)根据苏里格气田小井眼钻井难点,攻关形成了以大水眼钻具应用、PDC钻头设计、“预弯曲”防斜打直、一次上返固井及小井眼分层压裂等技术集成配套的小井眼开发技术。现场应用表明,该技术能够降低开发综合成本,提高气田开发效益。

[1]冉新权,李安琪.苏里格气田开发论[M].北京:石油工业出版社,2008.1～14.

[2]何光怀,李进步,王季平,等.苏里格气田开发技术新进展及展望[J].天然气工业,2011,31(2):12～16.

[3]巨满成,陈志勇,欧阳勇,等.小井眼钻井技术在苏里格气田的应用[J].天然气工业,2005,25(4):74～76.

[4]林勇,巨满成,翟小龙,等.一种新的气井井身结构在苏里格气田的应用[J].西安石油大学学报(自然科学版),2009,24(6): 39～41.

[5]陶海军,李德波,赵福荣.苏里格气田欠平衡及小井眼钻井技术[J].油气田地面工程,2009,10(8):7～8.

[6]欧阳勇,吴学升,高云文,等.苏里格气田丛式井组快速钻井技术[J].科学技术与工程,2011,34(11):8452～8455.

[7]刘社明,吴学升,王定峰,等.长庆油田小井眼钻井应用分析[J].钻采工艺,2009,32(4):26～27.

[8]SY/T 5480—2007,固井设计规范[S].

[9]陈宁,魏周胜,贾芝,等.苏里格小井眼一次上返固井技术研究[J].钻采工艺,2012,35(5):126～128.

[编辑]黄鹂

TE25

A

1000-9752(2014)02-0096-05

2013-07-09

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项(2010E-2303)。

黄占盈(1981-),男,2003年中国石油大学 (华东)毕业,硕士,工程师,现主要从事油气田钻完井工艺技术研究工作。