侧钻水平井固井充填防砂一体化工艺的应用——以曹妃甸11-2油田为例

韩耀图，刘鹏，林家昱，王晓鹏，贾立新

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

曹妃甸11-2油田是整体受前第三系潜山基底古地貌控制的大型披覆背斜构造，沉积相以曲流河和辫状河沉积为主，明化镇组、馆陶组及东营组储层均相当发育，是一个层系多、复杂、非均质性较强的底水油藏。随着油田开发进入中后期，因出砂和高含水导致油田减产停产的井越来越多，急需治理。老井侧钻是当前渤海油田低效井治理和挖潜上产的重要手段。根据海上油田井网不规则、层系复杂、出砂严重、作业日费高等特点，研发了一套适合海上油田的固井充填防砂一体化的新技术。该技术能一趟钻将防砂管柱与固井管柱送入目的井段，通过在不同位置的操作，实现上部复杂井段的注水泥封固和下部油层段的砾石充填防砂，作业结束后无需钻塞，避免了水泥对储层的污染［1-3］。

1 固井充填防砂一体化完井技术

1.1 管柱结构

固井充填防砂一体化工艺管柱主要由外管柱和内管柱构成。外管柱结构如图1所示。表1列出了该管柱几个关键工具的功能。

图1 φ244.5 mm套管侧钻水平井固井充填防砂一体化管柱

表1 固井充填防砂一体化完井管柱关键工具的作用

内管柱主要由抛光杆、冲管、服务工具总成、开关工具总成、坐封工具组成，它通过坐封工具与外管柱中顶部封隔器总成相连。服务工具总成主要包括机械定位器、选择性单流阀、滑套开关工具及相关密封短节。其中：机械定位器定位下入和充填定位接箍，确定下入位置和充填位置；而滑套开关工具则用来开关充填滑套和固井滑套［4-6］。

1.2 技术原理

固井充填防砂一体化完井技术是在分级注水泥固井技术、管外封隔器技术、裸眼井砾石充填技术基础上研究而成的一种新型完井工艺技术。该技术一趟钻将防砂管柱与固井管柱一起下入井内目标井段，首先完成顶部封隔器的坐封验封，然后再坐封管外封隔器。管外封隔器坐封完成后再进行砾石充填作业，砾石充填作业时，砂浆通过充填转换工具的充填孔再经过充填滑套流向筛管与裸眼环空。充填结束后，上提内管柱到反循环冲砂位置，反循环冲洗钻杆内多余砾石。反循环冲砂结束后，上提内管柱至注水泥位置进行注水泥作业，注水泥时水泥由固井滑套进去裸眼段钻井液从上部循环滑套返出，建立注水泥通道，注水泥作业结束后上提内管柱到洗水泥位置，清洗钻杆内的残余水泥。内管柱在上提过程中，内管柱上的滑套关闭工具会关闭充填滑套、循环滑套、固井滑套，保证外管柱的密封性。

1.3 技术特点

1）固井管柱和防砂管柱一起一次性下入，施工过程简单、可靠。2）作业过程中冲管与套管环空连通，防砂段静液柱压力可控，防止泥饼坍塌［7-9］。3）生产层段下入防砂管柱，进行砾石充填防砂，确保防砂的长效性。4）砂浆充填过程由常规水平井充填α波与β波规律组成。5）上部复杂层位注水泥固井结束后无需钻塞，避免了水泥对储层的污染。6）完井后管柱通径大，利于后期开采或修井作业。

2 固井充填防砂一体化配套关键技术

2.1 水平储层段钻开液

水平储层段钻进时，钻具受重力作用产生偏心，井眼下井壁环空返砂效果较差，摩阻扭矩增大。因此，钻井液不仅要具有良好的携岩、润滑性能，还应考虑储层保护，钻井液中不能含有有害固相，故推荐无固相EZFLOW弱凝胶体系，同时加入适当润滑剂减小钻具摩阻，完钻后循环清洗井眼，在裸眼段替入新配的无固相弱凝胶钻井液，有效保护储层。与其他体系相比，待固井充填防砂一体化管柱顺利入井后，EZFLOW可逆弱凝胶体系能够自然返排，无需浸泡破胶等工序，储层保护效果好，能起到简化作业程序、节省时效和成本的目的［10］。

2.2 水泥浆配方优化

固井充填防砂一体化工艺应用于侧钻井，水泥浆需要流经钻杆、冲管，经由打砂孔和固井滑套进入环空，环空间隙小，循环摩阻大，环空压耗的增大造成液柱当量密度的增加，加之固井时水泥浆密度比钻井液密度高，往往超过地层的破裂压力，引发井漏；同时，顶替排量和合理流态使用受限制，为降低过高泵压，只能小排量固井，导致顶替效率低［11-13］。

为提高固井质量，结合地层压力系数、岩性特点及地层温度等因素，优选出了适宜的水泥浆配方。该配方主要技术思路：1）采用低密度水泥浆，降低静液柱压力；2）优化水泥浆性能，改善水泥浆的流变性能，降低环空流动阻力；3）加入增韧堵漏材料，提高水泥胶结后的强度，降低漏失风险。

2.3 油水层封隔

侧钻水平段后，固井充填防砂一体化管柱上的管外封隔器的卡封，能确保后续下部裸眼段的砾石充填防砂作业和上部尾管段的注水泥封固作业。通过分析封隔时效、封隔效果，结合海上作业条件，在综合对比了遇油/遇水膨胀封隔器、膨胀管固井、水力扩张式膨胀封隔器等多种裸眼完井技术后，最终确定采用水力扩张式膨胀封隔器封隔，达到有效封隔的目的。

选取水平裸眼生产层位，在与其之上的固井段之间放置1～2个水力扩张式膨胀封隔器。封隔器随一体化管柱下入井中，在坐封顶部封隔器之后验封胶皮时，通过水力打压将流体充填到膨胀封隔器的胶筒内，使胶筒膨胀，从而实现生产层位与其上部油、水等复杂层位的封隔［14-16］。

3 现场应用

3.1 施工井况

A16H2井为曹妃甸11-2油田一口φ215.9 mm裸眼水平生产井，其井身结构基本参数见表2。主要开发主力油层馆陶组Ⅱ油组1-1382砂体，储层岩性疏松，平均孔隙度为27%，原油黏度高，且平均泥质体积分数26.9%，测得的平均声波时差值为3.44～4.10 μs/cm，远大于出砂临界值，出砂可能性较大。投产以来，最高产液量在80 m3/d左右，生产压差8～9 MPa，明显异于邻井生产状态，且近一年来产液水平很低，多次电泵故障，分析为近井地带堵塞导致生产压差过大。为提高该砂体地质储量动用程度，决定对A16H2井实施同层位侧钻并应用固井充填防砂一体化工艺，完善动用程度较差的砂体井网，从而达到挖潜剩余油，减缓油田产量递减的目的。

表2 A16H2井身结构基本数据

利用φ244.5 mm套管内开窗侧钻水平井，完钻后用钻杆将固井充填防砂一体化完井工具管串送入目标井段，然后通过内管柱上的服务工具在不同位置的操作，实现上部问题井段的固井作业和下部油层段的防砂作业。

主要施工步骤：

1）下入固井充填防砂一体化工具串，灌液保持循环通道畅通。

2）投φ40 mm坐封球打压坐封顶部封隔器；上提内管柱上的服务工具将返出孔密封在管外封隔器下部密封筒，环空打压17.225 MPa验封顶部封隔器并坐封管外封隔器。

3）内管柱上的服务工具机械定位器定位在充填定位接箍上，将打砂孔置于MCS充填滑套上部延伸筒后进行砾石充填作业。

4）上提内管柱上服务工具，将工具定位在反循环位置，反循环1.08 g/cm3过滤KCl盐水顶替出钻杆内陶粒。

5）打开上部循环滑套及下部固井滑套，服务工具保持固井注水泥定位接箍位置，将打砂孔置于固井滑套上部延伸筒开始注水泥作业。

6）上提内管柱上的服务工具将打砂孔提出密封筒；在洗水泥位置清除钻杆内多余水泥，起钻。

3.2 应用效果分析

3.2.1 工期对比

利用老井φ244.5 mm套管内开窗侧钻水平井的新旧两种方案钻完井施工工期对比如图2所示。与旧方案相比，应用固井充填防砂一体化工艺技术的新方案，一趟钻完成固井作业与砾石充填防砂作业，大大提高了作业效率，工期明显节省，实现了钻完井整个工期的大幅减少。

3.2.2 生产效果对比

通过在曹妃甸11-2油田A16H2井应用该技术，生产层段充填防砂效率达到110%；从表3中可以看出，A16H2井侧钻投产后产油量增加了297%，生产效果良好，达到了挖潜剩余油、增加产能的目的。

图2 新旧两种方案钻完井施工工期对比

表3 A16H2井措施前后的生产效果对比

4 结论

1）侧钻水平井固井充填防砂一体化工艺的现场应用，为渤海油田老区块挖潜剩余油、油田增产稳产提供了有力的技术支撑，具有广泛的应用前景。

2）固井充填防砂一体化技术通过一趟钻完成固井作业和砾石充填防砂作业，具有工具可靠性强，作业效率高，降本增效显著的特点。

3）水泥浆的性能直接影响到固井阶段施工质量，需要进一步对水泥浆的性能开展相应研究，以解决井眼环空小、阻力大和顶替效率低的问题。

4）该技术可以结合短半径侧钻钻完井技术，形成一整套包括一趟钻开窗工具、高造斜率钻井工艺、固井防砂一体化工艺在内的技术体系，可利用平台修井机实现低成本侧钻，为油田的稳产增产作贡献。

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