侧钻井钻完井一体化工程可行性探讨

李萍 范永涛 刘泳敬 于志强 何谋军 董丙响

中国石油集团渤海钻探工程有限公司

某地区整体为多条走向北东向断层复杂化的背斜构造带。通过地质结构剖面和气藏分析，其整体为包裹在沙三段烃源岩层中的岩性气藏，成藏主要受控于穿插在烃源岩中的火山岩、火山碎屑岩、砂岩储层。勘探面积260 km2，含气层位沙河街(Es)玄武岩、玄武质火山碎屑岩、砂岩，属低孔低渗-特低渗气藏。深层经历了2个轮次勘探，已发现并获得了高产井，但后期展开勘探未能规模突破。主要原因为该构造同时存在的深层硬脆性泥岩、火成岩地层井壁稳定性差，出现坍塌、掉块、漏失等复杂井下事故；储层试油、压裂改造效果不理想。因此发现和解放油气藏是急需解决的技术难题。目前深层天然气探井15口，工业气流井3口，低产气流井5口，目的层含气层系 Es1、Es2+3，埋深 3 880～4 700 m。提出在老井W-X井开窗侧钻W-XC井重新评价油气藏，W-XC井地质要求目的层Es2+3玄武岩储层，兼探Es1，海拔-4 900 m左右。利用老井测井资料预测储层出砂可能性及出砂临界压差，结合储层改造要求，确定侧钻井完井方式，并根据压裂和钻井需要确定井身结构。同时在钻井过程中提出储层保护、储层专打，在储层段论证液相精细控压钻井和气体欠平衡钻井的可行性，完成钻完井储层改造一体化工程的可行性论证。

1 储层物性及老井基本情况

1.1 储层物性

根据已钻井测井及取心资料结果，Es地层主要为火山岩和砂岩储层，砂岩物性平均孔隙度19%，渗透率 4×10-3μm2；储层空间结构致密，微孔隙较发育，少量微裂缝，胶结物主要为绿蒙混层、绿泥石，黏土矿物平均10.7%，以伊蒙混层、绿泥石为主，易发生水化膨胀、分散运移；敏感性中等偏强水敏、极强应力敏感、中偏弱碱敏。火山岩储层物性孔隙度平均 6.1%，渗透率 0.2×10-3μm2，网状缝不发育～较发育，裂缝评价差～中；储层空间为微孔隙、微裂缝，电子显微镜扫描结构较致密，见少量微孔隙、微裂缝。全岩矿物玄武岩黏土矿物平均25.7%，较砂岩黏土矿物总含量高。Es地层温度140～170 ℃，存在异常高压，邻井实测压力系数1.36。

1.2 老井基本情况

老井W-X井为预探直井，完钻井深4 745 m，完钻层位Es3，钻井周期170 d，平均机械钻速3.9 m/h。井身结构：Ø660.4 mm钻头×353 m (Ø508 mm套管×349.98 m)+ Ø444.5 mm 钻头×2 304 m (Ø339.7 mm套管× 2 301.36 m)+ Ø311.15 mm钻头× 4 139 m(Ø244.5 mm 套管× 4 136.6 m)+ Ø215.9 mm 钻头×4 745 m (Ø139.7 mm 套管×(3 951.56～4 743.2 m))。一开钻井液密度1.08～1.09 g/cm3，二开钻井液密度1.09～1.28 g/cm3，三开钻井液密度 1.20～1.45 g/cm3，四开液相欠平衡钻井液密度1.20～1.40 g/cm3；二开下钻过程中压漏地层，遇大段玄武岩、砂砾岩，三开钻遇多套大段玄武岩、玄武质泥岩，东三段地层发生多处漏失，四开欠平衡出现大段坍塌。套管头额定工作压力70 MPa；欠平衡段4 137 m～井底，钻井液密度1.20 g/cm3，沙河街地层发现油气显示点火24次，成功19次。具体储层及试油情况见表1，2#层压裂试气结论含油水层，3#层压裂试气结论为水层。

2 完井工程

油藏开发方案和井下作业措施都要通过完井管柱来实现，选择合适的完井方式显得尤为重要。WXC井目标层位为3个小层，主要为Es2+3的4#层、5#层兼探Es1的1#层。完井方式既要考虑尽量发挥其自然产能，又要考虑低孔低渗气藏压裂改造的需要，首先进行该井储层的出砂可能性和出砂临界压差预测。

2.1 出砂指数及临界压差预测

目前出砂预测方法主要有现场观察法、经验分析法、室内实验法和力学计算法等［1-3］。其中声波时差法和出砂指数法是较为常用且预测准确度高的2种方法。针对出砂临界压差的预测，目前国内外常用的预测模型包括Vaziri模型、剪切破坏模型、Morita模型以及经验模型等［4-9］。不同模型的预测精度差异很大，其中经验模型是统计方法得到的数据，有普遍的适用性，其利用测井资料预测单轴抗压强度来预测，具有简单方便，参数易得的优点。因此利用老井的测井资料，采用声波时差法和出砂指数法对储层进行出砂预测，同时利用经验公式预测裸眼条件下的出砂临界压差，其结果见图1。由图1可以看出：1#层、4#层、5#层的声波时差大部分小于295 μs/m，B 指数大于 2×104MPa，出砂可能性小；整体上1#层比4#层、5#层出砂可能性稍大；出砂临界压差 4#层、5#层大于 20 MPa。

表1 W-X井试油情况Table 1 Well test results of Well W-X

图1 W-X井出砂可能性及出砂临界压差预测结果Fig.1 Prediction results of sand production possibility and critical sand production pressure difference in Well W-X

2.2 侧钻井井身结构及完井风险

以尽量多利用老井眼原则，采用一趟钻开窗技术，在灰面以上50 m，Ø244.5 mm×11.99 mm钢级P110的套管上开窗侧钻。为更好保护油气层，发现油气藏的自然产能，采用储层专打技术，Ø215.9 mm钻头钻至储层顶部 (4#层)，Ø152.4 mm钻头至井底。侧钻井的完井方式选择，主要考虑开发1#层、4#层、5#层。由出砂预测及出砂临界压差预测结果，1#层、4#层、5#层地层较稳定，裸眼生产风险不大，1#层比 4#层、5#层风险稍大，1#层和 4#层、5#层中间存在2#、3#水层。为尽可能释放自然产能，建议侧钻井至4#层顶部，采用尾管悬挂完井，水泥封固1#层、2#层、3#层，尾管与上部套管重合200 m，悬挂器悬挂完井方式可以节约大量套管和水泥，降低固井成本，同时减少作业风险。4#层、5#层采用裸眼完井。此复合完井方式风险小。W-X侧钻井的套管程序为Ø177.8 mm尾管至储层顶部(4#层)+裸眼完井。

建议在W-XC井侧钻进入1#层进行中途测试，评价其产能；继续钻至4#层顶部尾管悬挂固井，后钻穿4#层、5#层裸眼完井；储层改造可对4#层、5#层裸眼压裂，若开发1#层可进行射孔压裂。根据初步地质资料对剖面进行设计，最大井斜59°，造斜率3.48(°)/30 m。结合设计剖面对Ø177.8 mm×10.36 mm钢级P110尾管强度进行了校核，满足施工要求。具体井身结构见图2。

图2 W-XC井身结构示意图Fig.2 Casing program of Well W-XC

3 钻井及储层保护

在钻井过程中提出储层专打的技术思路，最大程度发现、保护油气层，在进行井壁稳定性研究的基础上，论证液相精细控压钻井和气体钻井技术的可行性，同时提出配套的储层保护钻井液体系，并在钻井过程中提出发现好的油气显示及时进行中途测试。

3.1 井壁稳定性

通过对该构造2007—2016年完钻的十几口井的复杂情况统计分析发现：(1)馆陶组地层底部出现漏失；(2)东营组下部和沙河街地层漏失严重；(3)沙河街地层采用液相欠平衡钻井基本解决了漏失问题，但又出现了阻卡、坍塌问题。东营组下部地层以泥岩为主，沙一段以泥岩为主，中下部存在玄武岩、凝灰岩，沙二+三段泥岩与细砂岩互层，发育大段凝灰岩和玄武岩。目前泥页岩的井壁失稳研究较多，认为其失稳主要是力学和水化作用；针对火成岩的失稳机理研究较少，其失稳机理认为主要是其裂缝、微裂缝、层理发育及脆性特征，其次是吸水膨胀。本文采用Drillworks压力预测与井壁稳定性分析软件，利用适合于硬脆性地层的预测模型，对侧钻井的孔隙压力、坍塌压力、破裂压力进行了预测，其结果为 Es1层孔隙压力 1.18～1.24 g/cm3、坍塌压力1.35～1.50 g/cm3、破裂压力 1.82 g/cm3，Es2+3层孔隙压力 1.20～1.27 g/cm3、坍塌压力 1.44～1.55 g/cm3、破裂压力1.85 g/cm3。分析认为W-XC井目的层坍塌压力大于孔隙压力，实施欠平衡钻井易造成井壁坍塌。为保护储层建议采用精细控压钻井技术，在近平衡状态下进行钻井，同时提高钻井液的防塌性能。

3.2 控压钻井及配套钻井液

欠平衡钻井技术［10-14］是储层保护最有效的技术，是高效、及时、准确的勘探手段，可以使勘探钻井得到真实客观的储层评价，同时可解决井漏和压差黏附卡钻问题。为客观真实评价W-XC井目的层的自然产能，论证气体钻井和控压钻井技术的可行性。

气体钻井技术［15-16］在国内总体处于试验推广阶段。针对不同的循环介质，有其不同的地层适应性。根据储层条件：沙河街地层存在水层，属于水敏性伤害严重的油气藏，沙河街地层井壁稳定性差，地层坍塌压力大于孔隙压力，且该地区地层存在异常高压，压力系数达到1.36，且为侧钻井，采用气体钻进不利于井眼轨迹的控制。鉴于上述因素不建议采用气体欠平衡钻井，风险极大。

控压钻井［17-20］对深井、高压、高产、高含硫以及喷漏同层窄窗口的油气井优势尤为明显。根据Es1层预测孔隙压力 1.18～1.24 g/cm3，Es2+3层预测孔隙压力1.20～1.27 g/cm3，并考虑该区块前期进行的5口液相欠平衡钻井过程均出现不同程度的井壁坍塌、掉块井下复杂情况，建议初始使用钻井液密度1.16 g/cm3，井口回压0.2 MPa，当量钻井液密度1.23 g/cm3，微欠0.93 MPa压力欠平衡钻进，可有效发现和保护油气层。采用的控压钻井设备主要有旋转控制系统、自动节流控制系统、回压泵系统、数据采集系统及其他配套设施。

优质的钻井液体系是保持井壁稳定和储层保护的关键［21-22］，沙河街地层的特性决定了该钻井液体系必须具有抗高温、防塌性能。抗高温防塌钻井液配方：5%膨润土+2%HGW+1.5%BH-PNP+1%抗高温降滤失剂Redul-1+2%抗高温降滤失剂Redul-2+2%磺化褐煤树脂KJAN+1%聚合醇+2%抗高温防塌剂FT-3000+2%白沥青NFA-25+2%超细碳酸钙+1%承压堵漏剂SF+8%KCl+重晶石。其中HGW和BH-PNP为纳米防塌材料。配方中采用了多种防塌剂并复合承压堵漏材料，同时加入具有储层保护功能的处理剂。裂缝暂堵剂(PD-1)优选粒径主峰分布在2～30 μm的可酸溶解堵颗粒；水基成膜剂(YD-1)使钻井液在井壁上形成一层较高质量的隔离膜，阻止向地层进一步滤失；油层保护专用剂(YDJ)以改性油溶性树脂为主，其亲水基吸附在黏土表面，可挤入细小的孔喉中，形成封堵。形成W-XC井专用的成膜封堵抗高温防塌钻井液体系：抗高温防塌钻井液+储层保护药剂(0.5%～1%YD-1+3%～5%PD-1+1%～2%YDJ)。

3.3 坐套测裸中途测试

为及时发现和评价油气藏，W-XC井在Es1建议采用中途测试技术。目前较常用的是负压测试和坐套测裸中途测试技术。负压测试技术的工作制度是一开井，开关时间6～8 h，施工流程为下工具、加液垫、坐封、打开旁通阀、测试。管柱特点：(1)操作简单、成本低；(2)负压诱喷，求取自然产能；(3)适合显示好、产量高的井。坐套测裸中途测试技术的工作制度是一开一关井，开 6～8 h，关 9～12 h，施工流程为下工具、坐封、开关井测试。管柱特点：(1)操作简单、成功率高；(2)可负压诱喷；(3)可获取地层参数(渗透率、表皮因数、压力等)。一般对于钻井显示好、预计产能大的井可以采用负压测试，渗透性差、产能低的井选择坐套测裸测试。针对W-XC井储层及物性，选择坐套测裸中途测试技术。

4 储层压裂改造

主要针对4#层、5#层进行压裂方案讨论。W-XC井裸眼井段压裂主要存在以下难点：(1)储层岩性致密，破裂压力梯度高，加砂困难；(2)储层温度高，预计温度150～170 ℃，对压裂液各种添加剂是一种挑战；(3)储层裂缝发育，滤失大，黏土含量高，水敏性强。所采取的对策为：(1)采用Ø101.6 mm油管注入，增大施工排量，提高储层改造程度，保证压裂改造体积；前置酸预处理，采用低砂比、小粒径支撑剂、段塞加砂方式，降低加砂难度；(3)应用羟丙基瓜胶高温压裂液体系，优化压裂液配方，优选耐高温添加剂；(4)压裂液添加降滤失剂、高效防膨剂，防止黏土膨胀运移，同时降低压裂液界面张力。

压裂工艺选择：采用顶封保护上部套管，Ø101.6 mm油管注入对裸眼段进行笼统压裂，压裂施工时，低替5 m3后，先投球坐封Y531封隔器，然后对目的层进行施工。

压裂参数设计：采用P105钢级的Ø101.6 mm油管注入排量为6 m3/min；采用前置酸预处理，降低地层破裂压力和施工泵注压力，保证后期加砂顺畅；加砂初期加入100目粉陶降低压裂液滤失；地层闭合压力69.7～78 MPa，支撑剂采用压力等级为86 MPa的40/70目与30/50目组合陶粒，低砂比、段塞式加砂降低加砂难度；压裂液采用线性胶+冻胶高温压裂液体系，预计施工摩阻30.7 MPa，预计施工泵压67.8 MPa。对压裂后的产能进行了预测，预测压后初期日产气量为5×104m3/d左右，360 d后日产量1×104m3/d，累计产气量 440.78×104m3/d(图 3)，达到了压裂改造增产的目的。

图3 压裂后产能预测结果Fig.3 Postfrac productivity prediction

5 结论及建议

(1)W-XC井主要以认识产能为主，利用测井资料预测了储层出砂可能性及出砂临界压差，结合完井风险评估和储层改造要求，确定了侧钻井采用复合完井(上部地层套管悬挂+下部地层裸眼)方式较好。

(2)进行了侧钻井地层三压力剖面预测，目的层地层坍塌压力大于孔隙压力，实施欠平衡钻井易造成井壁坍塌。提出目的层进行储层专打的思路，论证了液相精细控压钻井优于气体欠平衡钻井，并配套了专用的成膜封堵抗高温防塌钻井液体系，同时采用中途测试技术可及时发现油气层。

(3)储层改造建议下部地层裸眼笼统压裂。采用顶封保护上部套管，Ø101.6 mm油管注入对裸眼段进行大排量压裂施工，采用抗高温压裂液体系，优选耐高温添加剂，并采用前置酸预处理，加砂方式采用低砂比、小粒径支撑剂、段塞式加砂。对压裂后产能进行预测达到了增产改造目的。

(4)通过对钻完井兼顾储层改造一体化的工程设计方案研究，为巨量的老井改造方案制定提供了新思路，以期达到老井改造降本增效的效果。