渤海油田侧钻“瘦身井”关键钻完井技术研究与应用

丁晓洁

（中海石油（中国）有限公司天津分公司,天津 300459）

渤海某油田已进行了近六年的开发,为了进一步提高该油田的整体开发效果,实现油田效益最大化,动用新增探明储量,决定对A13S1 老井9-5/8in 套管内开窗侧钻调整井,并优化井眼尺寸和套管结构,首次创新使用了一种非标准井身结构,侧钻8-1/2in 井眼内下入7-5/8in 套管,并研发了一套适用于7-5/8in 套管的完井工具和工艺技术,为油田精细高效开发奠定了重要的基础。

1 定向井井身结构现状

渤海油田目前定向井常用井身结构设计一般采用二开和三开制,因受地质因素、压力系统、油水分布及作业时的复杂情况等因素影响[1-2],完钻井眼尺寸主要是12-1/4in 和8-1/2in,生产套管为9-5/8in 和7in,结构相对单一,且井身结构多年来保持不变,通过对现场实施情况的跟踪分析,对比了两种不同尺寸的套管对钻完井作业的优缺点,如表1 所示,小尺寸套管的定向井有较高的机械钻速,同时用料较少,井眼尺寸的缩小以后,对完井作业会产生较大的影响[3-5]。

表1 两种尺寸的套管对完井作业的影响

2 瘦身井配套钻完井工具与技术

2.1 开窗与扩眼工具

考虑到该井9-5/8in 套管内斜向器位置处的局部狗腿较大,7-5/8in 套管顺利通过开窗窗口是作业成功的关键所在。因此,开窗作业时,使用外径为220mm 的铣锥和钻柱铣增加窗口宽度；使用2.5°的斜向器,斜面长度为4062mm,以保障窗口长度；加入6 根6-1/2in 钻铤以增加磨铣钻具的刚性,并配合使用稳定器,确保了开窗作业的顺利进行[6-8]。

钻进作业采用一趟式旋转导向随钻测井+随钻扩眼钻具,使用改进型PEC 钻井液体系,密度低,润滑性高,保证了井眼的清洁度,具体的钻具组合如表2 所示。

表2 不同作业钻具组合情况

2.2 小间隙环空固井技术

该井侧钻后,裸眼段长度1400m,固井采用单级全封模式。在753m 钻遇第一个气层,最大气全量2%,综合考虑全井段使用1.50g/cm3低密高强水泥。由于7-5/8in 套管结箍与9-5/8in 套管间环空间隙小,施工排量受到限制,9-1/2in 裸眼与套管间的环空返速低,故调整隔离液与水泥浆的流变性,进一步调整流变参数与水泥浆的稠化时间[9-10],同时,降低井底当量密度,提高固井质量。

2.3 配套完井关键工具

完井管柱结构从上到下依次连接油管挂、油管、放气阀、井下安全阀、Y 型接头、过电缆封隔器、电潜泵机组、带孔油管、生产滑套、定位密封、盲堵。针对生产套管尺寸为7-5/8in,研制了能够满足7-5/8in 套管的过电缆封隔器密封,以及放气阀安装及控制管线穿越要求的7-5/8in 过电缆封隔器,同时对Y 接头尺寸优化设计,保证电泵机组及旁通管入井后有足够的安全间隙。配套的工具相关技术参数如表3 和表4。

表3 7-5/8in 过电缆封隔器技术性能参数

2.4 电泵机组及旁通管优选

根据油藏配产数据,7-5/8in 生产套管设计选择375电泵机组可满足生产需求。考虑套管、电机、旁通管三者间隙满足安全的条件下,配合使用2-7/8in 无接箍油管,相关参数指标如表5。

表5 电泵机组及旁通管参数指标

3 现场应用情况

A13S2 井为一口9-5/8in 套管开窗侧钻的大斜度调整井,该井侧钻点为405m,最大井斜为64.49°,造斜率3.3°/30m,其井身结构基本参数如表6。该井9-5/8in 套管开窗作业后,采用8-1/2in 井眼钻至完钻井深,扩眼作业,下入7-5/8in 套管固井。作业顺利,无复杂情况,钻井工期8.17 天,钻井时效达100%。完井作业使用5in 射孔枪,TCP 平衡射孔负压返涌管柱射开两层,进行一趟多层压裂充填防砂,下入Y 型电潜泵分采管柱生产,完井作业顺利,完井工期5.75 天,完井时效100%。该投产初期日产油63.8m3,含水量3.5%,超钻后配产,投产效果如图1 所示。

图1 A13S2 井投产后的生产曲线图

表6 A13S2 井身结构基本数据

4 结论与认识

4.1“瘦身”后的特殊井眼（7-5/8in 套管）配套钻完井技术取得了较好的现场应用效果,工具性能稳定可靠,实现了油藏开发需求。

4.2 海上油田非标准套管程序的创新使用,提高了作业效率,明显降低了作业费用,而保证非标准套管入井顺畅到位至关重要。

4.3“瘦身”井套管程序使渤海油田原有的井身结构进行了优化并取得了现场应用的成功,为后续推广提供了有力的技术保障。