渤海A油田瘦身井井身结构优化与应用

王兴起，李庄威，胡国金，李大伟，韩东东

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300459）

2.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津 300459）

近年来，渤海油田的勘探开发形势发生较大变化，已开发老油田稳产困难重重，整装优质新油田越来越少。渤海A油田构造破碎，东西跨度大，含油层系多，流体分布复杂，单井产量低，是渤海油田现阶段开发油田的典型代表。该油田油藏条件复杂，开发成本高，同时大部分油藏位于生态红线区内，平台设置位于海洋生态红线区边界，要求钻完井作业全过程零排放。为提升油田整体开发经济效益，全面推广瘦身井，实现钻井作业的提速、提效势在必行。

1 渤海A油田原井身结构设计

1）隔水导管。采用锤入法下入隔水导管，在安装导管架时一起锤入，设计隔水导管入泥深度50 m（锤到持力层，并满足井口支撑要求）。隔水导管规格为：单筒单井选用Φ609.6 mm、X52、25.4 mm壁厚，单筒双井选用Φ914.4 mm、X52、25.4 mm壁厚。

2）表层套管。该井段采用Φ406.4 mm井眼，下入Φ339.7 mm表层套管。为平衡各井段的难度，下一层次Φ311.15 mm井段大于2 800 m或水垂比大于2的井Φ339.7 mm表层套管下深至800 m，其他井Φ 339.7 mm表层套管下深至400 m。

3）生产套管。完钻井深小于3 200 m定向井采用Φ311.15 mm井眼，Φ244.475 mm套管下深至完钻井深。完钻井深大于3 200 m定向井，Φ244.475 mm套管下深至海拔垂深-850 m，增加一层次Φ215.9 mm井段，Φ177.8 mm套管下深至完钻井深。

2 渤海A油田井身结构优化设计

2.1 瘦身井优选原则

在渤海A油田开发过程中，为最大限度实现提速减排，全面推广应用瘦身井井身结构。要求井深小于3 200 m且水垂比小于2.5的井全部瘦身，总作业井数23口，计划瘦身井数22口。

2.2 井眼瘦身方案

隔水导管下入方案不变。兼顾考虑大斜度井套管下入风险，井眼尺寸由Φ406.4 mm井眼（Φ 339.7 mm表层套管）+Φ311.15 mm井眼（Φ244.475 mm生产套管）优化为Φ311.15 mm井眼（Φ273.05 mm表层套管）+Φ241.3 mm井眼（Φ177.8 mm生产套管）（图1）。

图1 井身结构优化示意图

2.3 表层套管下深方案

为平衡各尺寸井段作业难度，并为后期侧钻预留空间，加深表层套管下深至600、800、1 000、1 200 m。优化方案如下：单筒双井表层套管下深为400 m，4口井；完钻井深小于2 400 m的井，表层套管下深为600 m，共9口井；完钻井深大于2 400 m且水垂比小于2的井，表层套管下深为800 m，共6口井；水垂比大于2的井，表层套管下深为1 000、1 200 m，共3口井。

2.4 后期侧钻方案设计

1）原井位附近侧钻。侧钻点位于原井位附近并且低于泵挂深度时，在Φ177.8 mm生产套管开窗侧钻，侧钻井眼为Φ152.4 mm扩眼至Φ177.8 mm，下入Φ139.7 mm生产套管，可以实现套管内分层及充填防砂作业，满足完井生产要求（图2）。

图2 Φ177.8 mm生产套管开窗侧钻

2）远井地带侧钻。侧钻点位于远井地带时，在Φ339.7 mm表层套管开窗侧钻。具体的侧钻方案为切割回收原Φ177.8 mm生产套管，实施Φ339.7 mm表层套管开窗侧钻；侧钻后井眼为Φ241.3 mm井眼，下Φ177.8 mm套管；当存在下一层井身结构时，可钻Φ152.4 mm井眼并扩眼至Φ177.8 mm，下入Φ 139.7 mm生产套管（图3）。

图3 Φ339.7 mm表层套管开窗侧钻

施工要求：远井地带侧钻基础为加深表层套管下入深度，预留侧钻空间，优化后的表层套管下深方案可以满足要求；固井作业水泥浆量需精确计算，精准控制水泥返高，便于后续Φ177.8 mm套管回收，缩短弃置周期。

3 配套钻井提速措施

在钻井作业过程中，为及时清除在下井壁形成的岩屑床，保证井眼的清洁，防止卡钻等井下事故发生，并让套管顺利下至设计深度，通常会采取短起下钻的施工措施。短起下钻所用时间约占整个钻井周期的30%，严重制约着油田的提速增效。为进一步提高钻井作业效率，A油田在使用瘦身井井身结构的前提下开展了零短起作业模式实践，在完钻后保证充足的钻井液循环时间，清洁井眼的同时调整钻井液性能，之后起钻至井口进行下套管作业。

3.1 井眼清洁措施

1）高钻井液环空返速。通过井眼瘦身，实现了井眼与钻具环空钻井液返速增大，避免了岩屑床的大量形成。在使用Φ139.7 mm钻杆情况下，一开井眼尺寸由Φ406.4 mm优化为Φ311.15 mm，泵排量保持4 000 L/min不变，环空返速由0.59 m/s增加至1.11m/s；二开井眼尺寸由Φ311.15 mm优化为Φ241.3mm，泵排量由4 000 L/min降至2 600 L/min，环空返速由1.11 m/s增加至1.42 m/s，较高的钻井液环空返速更有利于岩屑的携带，从水力参数上保证了井眼的清洁。同时Φ241.3 mm井眼的使用为井眼与生产套管提供了足够的环空间隙，以利于生产套管的下入及固井质量。

2）岩屑浓度及ECD参数控制。A油田井下定向井仪器的最大耐受排量为2 800~2 900 L/min；钻进过程使用常规螺杆钻具，顶驱转速取值70 r/min；使用Φ139.7 mm钻杆；钻头水眼为7个Φ14.29 mm。

在现场施工过程中，为保证井眼清洁度，设定2 000 m以上井段控制岩屑浓度小于5%、2 000 m以下井段控制岩屑浓度小于3%，通过控制最高机械钻速及底部钻具组合中的测井工具所测得的ECD值，实现对井内岩屑浓度的控制。

经过Landmark软件模拟，2 000 m以上井段控制岩屑浓度小于5%，可允许最大机械钻速为145~190 m/h，泵压10~16 MPa，允许最大井底ECD值为1.362 3~1.443 1 g/cm3；2 000 m以下井段控制岩屑浓度小于3%，可允许最大机械钻速为ROP 115 m/h，泵压13~19 MPa，允许最大井底ECD值为1.413 8~1.432 4 g/cm3，见表1。

表1 机械钻速、井底ECD值与井内岩屑浓度关系

3）钻井液提切剂的优选。钻井液是否具备良好的流变性，以便将井筒内产生岩屑及时运移至地面是实现零短起模式的关键。A油田钻井作业前研选高效提切剂，优化配方实现钻井液低黏度高切力。以改进型PEC钻井液作为基浆，分别加入BIOVIS、VIS-B和PF-XC评价增黏效果，在同为2%的加量下，VIS-B的黏度最大，BIOVIS和PF-XC的黏度相差不大，如图4所示。但是，相较VIS-B和PF-XC两种增黏降滤失剂，BIOVIS能够更好地兼顾提黏切和降低滤失量的作用，如图5所示。在BIOVIS0.3%加量下，体系动塑比YP/PV=0.65＞0.6，Φ6=10 mPa·s＞8 mPa·s，API滤失量=2.6 mL＜4 mL，失水较低，而且其具有更宽的加量调控范围，更适合现场维护加料操作。在现场实际应用中，实现漏斗黏度55 s情况下Φ3/Φ6由4/7 mPa·s提高到8/10 mPa·s，动切力YP=12~15 Pa，岩屑返出情况良好。

图4 2%加量各处理剂指标

图5 各处理剂加量与失水量关系

3.2 旋转下套管工具备用技术

套管能否顺利下至设计深度往往决定着钻井作业的成功与否，零短起作业模式在缩短钻井作业周期的同时，也在一定程度上增加了下套管不到位的风险。为确保套管的顺利下入，结合渤海常用的顶驱下套管工具，创新应用了旋转下套管工具备用措施（图6）。

图6 旋转下套管工具备用示意图

目前渤海常用的旋转下套管工具主要有两种，分别通过液压方式和机械方式控制牙板咬紧套管，牙板咬紧套管后，旋转顶驱上扣。套管扣上紧后上提套管串，提出套管卡瓦，下放套管串。使用旋转下套管工具，遇阻时可直接开泵循环或旋转套管，第一时间处理套管阻卡，但操作步骤多，相对耗时。

旋转下套管工具在连接套管时，相比传统套管钳紧扣方式慢。为了保证套管的顺利到位，通过对旋转下套管工具进行研究，创新结合两种下套管模式。通过加工适合长度的吊环，配合使用可划眼浮鞋及高抗扭套管扣，实现采用传统模式进行紧扣并下放套管串，遇阻时随时切换，采用顶驱下套管模式，既保证了下套管时效，又能第一时间处理套管阻卡。

3.3 现场应用效果

通过零短起作业模式实践，18口井实现二开Φ 241.3 mm井段无短起下钻，直接下套管到位，累计节约钻井工期37.36 d。

4 配套完井生产工艺

A油田22口瘦身井均采用Φ177.8 mm、23 lb/ft（1 lb/ft=1.49 kg/m）生产套管，该尺寸生产套管难点在于实现分采。使用Y型电泵分采管柱生产的关键点在于生产套管内径小，必须保证有足够的空间允许井下工具通过。Y接头、电泵机组以及旁通管尺寸的选择通常是难点所在。并且由于生产管柱的整体尺寸减小，也会限制单井的日产油量。

4.1 电泵、电机配套方案

该油田的地质油藏数据显示，18口生产井平均配产70 m3/d，最大配产120 m3/d，设计电泵最大下入深度900 m。通过现有泵与电机配套方案的对比分析，采用338系列泵+375电机组合方式可满足生产要求，见表2。

表2 电泵、电机配套方案参数对比

电机外径与旁通管外径之和，与生产套管内径之间的间隙大小不应小于6 mm。表3是配合375系列电机可以选用的旁通管尺寸，可见3种尺寸的旁通管均可满足生产需要。为保证旁通管的抗拉性能，并能够通过钢丝作业实现滑套的开关动作，推荐选用Φ60.32 mm的旁通管。

表3 配套旁通管参数对比

4.2 分采管柱推荐方案

生产管柱采用Φ73.025 mm油管+155Y接头+Φ 60.32 mm旁通管+Φ41.275 mm滑套，可实现分采；采用338系列泵+375电机组合方式可实现最大配产310 m3/d，满足生产要求。

5 结论

1）通过22口瘦身井井身结构的应用，减少岩屑的回收量约4 300 t，同时节省套管、钻井液、水泥等材料费约2 300万元，降低作业成本效果显著。

2）瘦身井井身结构可实现Φ177.8 mm生产套管内的完井分采，通过配套钻井提效措施，22口井较设计钻井工期提速63%。对于经济效益较低的油藏条件复杂油田，具有很好的推广价值。