复杂地层钻完井技术应用范文

《石油机械杂志》2015年第十二期

摘要:

塔河油田为避开老井水体，老井侧钻上提造斜点钻遇上覆石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组泥岩井段，泥岩垮塌掉快堵塞采油井筒。为此，通过深井侧钻技术难点分析、扩孔工具优选、膨胀管关键技术分析及深井130.0mm小井眼定向钻井技术配套，形成了一套适用于塔河油田深井侧钻井的随钻扩孔、膨胀管封隔复杂地层及后续小井眼定向钻井的非常规钻完井方案。同时布置了THA井进行试验，试验井创造了国内单次作业最长428m和施工最深5508m2项记录。现场应用结果表明，膨胀管封隔复杂地层钻完井技术解决了塔河油田177.8mm套管开窗侧钻泥岩垮塌带来的技术难题，确保了钻井、完井和采油等作业井眼稳定;配套的深井130.0mm小井眼定向钻井所需的钻杆、动力钻具和MWD，可以确保泥岩封隔井二开小井眼顺利钻至完钻井深。

关键词:

膨胀管;小井眼;侧钻井;深井侧钻;技术配套;随钻扩孔

塔河油田碳酸盐岩属于缝洞型油藏，油井开发后期，底水锥进，井筒周围形成半径150m以上的水体。为避开老井水体，老井侧钻上提造斜点钻遇上覆石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组泥岩井段，泥岩垮塌掉块堵塞采油井筒［1－2］，通过研究，应用膨胀管对复杂泥岩实施机械封隔。国内膨胀管技术已较为成熟，该技术可广泛地应用于完井和固井作业中的套管补贴，用作应急尾管或尾管悬挂器等［3］，能大幅降低钻采成本，缩短施工时间。然而，膨胀管在深井大斜度侧钻井(井深≥6000m、井斜≥60°)中的应用案例未见报道。为此，笔者研究了膨胀管封隔复杂地层钻完井关键技术，部署了一口侧钻水平井———THA井进行试验，试验获得成功，在深井大斜度长井段井况下取得突破，创造了国内单次作业最长428m和施工最深5508m2项记录，并推广应用4井次。

1深井侧钻井难点及技术方案

1.1技术难点(1)巴楚组或桑塔木组泥岩的脆性、水敏性及应力差，造成部分侧钻井在钻井和完井过程中存在不同程度的遇阻现象，给后续的采油工程带来了巨大安全隐患。(2)奥陶系储层为缝洞型储层，上部地层压力高(孔隙压力1.21～1.24g/cm3)，奥陶系地层压力(孔隙压力1.08～1.10g/cm3)，安全密度窗口窄。(3)对177.8mm套管开窗侧钻，采用149.2mm钻头钻进，只能下127.0mm甚至更小尺寸的套管封隔泥岩井段，一方面小间隙固井作业难度大，另一方面后续作业无法保证。

1.2技术方案由以上难点可知，该类侧钻井无法实施，制约着侧钻井位部署。在深入分析技术需求及关键技术可行性的基础上，提出了在斜井段扩孔后，下入膨胀套管封隔复杂泥岩段的技术方案。现以塔河油田的THA井为例，具体方案为:177.8mm套管开窗后采用149.2mm钻头定向钻进至奥陶系1～2m，采用钻后扩孔，将井眼尺寸扩至165.1mm，下入139.7mm膨胀套管封隔复杂泥岩，进行固井和膨胀作业，膨胀后内径可达134.5mm，使用130.0mm钻头继续钻进，直至钻达目的层。

2扩孔工具优选

笔者调研并分析了国内外的扩孔工具，优选了随钻偏心扩孔器［4］。该随钻偏心扩孔器属于双心钻头，由领眼部分、预扩孔部分和主扩孔部分组成，预扩孔部分减少了主扩孔部分的破岩任务，减轻了钻头振动，保证了钻头的整体稳定性。图1为双心钻头扩孔图。国外某油田某井中使用CSDR5211双心钻头配套单弯螺杆钻具，共入井3次，钻井进尺599.02m，井斜由10.89°增至91.45°，每30m造斜率在13°～20°之间，每30m平均造斜率为15°。

3膨胀管关键技术分析

3.1材料优选及性能指标通过调研评价，目前中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院(以下简称胜利钻井院)和亿万奇的139.7mm膨胀管适合在177.8mm套管开窗侧钻井中应用，性能参数如表1所示。综合考虑井筒条件、工艺成熟度和成本，选择胜利钻井院的139.7mm膨胀管。

3.2膨胀动力学模拟采用ANSYS12.0软件对139.7mm膨胀管进行有限元数值模拟［5－10］，指导了THA井实体膨胀管现场膨胀施工。对塔河油田THA井实体膨胀管膨胀力进行了预测，结果如图2所示。理论膨胀力为502.0～513.0kN，现场施工实际的膨胀力为554.5～604.5kN，误差在8%以内。

3.3膨胀套管管串优化对膨胀管管串结构进了优化设计［11－13］。图3为膨胀套管管串优化方案。该管串结构包括外管柱和内管柱。外管柱为:149.3mm浮鞋1套+133.0mm浮箍2套+133.0mm碰压座1套+149.3mm膨胀管启动器1套+139.7mm×7.72mm膨胀管+146.0mm膨胀悬挂管柱2根+149.2mm膨胀出口1个。内管柱为:133.5mm膨胀锥+118.0mm对扣接头+安全接头+73.0mm油管+挡泥器+73.0mm油管+挡泥器+73.0mm油管+变扣接头+送放钻杆。模拟参数:膨胀管外径139.7mm，壁厚7.72mm，屈服强度460MPa，膨胀率8.3%，膨胀锥外径134.5mm，膨胀锥锥角10°，膨胀速度0.15m/s。液压膨胀决定膨胀施工的成败，密封性是液压膨胀的前提，胶塞碰压是实现有效密封的关键技术，为此，设计了膨胀管专用固井胶塞，如图4所示。胶塞头采用铜材，方便后期扫塞施工，胶塞翼设计6组，具有较强的韧性和抗冲涮能力。

4深井130.0mm小井眼定向钻井技术配套

139.7mm膨胀套管膨胀后，通径131.3mm，二开需要使用130.0mm的小尺寸钻头钻进，常规149.2mm井眼配套的钻具、螺杆和测量仪与130.0mm井眼配套时间隙小，造成施工泵压高，且易发生卡钻事故。因此，对130.0mm小井眼定向钻井所需的钻杆、动力钻具和测量仪器进行了配套。配套了接箍外径为108.0mm的非标88.9mm钻杆。该钻杆内径70.2mm，抗扭强度38.86kN•m;优选了105.0mm螺杆钻具，该螺杆排量为6～14L/s，输出转速为102～220r/min，满足了定向钻进的使用要求;引进了美国Boreview公司生产的47.75mm抗高温MWD仪器，满足了现场测量要求。

5现场应用效果

膨胀管封隔复杂地层钻完井技术于2012年在塔河油田THA井进行了首次试验，随钻扩孔、实体膨胀管施工和深井130.0mm小井眼定向钻井均获得成功，扩孔井径和固井质量见表2，均收到预期效果，采油井筒未发生泥岩垮塌堵塞井筒事故。截至目前，已成功应用5井次，已累计增油2.3×104t。

6结论

(1)形成了一套适用于塔河油田深井侧钻井的随钻扩孔、膨胀管封隔复杂地层及后续小井眼定向钻井的非常规钻完井方案。(2)膨胀管封隔复杂地层钻完井技术解决了塔河油田177.8mm套管开窗侧钻泥岩垮塌带来的技术难题，确保了钻井、完井和采油等作业井眼稳定。(3)配套的深井130.0mm小井眼定向钻井所需的钻杆、动力钻具和MWD，可以确保泥岩封隔井二开小井眼顺利钻至完钻井深，有效沟通老井周围储集体。

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作者：陈培亮 井恩江 王玉多 王奎举 贾玲 单位：中国石化西北油田分公司工程技术研究院 中国石油新疆油田公司陆梁油田作业区 新疆克拉玛依市地质工程有限责任公司 中国石油新疆油田公司风城油田作业区 西部钻探克拉玛依钻井公司