套管开窗侧钻短半径水平井技术在老井改造中的应用

套管开窗侧钻短半径水平井技术在老井改造中的应用

哈萨克斯坦北部的布萨奇油田位于里海东北部布萨奇半岛的西北端，哈萨克斯坦曼格斯省的塔古布卡ra湖an地区。目的层为侏罗系稠油油藏。油藏以透镜体的方式分布,平均埋深450m左右,主力油层J20B层有效厚度平均6.8m,有底水。油田存在的主要问题是产量低,含水上升快。目前该油田共有42口生产井,其中70%的井产量低于20t/d,且90%的井投产不到200d含水就上升到80%以上。2004-2005年CNPC在此油田分别实施了NB31、NB30两口套管开窗侧钻短半径水平井,其中NB31井是油田完成的第1口侧钻短半径水平井。该井于2004年12月8日顺利下入套管完井,水平段钻遇油藏长达239m,投产时获得了日产原油234t的稳定高产油气流,其产量是该井侧钻前产量的11.77倍,成为该油田单井产量最高的生产井。NB30井于2005年5月完成,投产也获得日产50t的稳定油气流。1井下随钻测量工具使用条件哈萨克斯坦北布扎奇油田由于稠油油藏埋藏浅,在井深300m左右存在浅层气,要求使用较高的钻井液密度而储层段地层压力系数较低易发生漏失。进行老井套管开窗侧钻可利用的垂直井段有限,造斜段施工需采用短半径水平井技术。该油田目的层为侏罗系砂岩油藏,地层胶结疏松,完井采油要求水平段井眼需下入完井管柱,因此,其施工工艺、完井工艺具有相当的难度。除此以外,短半径水平井对井下随钻测量工具的适用条件、工作能力也提出了新的要求。(1)浅层松软、胶结疏松地层保证高斜率的技术手段。北布扎奇油田浅层稠油油藏的岩性胶结疏松,可钻性非常好,造斜过程中动力钻具的工具面角不稳定,造斜率会受到影响。根据国内油田钻浅层稠油水平井的经验,浅部地层造斜率普遍偏低,而井眼条件决定必须采用高造斜率的中短半径水平井施工,因此施工前必须确立提高侧钻短半径水平井造斜段质量的有效手段。(2)有线随钻测量仪器的顺利下入及坐键。北布扎奇油田侧钻短半径水平井造斜段施工采用有线随钻跟踪监测,由于短半径水平井造斜率高,曲率变化大,常规的有线随钻测斜仪外部构件总成刚性大,下入坐键困难,仪器杆连接需采用柔性短节,并配合泵冲进行坐键。(3)大角度螺杆通过套管窗口问题。短半径水平井造斜使用的大弯角螺杆钻具下入过程中在通过套管开窗窗口斜向器时会出现相容性问题,造成螺杆钻具不能顺利通过套管窗口。相容性与套管窗口形状、套管尺寸、螺杆钻具弯角、斜向器角度等数据有关,施工前、中需进行相容性分析。(4)完井管柱的安全下入问题。短半径水平井由于井眼曲率高,直接下入完井管柱会有很大风险,采用在完井管柱中加装柔性接头以增加管柱的柔性,并配合滚轮引鞋降低管柱下入摩阻。2优化设计2.1地层完井方式方案NB30、NB31井原井眼均采用ø177.8mm油层套管固井完井,水泥返至地面。因此开窗侧钻在ø177.8mm套管内进行,开窗方式优选斜向器铣锥磨铣开窗,开窗后采用ø149.2mm钻头侧钻水平井眼。根据原井眼的情况及油藏特征,实施老井套管开窗侧钻短半径水平井的完井方式可考虑以下4种方式:ø101.6mm固井射孔完井方式;ø101.6mm割缝筛管半程固井方式;ø114.3mm割缝筛管完井方式;ø101.6mm割缝筛管+封隔器完井方式。由于水平井固井射孔完井费用高,且采用短半径剖面设计开窗、窗口已经到达油层顶界,避开了上部的浅层气和水层,故该井完井方式不宜采用固井射孔完井。割缝筛管半程固井方式同样存在以上问题,且在短半径小井眼中固井施工风险大,固井质量难以保证。从后期采油作业考虑,侧钻水平井眼完井管柱下入ø114.3mm套管更为有利,但侧钻水平井造斜井段采用短曲率半径,井眼造斜率高,在ø149.2mm弯曲井眼中下ø114.3mm管柱风险大。综合分析以上几种完井方式认为选择“ø101.6mm割缝筛管+封隔器完井”最优。该完井方式不进行固井作业,采用管外封隔器封隔目的层以上井段,施工方便、技术可行,相比较几种完井方式,综合效益高,因此NB31、NB30侧钻短半径水平井施工都采用了“ø101.6mm割缝管+封隔器”的完井方式。井身结构见图1。2.2井段优化及高斜率实现2.2.1井眼轨迹剖面和井-震对比试验以NB31井为例,该井上部有浅层气,设计开窗侧钻点应选择在气层以下,这样可在下部实施近平衡钻井,利于保护油气层。但相应开窗侧钻点位置与目的层垂深之间的垂距较短只有100m左右,根据开窗点和目的层深度,侧钻水平井眼只能采用中短半径水平井工艺,井眼轨迹剖面选择采用连续增斜的单圆弧剖面,即“直—增—平”三段制剖面,以满足短半径水平井高造斜率的要求,同时,针对水平井钻井技术、设备及工具能力,地层胶结情况,完井方式等,造斜段造斜率设计不宜过高,综合考虑以上因素,造斜率选择(24～35)(°)/30m较合适,见图2。2.2.2窗口造斜率的影响(1)随钻测量仪器位置与钻头有一定滞后距,必须保证测量仪器突出套管一定距离避免受到套管磁性干扰;(2)不宜直接采用高造斜率的钻具造斜,否则在后期起下钻作业中,会因钻柱与井眼的拉磨,而与套管上窗口接触,影响下部各项作业;(3)出窗口的初期造斜率会受到一定程度的影响,可能达不到设计要求。因此,井眼轨迹设计剖面出窗口要设计留有一定的稳斜井段,然后再按设计造斜率造斜钻进。2.2.3工具面不稳定稠油油藏的岩性胶结疏松,可钻性好,造成钻进过程中动力钻具工具面不稳定,使造斜率受到影响。为提高该区侧钻短半径水平井造斜段造斜率,对使用的螺杆钻具进行了改进,包括将钻具的弯点前移,提高工具弯角,优化稳定器的位置形状和尺寸等2.3钻井被阻时的技术措施采用计算机模拟的方法进行了大角度螺杆钻具在窗口遇阻的情况进行了分析,通过模拟得出遇阻有2种情况。(1)螺杆钻具的工具面方向与窗口的方向有一定的偏差角度。计算机模拟的窗口形状基本为一梭子型,在螺杆钻具的弯角方向与窗口的方向一致时,钻具可通过窗口;当有偏差时,会遇阻。通过分析,采取以下技术措施解决:(1)研制设计专门的修窗工具,在开窗后,对窗口进行修复,以保证开窗窗口圆滑,做到上提下放无阻卡现象。(2)螺杆钻具在窗口遇阻时,可采取钻具转动不同角度下放的方法通过。若仍无法通过则下入陀螺定向找准高边,定向使钻具的弯角与窗口方向一致,保证钻具的下入。(2)当钻头已进入井眼0.8m左右时,螺杆钻具的弯点处于斜向器的中部,弯点和上部套管接触点间的接触力增至最大,造成钻具下入遇阻。通过分析,采取以下措施:(1)该情况遇阻主要是钻具与套管和井壁接触力的增大造成。在出窗口前10～15m的稳斜段,下入特殊设计的钻具组合修正井眼,可缓解钻具进入窗口后弯点与上接触点的遇阻状况。(2)通过理论计算,弯点与上接触点形成的最大接触力为75kN左右。因此,遇阻后,可通过下压方式通过(钻具所能提供的最大重量为200kN左右)。2.4导向钻进减摩降阻技术钻柱优化设计的核心是在对下部钻柱组合钻井特性和造斜规律有准确控制能力的前提下如何降低摩阻和扭矩以及如何减少井下钻柱可能产生的疲劳失效问题。在侧钻短半径水平井中,由于存在高曲率井段,使钻柱与井壁之间的接触正压力与摩擦阻力大幅度地增加。在侧钻短半径水平井钻井中,为最大程度地降低摩阻的影响,防止岩屑床的形成,对大部分的水平井段都要求采用导向钻进方式,而导向钻进在钻柱旋转时产生的交变应力可能导致钻柱和井下工具产生疲劳破坏。因此,侧钻短半径水平井钻井如何充分的估算和减少摩阻力是设计和施工应考虑的核心问题之一。NB31、NB30侧钻短半径水平井设计和施工中通过采用工程软件对入井钻柱进行了摩阻和扭矩计算,计算结果见图3、图4。该套软件的计算过程为:(1)给定钻进参数,计算分析钻柱轴向受力状况,掌握造斜井段小尺寸斜坡钻杆屈曲状况,通过改变钻井方式、调整钻井参数避免钻柱的自锁计算水平段钻进时的钻柱轴向摩阻力和摩擦阻力,合理地选择钻具组合和钻井参数,避免钻柱扭转破坏,确保了钻压的有效传递。减摩降阻的措施:(1)造斜井段全部采用柔性钻杆,降低钻柱与井眼间的摩阻力;(2)钻井液保持低固相、低失水,形成薄而韧的优质滤饼;(3)在钻井液形成优质滤饼的基础上进行适度混油并充分乳化,尽可能降低滤饼摩擦因数。同时解决好井眼净化问题。要有足够的泵排量,保持井眼环空返速及良好的钻井液性能,以达到破坏岩屑床和携岩洗井的要求。3井身部位地层钻入井钻具组合:ø152.4mm复式铣锥+ø120.6mm钻铤+ø88.9mm钻杆。NB31井施工中首先进行原井眼解封、起油管、拆除采油井口、安装钻井井口的工序,打水泥塞封固井眼下部射孔井段并为斜向器提供支撑。NB31井注水泥浆的平均密度1.80g/cm3,封固井段310～527.6m。下入ø152mm钻头钻灰塞至开窗点位置361.0m,下入ø152mm通径规通径至开窗点井深。下入ø177.8mm刮管器套管刮壁。下钻过程中适当控制钻具下放速度,下钻至井深m,大排量清洗井筒,在斜向器预坐封井段351～361m,上下反复刮壁。下入ø150mm斜向器,陀螺测斜仪定向,投球,开泵憋压坐封斜向器。正转钻具倒扣,起出送入工具。下入ø152.4mm复式铣锥开窗,钻压5～10kN,转速45r/min。开窗完成后,钻入地层3m至井深363m。上下旋转修复窗口,提钻。4开采眼间距的控制4.1井眼轨迹调整钻具组合:ø149.2mm钻头+ø120mm弯螺杆+ø88.9mm无磁承压钻杆+ø88.9mm钻杆+ø120.6mm钻铤+ø88.9mm钻杆。按设计要求先下入稳斜钻具钻至造斜点井深370m,投测多点后提钻,下入大角度的螺杆钻具造斜。要求严格控制下放速度,以防损坏井下工具和仪器;同时,在套管内严禁开泵,裸眼段严禁开泵划眼和悬空处理钻井液。造斜段采用随钻测斜仪跟踪监测井眼轨迹,对轨迹进行每米测量;及时对井眼轨迹测量数据计算处理,按设计预测调整井眼轨迹。造斜段先后2次依据设计对井眼轨迹进行必要的调整,保证井眼轨迹与设计的吻合性和准确的入靶。NB31井实钻钻至井深473.82m至设计靶窗A点,井斜90°,造斜段钻进施工完成。造斜段钻井液采用聚合物钻井液体系,保证了钻井液润滑、携岩和井眼的稳定性。4.2地层间距和运动段长度测量钻具组合与造斜段相同,NB31井水平段钻进采用小度数的马达导向钻进,降低钻柱的摩阻、有效传递钻压。水平井段采用MWD跟踪监测,测量的间距控制为5～10m,在80m以后井段钻进,测量的间距控制在10m。水平段按设计要求控制在靶体内运行,控制井斜86～90°,稳斜钻进长度254.51m;纵向偏移距±2m。在水平段钻进中,砂岩油层钻时在30m/h,砂岩油层中有少量的泥岩夹层,每段长度在2～4m。钻至井深728.33m至设计完钻井深,实钻水平段长254.51m。5完井结构及井段结构NB30、NB31井由于采用短半径水平井钻井技术,井眼曲率大,完井管串下入较为困难。井浅、直井段管柱可提供的下压力有限,完井管柱一旦遇阻则很难处理。完井管串采用筛管+盲管+悬挂器+送入钻具结构,在下入过程中管串既不容许转动又不容许循环洗井为保证顺利下入完井管柱完井管柱尺寸不宜过大,根据计算分析,完井套管和筛管采用ø101.6mm平式油管,其接箍外径120.7mm、管体内径90.1mm、通径86.94mm。以便在短半径井眼中能顺利下入。完井结构利用3～4个套管外地层封隔器(ECP)对造斜井段地层与水平段油层实现有效封隔。完井管柱加装柔性接头以增加管柱的柔性,同时下入滚轮引鞋降低摩阻,降低完井管柱通过大曲率井段的难度。在直井段利用ø120mm钻铤和ø88.9mm钻杆作为送入钻具增大套管下入力。完井管柱下入过程中,每下入3～5根灌浆1次,完井管柱完全入井和送入井底后灌满钻井液;现场施工中ø101.6mm完井管柱均顺利下入。6大角度螺杆钻具与套管开口窗口相互影响的问题(1)哈萨克斯坦北部扎奇油田NB31、NB30井通过应用套管开窗侧钻短半径水平井的技术,并获得了