伊位克魯邁拉定向井井身結構優化

邸百英

(中石油大慶鉆探工程公司國際事業部，黑龍江 大慶 163411)

魯邁拉油田地質環境復雜，共存在6套漏失層，2套含硫水層，2套礫巖和硬石膏夾層，大段泥頁巖地層，3套壓差超過0.12MPa的主力油層。為了降低風險，垂深3800m的井原有設計方法多采用四層井身結構，且下入深度差異較大，不僅限制了鉆井速度的提高，也增加了鉆井成本，部分井存在將漏失層、頁巖層、高滲儲層放在同一井段內的情況，側鉆達5次后才順利完井(該井僅該段損失的非生產時間就高達51.38d)。因此，為了提高鉆井效率、降低鉆井成本、保障鉆井施工順利進行，有必要開展井身結構設計優化，從而為中石油鉆探隊伍在該地區站穩市場提供技術支撐。

1 地層特點和鉆井難點

魯邁拉油田地層發育穩定，主要目的層為Zubair油層，該區地層巖性結構較為復雜，存在多種漏失層、含硫水層和頁巖層，并且地層存在軟硬夾層，部分井段存在硫鐵礦，從而增加了井身結構設計的難度。自上而下各地層有以下地質特點和施工風險[1]：

1)Dammam層(550～750m)主要為白云巖、裂縫性石灰巖，90%以上的井鉆井過程中均發生嚴重漏失;Hartha層(1725～1925m)主要為多孔裂縫性白云巖、碎屑質石灰巖，夾泥巖薄層，50%以上井發生嚴重漏失(其中Ru-398井處理該井段漏失累計損失51.38d)，而其余微漏和滲漏層累計井段占全井長度的51.19%。

2)Ummer-rad層(1100～1300m)和Tayarat層共發育2套含硫水層。R-506井下鉆至1235.36m含硫水溢出并伴有H2S氣體出現，井控風險高。

3)2000m以下有大段泥頁巖，Shiranish層和2套主力油層滲透率達到了1000～4000mD。同時由于長期開采，部分井2套油層地層壓力梯度下降0.1～0.23MPa/m，易發生壓差卡鉆。

2 井身結構優化設計

2.1 優化原則

井身結構設計是鉆井工程設計的基礎，直接涉及到鉆井施工及采油工程的需要[2～4]。合理的井身結構設計要達到安全、優質和低成本。因此，結合甲方采油工程的需要，制定了如下幾項井身結構設計原則：①滿足現有鉆機設備的提升能力；②套管強度設計合理，要保證套管在最大造斜率為6°/30m井段內能順利下入；③同一開次井眼與套管環空間隙不小于19mm；④油層段固井質量全部合格，中間漏失層、含硫水層的層間封隔固井質量合格；⑤潛油電泵下至垂深2000m，且潛油電泵處應為直井段，狗腿度小于1°/30m；⑥套管居中度達到70%以上；⑦油層套管內徑(通徑)需要滿足后續測井、修井最小通徑不低于114mm；⑧油層套管鉆進井段內不能使用膨潤土、重晶石等材料，所有鉆井液材料是可酸化，因而最后一開不能有大的漏失層。從而確定了如圖1所示的魯邁拉油田的井身結構設計流程。

圖1 魯邁拉井身結構設計流程

2.2 套管層次和下入深度的確定

魯邁拉地層壓力除油層開采存在壓差外(該壓差可通過控制鉆井液密度和屏蔽暫堵技術來實現)[5～8]，其余井段屬于正常壓力系統。因此，研究過程中將防止漏失、防止含硫水侵、儲層保護、井筒質量作為井身結構設計的重點。井漏是魯邁拉油田鉆井施工最大難點，主要涉及2種漏失形式：孔洞裂縫性漏失(Dammam層640～855m、Hartha層1710～1900m)、滲透性漏失(Mishrif層2150～2200m、Shuaiba層2900～3000m)。出于儲層保護的需求，要求儲層鉆井液無固相，而根據多年堵漏經驗判斷，對于孔洞裂縫性漏失層無固相鉆井液堵漏成功率相對較低，且大的漏失量對于成本較高的無固相鉆井液而言也是不可接受的。將含硫水層與下面的儲層隔開，從而保證井控安全，延長鉆具壽命。最終確定了如下的套管層次和下深方案：①先下入35m導管，封住上方流砂層和成巖性較差的松散地層，防止表層竄槽，并為二開鉆進構建循環通道；②一開進入Dammam層頂6m穩定泥巖段，從而保證二開鉆進時井控安全；③二開進入Sadi層8～15m，實現“大漏層”與“小漏層”的分離，漏失與防塌防縮徑的分離，1.05～1.10g/cm3常規鉆井液與1.13～1.30g/cm3無固相鉆井液的分離，定向井段與直井段的分離；④三開則是根據油田試油、壓裂等后續作業的需求，鉆至油層底以下50m。

2.3 套管尺寸確定

圖2所示為套管與井眼尺寸匹配標準，實線表示套管與井眼尺寸的常用配合，虛線表示不常用的尺寸配合(間隙較小)。如選用虛線所示的組合時，則須對套管接箍、鉆井液密度、注水泥及井眼曲率大小等應予注意。同時若套管和鉆頭采用非標結構，則相應采購周期和成本都會增加，因此井身結構設計時盡可能采用標準井身結構。

以19mm最優固井間隙為基準，根據圖2所示，井身結構設計如下。三開：根據魯邁拉油田開發實際需求，完井采用?177.8mm油層套管，?215.9mm鉆頭。二開：推薦采用?244.5mm套管，?311.2mm鉆頭。一開：推薦采用?339.7mm套管，?444.5mm鉆頭。導管及其鉆頭分別選擇?508.0mm和?660.4mm。綜上所述，最終確定了如表1所示的魯邁拉S型定向井的井身結構。

圖2 套管與井眼尺寸匹配標準示意圖

開次鉆頭尺寸/mm斜深/m垂深/m套管尺寸/mm斜深/m垂深/m導管660.43535508.03535一開444.5430430339.7428428二開311.218301793244.518281792三開215.934103374139.734073373

2.4 套管柱安全性分析

2.4.1套管強度校核

針對魯邁拉油井采量高、生產壓差大的情況，采用L80級套管既要滿足施工操作，又要滿足抗外擠安全系數不小于1.125、抗內壓安全系數不小于1.10、抗拉安全系數不小于1.25的技術需求，對各開次套管進行強度計算得到套管強度校核數據如表2所示。

表2 魯邁拉套管強度校核結果

注：1lb=4.4482N,1ft=0.3048m。

2.4.2套管柱下入可行性分析

1)?311.2mm彎曲井眼下入?244.5mm套管 利用定向井井眼曲率半徑計算不同曲率下的井眼曲率半徑，使套管允許彎曲半徑小于井眼曲率半徑。套管允許彎曲半徑計算公式：

(1)

井眼曲率半徑計算公式：

(2)

式中：R為套管彎曲半徑，m；R0為井眼曲率半徑，m；K為井眼曲率，(°)/30m；E為鋼的彈性模量，206×106kPa；D為套管外徑，cm；K1、K2為安全系數，1；Yp為套管屈服強度，MPa。

表3 不同套管鋼級在一定安全系數下允許井眼彎曲情況

注：G1、G2分別表示L80鋼級套管安全系數。

表4 同一套管不同曲率條件下間隙大小

注：套管外徑244.5mm；壁厚11.99mm；內徑220.52mm；通徑219.5mm；鉆頭直徑215.9mm。

當K1、K2取不同安全系數，L80鋼級套管允許彎曲半徑和井眼最大曲率數據如表3所示。通過計算得知，當K1、K2取值較小時，套管允許彎曲半徑逐漸變小，而井眼曲率隨之增大。由文獻[4～6]可查得K1、K2取值數據，同時結合大慶油田深井二開技術套管鋼級為L80，?311.2mm井眼最大曲率小于6°/30m時,為了滿足潛油電泵技術需求，要求井眼曲率控制在3°/30m以內，所以?244.5mm套管滿足生產需求。

2)?244.5mm套管內通過?215.9mm鉆頭 技術套管采用壁厚為11.99mm的?244.5mm套管，因此要著重考慮?215.9mm鉆頭(鉆具組合)在該套管通徑彎曲變形情況下能否通過的問題，從而為軌道設計最大井眼曲率的確定提供理論依據。通過幾何模型，計算?215.9mm鉆頭(鉆具組合)在不同井眼曲率條件下的最大間隙與最小間隙。

在彎曲井眼內按照套管居中度70%，彎管內剛度100%計算時，確定鉆柱與彎曲套管最大間隙。計算結果如表4所示，滿足“鉆頭尺寸應小于上層套管通徑”的要求，所以?152.4mm鉆頭可以通過曲率小于11°/30m彎曲的?177.8mm套管，但根據魯邁拉定向井實鉆經驗，套管內虛泥餅最高可達0.50mm。因此當井眼曲率小于3°/30m時，鉆頭可順利下至井底。

2.5 關鍵技術措施

1)為了避免長井段封固循環壓力過高導致誘發井漏，采用分級固井。且根據現場實際施工經驗，分級箍以上50m范圍內固井優質率為100%，而分級箍以下固井質量則無法保證。因此為了有效封隔Tayarat和Hartha兩個漏失層與含硫水層，分級箍安放位置在Tayarat底以下40m。

2)針對部分井技術套管固井后出現水泥面下降的問題，在完井后增加試擠作業，試壓時最高壓力控制在地層破裂壓力允許范圍內，承壓10min后為合格。否則采取頂部擠水泥作業，保證表層套管與技術套管的有效封隔。

3 現場應用

3.1 單井實鉆情況

R595井是一口水平位移612m的大位移S型定向井，該井最大井斜28°，最大造斜率3°/30m。該井一開采用?444.5mm鉆頭鉆至553m，下?339.7mm套管；二開采用?311.2mm鉆頭鉆至2085m，下?244.5mm套管，分級箍安放在1532m；三開采用?215.9mm鉆頭鉆至設計井深3501m，下?177.8mm套管。該井全井平均機械鉆速11.34m/h，鉆井周期37.52d，建井周期52.88d，全井非生產時間僅3.84d，占全井生產時間的7.27%，同比鄰井R569井，非生產時間降低17.68個百分點。全井施工過程中，僅發生一次大的漏失，通過水泥堵漏處理33.5h后正常鉆進，其余為定向儀器故障損失時間。

3.2 總體應用效果

運用上述井身結構優化設計方法，在新一輪合同中累計施工25口井，平均井深3391.64m，全井平均機械鉆速11.23m/h，平均鉆井周期37.72d，平均建井周期50.64d，平均非生產時間比例為10.68%，與上一輪16口井相比，在鉆井難度增加情況下(補鉆井數量增加、600m以上位移井比例增加)，平均機械鉆速提高26.18%，平均鉆井周期縮短10.64d，平均建井周期縮短15.33d，平均非生產時間比例降低了8.6個百分點。

4 結論與建議

1)魯邁拉地區井身結構設計的重點是將漏失層與儲層、大段頁巖層采用技術套管封隔開，從而保證儲層鉆進過程中沒有堵漏等作業。

2)通過井身結構優化設計，以及鉆井液密度控制、分級固井、試擠作業等技術配套，實現了四層井身結構全部優化為三層井身結構的過渡，平均建井周期縮短15.33d，平均非生產時間比例降低了8.6個百分點，在保障安全的前提下，降低了生產成本。

3)二開由于固井時發生漏失造成部分井表層套管和技術套管之間未能實現有效封隔的情況，雖然通過擠水泥作業達到了甲方驗收標準，但還需進一步開展提高堵漏效果和雙凝雙密度固井技術研究，從而保證一次性封固質量，進一步縮短施工周期。