低承壓區套管開窗側鉆井固井技術難點與對策
——以泌陽凹陷下二門區塊為例

2021-04-30 01:41:10孟衛東楊少春梁國進王海娟

石油地質與工程 2021年2期

孟衛東，周代，楊少春，張宇，梁國進，王海娟

（1.中國石化河南油田分公司石油工程技術研究院，河南南陽 473132； 2.中國石化河南油田分公司工程技術管理部，河南南陽 473132）

下二門區塊下T5-241 井于1994 年完井，一開采用φ273.1 mm 套管下至173.94 m，二開采用φ 139.7 mm（壁厚7.72 mm）的套管下至1 491.94 m，井底最大井斜7.90°。受井下套管錯斷影響，已無繼續生產潛力。經論證認為，可利用該井側鉆一口新井以提高斷層夾持區域的儲量動用程度。

下二門區塊漏失壓力系數低，最低漏失壓力系數僅為1.43，受老井油層套管規格限制，側鉆井段采用φ118.0 mm 鉆頭鉆進。下T5-241C1 井首次采用φ101.6 mm 尾管，理論環空間隙僅為8.2 mm。環空間隙小會導致鉆井、固井過程中循環壓耗高，漏失風險加大；水泥環薄、油水層復雜、固井質量不高，這些將直接影響后期分采效果。為此，分別采取了側鉆軌跡設計、擴眼降耗、堵漏提高承壓能力。

1 側鉆井眼軌跡設計

軌跡設計堅持“側鉆段工程質量好、側鉆軌跡操作性好”的原則。開窗點優選在地層穩定且可鉆性好，固井質量好，同時避開套管重合段、套管接箍、短套管及扶正器，在套管接箍以下3～7 m 處的位置。井眼軌跡設計時，井斜盡量控制在45°以內，開窗段的造斜率為25°/100 m，側鉆段的造斜率控制在20°/100 m 以內（表1）。

表1 下T5-241C1 井軌道設計參數

2 擴眼降耗

小井眼和常規井眼存在很大的差異，導致小井眼循環壓耗計算模型與常規鉆井井眼循環壓耗計算模型也存在差異[1-2]。為了準確計算小井眼的循環壓耗，除了考慮常規因素外，還要考慮鉆柱偏心、旋轉、鉆桿接頭、壓力、溫度等因素對環空壓耗的影響。下二門區塊井深較淺，溫度、壓力對環空壓耗的影響程度可忽略不計，本文采用的壓耗計算模型[3]如下式：

式中：P 為環空壓耗，MPa；f 為摩阻系數，無量綱；L為井段全程長度，m；V 為平均流速，m/s； Do為井筒內徑，mm； Dp為鉆柱外徑，mm；ρ 為鉆井液密度，g/cm3；R 為偏心因子，無量綱；k′為旋轉因子，無量綱。

層流下的偏心因子計算模型為：

根據文獻[3]的研究結果，得出鉆柱轉動時環空壓力損耗與鉆柱不轉動時環空壓力損耗之比值為：

式中： Rlam為層流下的偏心因子，無量綱； λav為偏心度，無量綱； λmax為最大偏心度，無量綱； Ro為井眼半徑，mm；Rc為穩定器或者外加厚接頭的半徑，mm； Ri為鉆柱半徑，mm；n 為流型指數，無量綱；di為彎曲環空壓力梯度，MPa/m； do為同心環空壓力梯度，MPa/m。

在給定排量、鉆井液性能、管柱結構、井眼規格尺寸等參數的情況下，利用式（1），分別計算擴眼和不擴眼的情況下，尾管下至井底的水力參數，計算數據見表2 和表3。

表2 φ101.6 mm 套管下至井底參數（不擴眼）

表3 φ101.6 mm 套管下至井底參數（擴眼）

計算可知采用φ101.6 mm 尾管，擴眼的情況下環空壓耗、井底當量密度明顯比不擴眼低。為降低循環壓耗，防止漏失，本井采用液壓可伸縮擴眼工具，將裸眼段井徑擴至φ140.0 mm（圖1）。

圖1 液壓可伸縮擴眼工具示意圖

擴眼作業分為初始造臺階階段和正常擴眼作業階段。初始造臺階是將工具下至設計擴眼位置，啟動轉盤并開泵，開泵時注意觀察立管壓力表。小井眼處，當鉆井液流經噴嘴時，在噴嘴處產生壓降，作用在活塞上，對活塞產生推力，活塞推動刀片外伸擴孔，當初始造臺階完成后，刀片完全張開。此時，在調壓桿的作用下，壓力將下降1～2 MPa。

初始造臺階完成后，繼續旋轉工具20～30 min，以修整臺階。正常擴眼作業是初始造臺階完成后，加壓進行擴眼。鉆壓由小到大，逐步增加，以尋找擴眼作業速度較理想的最佳鉆壓和轉速。推薦擴眼參數：鉆壓5～20 kN，轉盤轉數55～60 r/min，排量10～14 L/s。推薦鉆具組合：領眼鉆頭+擴眼器+φ73.00 mm加重鉆桿+φ73.00 mm 鉆桿。

實際完鉆后，通過裸眼井徑測井可以看出，窗口為橢圓形狀，短軸長124 mm，不擴眼的平均井徑為φ128.3 mm，擴眼后的平均井徑為φ146.6 mm，擴眼效果較好。

3 堵漏提高承壓能力

參照區塊地層漏失壓力系數、試驗井漿密度1.100 g/cm3，折算管鞋處當量密度后，井口實際加壓3.6 MPa。10 min 后井口壓力穩定在2.2 MPa，折算管鞋處當量密度僅為1.430 g/cm3。而在擴眼的情況下尾管下至井底，采用4 L/s 循環時管鞋當量密度已經達到1.480 g/cm3，可見采取堵漏提高承壓能力技術提高地層承壓能力勢在必行[4-8]。

T5-241 井擴眼完鉆后，采用光鉆桿鉆具下至井底，全裸眼段堵漏承壓的技術方案。根據地層孔隙度、滲透率、孔喉尺寸等關鍵巖性參數，優選堵漏材料、優化堵漏漿配方，提高堵漏漿的承壓能力。具體堵漏配方為：井漿+FD-1+FD-2+QS-2+QS-1。其中，FD-1 的粒徑不超過1 mm，FD-2 的粒徑不小于1 mm 且不超過4 mm，QS 粒徑為0.5～30μm 。

實際提高承壓能力過程中，第一次采用質量分數22%的堵漏漿，承壓當量密度提高到1.770 g/cm3，尚不能滿足固井承壓當量的要求。第二次增加QS-2 的量，同時采用質量分數25%的堵漏漿，承壓當量密度提高到1.850 g/cm3，井筒承壓能力滿足了固井要求。兩次提高承壓能力過程采取先替后擠的方式，通過優化單次擠入量、擠入排量，并升壓控制，防止壓裂地層等措施。

4 小間隙固井

裸眼井段擴眼以后，很大程度上降低了井底循環當量密度，提高了裸眼段環空間隙，為固井提供了良好的井筒環境。但區塊整體地層漏失壓力低，固井作業依然面臨嚴峻的漏失風險。為此，在堵漏提高承壓能力的同時，優化了套管重疊段長度，采用小間隙套管扶正技術及低密度高強度水泥漿體系，優化固井施工排量、優選井口加壓方式，通過這一系列優化措施，確保了固井質量合格。

4.1 優化套管重疊段長度

尾管懸掛器采用卡瓦式懸掛器，套管重疊段太短會對重疊段的封固效果不利，重疊段太長則循環壓耗高，增加漏失風險。為此，采用上述壓耗計算公式，計算了循環排量為 7 L/s 情況下，套管重疊段分別為150，100，50 m 情況下的水力參數，計算結果見表4。

表4 不同套管重疊段長度下的水力參數計算

在相同的循環排量下，隨著套管重疊段的減少，環空壓耗、井底當量密度、管鞋處當量密度降低，為兼顧重疊段封固質量，降低循環壓耗，綜合考慮采用100 m 的套管重疊段。

4.2 小間隙套管扶正

針對φ101.6 mm 套管還無成熟的套管扶正器，為最大化提高尾管居中程度，采取了管體焊接扶正塊的方式提高油層井段套管居中度。扶正塊規格：長85 mm，寬25 mm，厚4 mm。焊接方法：軸向每隔1.3 m 焊接一個，徑向相互間隔72°，每根套管焊接5 塊，分布于管體中間。具體添加位置以實際油層位置為準（圖2）。下一步將采用套管柱加裝整體式扶正短節的方式提高套管的居中度，短節有效長度為450 mm，扶正塊最大外徑為116.0 mm，最長40 mm。

4.3 低密度高強度水泥漿體系

圖2 整體式扶正短節示意圖

下二門區塊的地層承壓能力低，為此研究了一套當量密度為1.600 g/cm3的防竄水泥漿體系，具體參數見表5。該體系具有密度低、強度高、井底當量密度低的特點，能滿足低承壓區塊固井的需要。

表5 防竄水泥漿體系性能參數（當量密度1.60 g/cm3）

4.4 優化固井施工排量

基于當量密度1.600 g/cm3的防竄水泥漿體系，計算了固井過程中水力參數，施工排量為5 L/s，立壓4.08 MPa，環空壓耗2.28 MPa，井底當量密度1.670 g/cm3，管鞋當量密度1.740 g/cm3。

計算結果顯示，施工排量為5 L/s 時，井底當量密度為1.670 g/cm3，也就是不同的水泥漿密度、頂替排量，對于井底當量密度、管鞋處當量密度影響很大。固井施工中雖通過堵漏承壓后井底當量密度提至1.85 g/cm3，考慮到預留施工安全空間，建議施工排量控制在5 L/s 以下。固井前應根據實際井筒承壓能力，選擇合適的水泥漿體系。施工過程中，在排量上限范圍內，精準控制、靈活調整作業排量，降低井底施工壓力，防止漏失。

4.5 優選井口加壓方式

為防止候凝過程中水泥漿失重導致地層流體侵入，影響固井質量，目前常采用固井后井口加回壓、水泥漿領漿多返、井口循環等三種井口加壓方式。前兩種井口加壓方式存在明顯的技術弊端，不適用于低承壓區塊尾管固井，而拔完中心管后循環產生壓耗給井底提供附加當量密度的加壓方式，可以靈活調整循環排量來控制壓耗，同時減少掃塞的工序，優勢明顯。采用上述壓耗計算公式，計算拔完中心管后，不同循環排量下的環空壓耗，并折算不同位置的當量密度（表6）。

通過應用以上技術措施，順利完成了鉆井施工作業，固井后采用聲幅-變密度測井方法綜合評價固井質量為合格。T5-241C1 井投產以來，累計產液約1 860 t，累計產油約320 t，其中最高日產油8.3 t，現場應用取得了良好效果。