三采區塊零散更新井控壓套管鉆井及完井技術現場試驗

劉玉民,方 牧，姜玉芳,李天府,楊秀天,王連生,董 巖

(1.大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院,黑龍江大慶163000；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司,天津300000；3.大慶油田采油工程研究院,黑龍江大慶163458；4.大慶鉆探工程公司鉆井二公司,黑龍江大慶163413)

大慶油田三次采油區塊的套損井數越來越多，所以需要鉆更新井數越來越多。但是，常規鉆井時需要停注及泄壓（也就是“鉆關”），嚴重影響了原油產量、注采井網及三次采油整體開發效果。因此，開展了三采區塊零散更新井控壓套管鉆完井技術研究與現場試驗，取得了較好的效果。

1 鉆井存在的難題

（1）聚驅、低滲透儲層壓力預測難，選擇鉆井液密度區間難:聚合物屬非牛頓流體，且為段塞方式注入，每個階段注入參數有所不同，聚驅層位壓力分布十分復雜，壓力預測難度大；低滲透儲層厚度及孔滲性變化大，部分低滲透儲層不符合達西滲流規律，給壓力預測工作帶來較大難度，準確率相對較低，影響了鉆完井工程方案的制定，尤其是選擇鉆井液密度區間難度大。

（2）裸眼井筒壓力系統復雜，層間壓差大，鉆井施工時存在漏、涌、噴的風險，鉆井施工風險高:不停注條件下，注入井相當于持續供應的水源，層間壓差顯著增大，將由目前的5MPa增加到10MPa，井底壓力控制難度大，一旦發生水侵，將在注入井和新井之間迅速形成大孔道，注入水集中涌入新井井筒，造成大量出水而引發涌漏噴卡等事故，井噴風險及環保風險高，設備投入、管理成本將相應提高。

（3）由于鉆井液密度高，易造成油層污染:長垣油田大部分區塊已有5～6套井網，井網空間位置關系錯綜復雜。同井場注入井（距離待鉆井30～50m）不鉆關，存在較大事故風險。以采油一廠更新井中丁4-斜更013井為例，如不鉆關，注水壓力10.31MPa，推算S2組中部壓力達18.3MPa，壓力系數2.25；推算G3組最低壓力為10.1MPa，壓力系數為0.89，層間壓力系數差達1.36，壓穩高壓層需要2.35g/cm3的高密度鉆井液，該區破裂壓力系數在1.97左右，極易發生惡性漏失，侵入油層造成污染。

（4）無穩定的地下壓力環境，固井質量保證難度大：長垣油田多年鉆井實踐表明，壓力系數超過1.75，固井質量優質率下降約20%，壓力系數超過1.90，固井質量很難達到合格標準。不鉆關條件下，壓力系數2.2以上固井工藝難度大。固井和候凝期間，不但要解決高壓層防竄問題，還要考慮高流速的影響，固井質量難保證，不鉆關將顯著提高儲層流體流速，高流速對水泥漿形成沖刷和稀釋，造成質量變差。

2 技術原理

為了解決上述問題，需要采用既能控制住井下高壓流體、又能減少鉆井過程薄弱環節的方法，實現帶壓鉆更新井。由此，提出了控壓鉆井技術與套管鉆井技術結合起來的創新方案。

從調研結果目前國內外只是進行了單一的套管鉆井和控壓鉆井研究與應用，還沒有將兩項技術結合在一起。

通過技術攻關，形成了三采區塊零散更新井控壓套管鉆井技術。控壓套管鉆井是指使用特殊套管進行鉆進，應用控制壓力設備和方法精確控制井眼內環空壓力，完鉆后不起鉆直接固井的一種鉆井技術，具有縮短鉆井周期、簡化鉆井工藝、減少噴冒漏鉆井事故等優勢。在不停井條件下鉆更新井技術及配套措施，實現不停井鉆更新井，既能及時完善套損井組注采關系，又不影響鉆井區域的注入，并減少對產量的影響，保證正常的區塊開發效果。

3 創新點及關鍵技術

3.1 創新點

利用套管鉆井所具有的“鉆井就是下套管過程，完鉆就可以固井”的特點，減少了常規鉆井“完鉆后電測及下套管”的過程期間井底壓力失去控制的事故發生。

針對一個井筒內有的層位的地層破裂壓力高于地層孔隙壓力的問題，為了減少鉆井液壓漏地層的問題出現，降低鉆井液密度，應用控制壓力設備和方法精確控制井眼內環空壓力，確保不塌漏也不噴冒安全鉆井。

使用液力加壓防斜工具（也就是液力推進器、水力加壓工具），可以在不使用鉆鋌的條件下，確保套管不受軸向壓縮所產生彎曲，防止井斜，柔性地給鉆頭施加鉆壓，同時隔離了鉆頭破巖對套管所產生的振動損害。

使用剛性螺旋扶正器不但確保管柱居中，而且有利于清潔井筒，更有助于后期縱向封隔流體竄通，起到套管封隔器的作用。

3.2 關鍵技術

加壓防斜防碰技術：液力加壓防斜工具可以在不使用鉆鋌的條件下，柔性地給鉆頭施加足夠的鉆壓，確保了套管(屬于薄壁細長管)不受軸向壓縮產生彎曲，防止井斜，同時隔離了鉆頭破巖對套管所產生的振動損害。確保井斜滿足井身質量要求。

安全壓穩井筒技術：鉆井期間施加合適的井筒壓力，達到壓穩效果，保證安全鉆井。根據最大地層孔隙壓力梯度與地層破裂壓力梯度，結合鉆井液密度，確定不同井深井口控壓值，壓而不漏，保障鉆井安全。4口井鉆井過程中無油氣水侵顯示。控壓設備與鉆井液有機結合，有效壓穩地層，而不壓漏地層。鉆井液密度小一點，以免壓漏地層，控壓設備機動靈活作為壓力補償。

確保一次成井技術：使用兩個止回閥，防巖屑倒灌，夯實一次成井基礎。結合套管鉆井的特點，采用“雙保險”高可靠性原則，使用兩個鉆具止回閥，有效防止了巖屑倒灌進入鉆頭，杜絕了鉆頭堵水眼，為一次成井打下堅實基礎。

提高固井質量技術：增加扶正器數量，提高居中及頂替效果。在鉆井液中加入低滲透屏蔽封堵劑和界面增強劑，改善鉆井液性能，增強泥餅質量。上下活動套管（卸掉5根套管），利用剛性螺旋扶正器刮削井壁，驅替粘附鉆井液。應用了低溫防竄水泥漿，具有凝結時間短、失水量低、微膨脹、滲透率低、界面強度高等優點。應用雙凝雙密度防竄水泥漿體系。縮短下部水泥漿凝結時間，并延長上部水泥漿凝結時間，確保有效液柱壓力傳遞。在防竄水泥漿的基礎上采用井口加回壓的方式，提高壓穩程度。采用固井液流經中空直螺桿的方案，實現敞壓候凝，減少壓力變化對水泥界面膠結質量影響。應用旋轉固井技術，增加流體對界面的沖洗，提高頂替效率。

提高機械鉆速技術：使用螺桿鉆具，施加PDC鉆頭所要求鉆壓，采用四刀翼鉆頭，提速降成本。

4 現場試驗

在高124-更30井、高132-更33井等2口水驅區塊更新井及北3-丁5-更P34井、北3-342-更P51井等2口聚驅區塊更新井，成功地完成了4口井零散更新井控壓套管鉆完井試驗（見表1）。

表1 4口井零散更新井控壓套管鉆完井試驗數據

（1）鉆井情況(見表2）。鉆具管柱：PDC鉆頭（+直螺桿）+鉆具止回閥+液力加壓防斜工具+下部轉換接頭+鉆井型套管+旁通閥+膠塞座+(鉆井型套管+剛性螺旋扶正器)×m+鉆井型套管×n+驅動桿保護接頭+頂驅系統驅動桿。

表2 4口井零散更新井控壓套管鉆井的鉆井數據

油層段實施控壓套管鉆井，第二、三、四口井的套管鉆井平均機械鉆速分別較上一口井提高146.92%、1.13%、0.52%，最高機械鉆速41.57m/h。4口井都實現了一次性鉆井成井。4口井都沒有與原井眼相碰，井斜角分別是2.2°、1.2°、0.7°、1.6°，井身質量都達到了設計要求（井斜角小于3°）。

（2）固井情況（見表3）。固井管柱：PDC鉆頭（+直螺桿）+鉆具止回閥+液力加壓防斜工具+下部轉換接頭+鉆井型套管+旁通閥+膠塞座+(鉆井型套管+剛性螺旋扶正器)×m+鉆井型套管×a+上部轉換接頭+聯頂節+固井水泥頭。

4口井都實現了一次性順利固井。第二口井（高132-更33井）封隔器驗竄結果表明：地層密封成功率72.72%。第四口井（北3-342-更P51井）固井質量優質（24h聲變）合格（15d聲變）。

（3）測井情況（見表4）。套后進行的測井項目：聲變、套后XMAC、碳氧比、過套管電阻率、套后中子、井斜方位。

表4 4口井零散更新井控壓套管鉆井的測井數據

（4）驗竄情況。封隔器驗竄管柱：油管+k344-114（110）封隔器+噴砂器+k344-114（110）封隔器+絲堵。高124-更30井測試10個點，都不漏。高132-更33井封隔器驗竄11個點，8個點不漏。

（5）對注采影響情況如表5所示。

表5 4口井零散更新井控壓套管鉆井的少影響油量數據

5 認識

通過三采區塊零散更新井控壓套管鉆井現場試驗，取得以下認識：

（1）三采區塊零散更新井控壓套管鉆井具備可行性、可靠性和安全性，4口井均實現了鉆井一次成井，第四口井27h聲變固井質量優質段比例97.05%（合格及優質段比例99.97%）、15d聲變固井質量優質段比例72.08%（合格及優質段比例98.97%）。

（2）起到了完善注采關系及井網、減少對產量影響的作用。

（3）套管（屬細長薄壁管）作為鉆柱替代鉆桿和鉆鋌，依靠液力加壓防斜工具有效地控制了井斜，滿足井身質量要求。

（4）控壓鉆井設備能夠實現井口回壓平穩精確控制，保證了安全鉆井和平穩固井。