渤海A油田瘦身井井身結構優化與應用

王興起，李莊威，胡國金，李大偉，韓東東

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司（天津 300459）

2.中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津 300459）

近年來，渤海油田的勘探開發形勢發生較大變化，已開發老油田穩產困難重重，整裝優質新油田越來越少。渤海A油田構造破碎，東西跨度大，含油層系多，流體分布復雜，單井產量低，是渤海油田現階段開發油田的典型代表。該油田油藏條件復雜，開發成本高，同時大部分油藏位于生態紅線區內，平臺設置位于海洋生態紅線區邊界，要求鉆完井作業全過程零排放。為提升油田整體開發經濟效益，全面推廣瘦身井，實現鉆井作業的提速、提效勢在必行。

1 渤海A油田原井身結構設計

1）隔水導管。采用錘入法下入隔水導管，在安裝導管架時一起錘入，設計隔水導管入泥深度50 m（錘到持力層，并滿足井口支撐要求）。隔水導管規格為：單筒單井選用Φ609.6 mm、X52、25.4 mm壁厚，單筒雙井選用Φ914.4 mm、X52、25.4 mm壁厚。

2）表層套管。該井段采用Φ406.4 mm井眼，下入Φ339.7 mm表層套管。為平衡各井段的難度，下一層次Φ311.15 mm井段大于2 800 m或水垂比大于2的井Φ339.7 mm表層套管下深至800 m，其他井Φ 339.7 mm表層套管下深至400 m。

3）生產套管。完鉆井深小于3 200 m定向井采用Φ311.15 mm井眼，Φ244.475 mm套管下深至完鉆井深。完鉆井深大于3 200 m定向井，Φ244.475 mm套管下深至海拔垂深-850 m，增加一層次Φ215.9 mm井段，Φ177.8 mm套管下深至完鉆井深。

2 渤海A油田井身結構優化設計

2.1 瘦身井優選原則

在渤海A油田開發過程中，為最大限度實現提速減排，全面推廣應用瘦身井井身結構。要求井深小于3 200 m且水垂比小于2.5的井全部瘦身，總作業井數23口，計劃瘦身井數22口。

2.2 井眼瘦身方案

隔水導管下入方案不變。兼顧考慮大斜度井套管下入風險，井眼尺寸由Φ406.4 mm井眼（Φ 339.7 mm表層套管）+Φ311.15 mm井眼（Φ244.475 mm生產套管）優化為Φ311.15 mm井眼（Φ273.05 mm表層套管）+Φ241.3 mm井眼（Φ177.8 mm生產套管）（圖1）。

圖1 井身結構優化示意圖

2.3 表層套管下深方案

為平衡各尺寸井段作業難度，并為后期側鉆預留空間，加深表層套管下深至600、800、1 000、1 200 m。優化方案如下：單筒雙井表層套管下深為400 m，4口井；完鉆井深小于2 400 m的井，表層套管下深為600 m，共9口井；完鉆井深大于2 400 m且水垂比小于2的井，表層套管下深為800 m，共6口井；水垂比大于2的井，表層套管下深為1 000、1 200 m，共3口井。

2.4 后期側鉆方案設計

1）原井位附近側鉆。側鉆點位于原井位附近并且低于泵掛深度時，在Φ177.8 mm生產套管開窗側鉆，側鉆井眼為Φ152.4 mm擴眼至Φ177.8 mm，下入Φ139.7 mm生產套管，可以實現套管內分層及充填防砂作業，滿足完井生產要求（圖2）。

圖2 Φ177.8 mm生產套管開窗側鉆

2）遠井地帶側鉆。側鉆點位于遠井地帶時，在Φ339.7 mm表層套管開窗側鉆。具體的側鉆方案為切割回收原Φ177.8 mm生產套管，實施Φ339.7 mm表層套管開窗側鉆；側鉆后井眼為Φ241.3 mm井眼，下Φ177.8 mm套管；當存在下一層井身結構時，可鉆Φ152.4 mm井眼并擴眼至Φ177.8 mm，下入Φ 139.7 mm生產套管（圖3）。

圖3 Φ339.7 mm表層套管開窗側鉆

施工要求：遠井地帶側鉆基礎為加深表層套管下入深度，預留側鉆空間，優化后的表層套管下深方案可以滿足要求；固井作業水泥漿量需精確計算，精準控制水泥返高，便于后續Φ177.8 mm套管回收，縮短棄置周期。

3 配套鉆井提速措施

在鉆井作業過程中，為及時清除在下井壁形成的巖屑床，保證井眼的清潔，防止卡鉆等井下事故發生，并讓套管順利下至設計深度，通常會采取短起下鉆的施工措施。短起下鉆所用時間約占整個鉆井周期的30%，嚴重制約著油田的提速增效。為進一步提高鉆井作業效率，A油田在使用瘦身井井身結構的前提下開展了零短起作業模式實踐，在完鉆后保證充足的鉆井液循環時間，清潔井眼的同時調整鉆井液性能，之后起鉆至井口進行下套管作業。

3.1 井眼清潔措施

1）高鉆井液環空返速。通過井眼瘦身，實現了井眼與鉆具環空鉆井液返速增大，避免了巖屑床的大量形成。在使用Φ139.7 mm鉆桿情況下，一開井眼尺寸由Φ406.4 mm優化為Φ311.15 mm，泵排量保持4 000 L/min不變，環空返速由0.59 m/s增加至1.11m/s；二開井眼尺寸由Φ311.15 mm優化為Φ241.3mm，泵排量由4 000 L/min降至2 600 L/min，環空返速由1.11 m/s增加至1.42 m/s，較高的鉆井液環空返速更有利于巖屑的攜帶，從水力參數上保證了井眼的清潔。同時Φ241.3 mm井眼的使用為井眼與生產套管提供了足夠的環空間隙，以利于生產套管的下入及固井質量。

2）巖屑濃度及ECD參數控制。A油田井下定向井儀器的最大耐受排量為2 800~2 900 L/min；鉆進過程使用常規螺桿鉆具，頂驅轉速取值70 r/min；使用Φ139.7 mm鉆桿；鉆頭水眼為7個Φ14.29 mm。

在現場施工過程中，為保證井眼清潔度，設定2 000 m以上井段控制巖屑濃度小于5%、2 000 m以下井段控制巖屑濃度小于3%，通過控制最高機械鉆速及底部鉆具組合中的測井工具所測得的ECD值，實現對井內巖屑濃度的控制。

經過Landmark軟件模擬，2 000 m以上井段控制巖屑濃度小于5%，可允許最大機械鉆速為145~190 m/h，泵壓10~16 MPa，允許最大井底ECD值為1.362 3~1.443 1 g/cm3；2 000 m以下井段控制巖屑濃度小于3%，可允許最大機械鉆速為ROP 115 m/h，泵壓13~19 MPa，允許最大井底ECD值為1.413 8~1.432 4 g/cm3，見表1。

表1 機械鉆速、井底ECD值與井內巖屑濃度關系

3）鉆井液提切劑的優選。鉆井液是否具備良好的流變性，以便將井筒內產生巖屑及時運移至地面是實現零短起模式的關鍵。A油田鉆井作業前研選高效提切劑，優化配方實現鉆井液低黏度高切力。以改進型PEC鉆井液作為基漿，分別加入BIOVIS、VIS-B和PF-XC評價增黏效果，在同為2%的加量下，VIS-B的黏度最大，BIOVIS和PF-XC的黏度相差不大，如圖4所示。但是，相較VIS-B和PF-XC兩種增黏降濾失劑，BIOVIS能夠更好地兼顧提黏切和降低濾失量的作用，如圖5所示。在BIOVIS0.3%加量下，體系動塑比YP/PV=0.65＞0.6，Φ6=10 mPa·s＞8 mPa·s，API濾失量=2.6 mL＜4 mL，失水較低，而且其具有更寬的加量調控范圍，更適合現場維護加料操作。在現場實際應用中，實現漏斗黏度55 s情況下Φ3/Φ6由4/7 mPa·s提高到8/10 mPa·s，動切力YP=12~15 Pa，巖屑返出情況良好。

圖4 2%加量各處理劑指標

圖5 各處理劑加量與失水量關系

3.2 旋轉下套管工具備用技術

套管能否順利下至設計深度往往決定著鉆井作業的成功與否，零短起作業模式在縮短鉆井作業周期的同時，也在一定程度上增加了下套管不到位的風險。為確保套管的順利下入，結合渤海常用的頂驅下套管工具，創新應用了旋轉下套管工具備用措施（圖6）。

圖6 旋轉下套管工具備用示意圖

目前渤海常用的旋轉下套管工具主要有兩種，分別通過液壓方式和機械方式控制牙板咬緊套管，牙板咬緊套管后，旋轉頂驅上扣。套管扣上緊后上提套管串，提出套管卡瓦，下放套管串。使用旋轉下套管工具，遇阻時可直接開泵循環或旋轉套管，第一時間處理套管阻卡，但操作步驟多，相對耗時。

旋轉下套管工具在連接套管時，相比傳統套管鉗緊扣方式慢。為了保證套管的順利到位，通過對旋轉下套管工具進行研究，創新結合兩種下套管模式。通過加工適合長度的吊環，配合使用可劃眼浮鞋及高抗扭套管扣，實現采用傳統模式進行緊扣并下放套管串，遇阻時隨時切換，采用頂驅下套管模式，既保證了下套管時效，又能第一時間處理套管阻卡。

3.3 現場應用效果

通過零短起作業模式實踐，18口井實現二開Φ 241.3 mm井段無短起下鉆，直接下套管到位，累計節約鉆井工期37.36 d。

4 配套完井生產工藝

A油田22口瘦身井均采用Φ177.8 mm、23 lb/ft（1 lb/ft=1.49 kg/m）生產套管，該尺寸生產套管難點在于實現分采。使用Y型電泵分采管柱生產的關鍵點在于生產套管內徑小，必須保證有足夠的空間允許井下工具通過。Y接頭、電泵機組以及旁通管尺寸的選擇通常是難點所在。并且由于生產管柱的整體尺寸減小，也會限制單井的日產油量。

4.1 電泵、電機配套方案

該油田的地質油藏數據顯示，18口生產井平均配產70 m3/d，最大配產120 m3/d，設計電泵最大下入深度900 m。通過現有泵與電機配套方案的對比分析，采用338系列泵+375電機組合方式可滿足生產要求，見表2。

表2 電泵、電機配套方案參數對比

電機外徑與旁通管外徑之和，與生產套管內徑之間的間隙大小不應小于6 mm。表3是配合375系列電機可以選用的旁通管尺寸，可見3種尺寸的旁通管均可滿足生產需要。為保證旁通管的抗拉性能，并能夠通過鋼絲作業實現滑套的開關動作，推薦選用Φ60.32 mm的旁通管。

表3 配套旁通管參數對比

4.2 分采管柱推薦方案

生產管柱采用Φ73.025 mm油管+155Y接頭+Φ 60.32 mm旁通管+Φ41.275 mm滑套，可實現分采；采用338系列泵+375電機組合方式可實現最大配產310 m3/d，滿足生產要求。

5 結論

1）通過22口瘦身井井身結構的應用，減少巖屑的回收量約4 300 t，同時節省套管、鉆井液、水泥等材料費約2 300萬元，降低作業成本效果顯著。

2）瘦身井井身結構可實現Φ177.8 mm生產套管內的完井分采，通過配套鉆井提效措施，22口井較設計鉆井工期提速63%。對于經濟效益較低的油藏條件復雜油田，具有很好的推廣價值。