東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術

林四元 張杰 韓成 胡杰 田宗強 鄭浩鵬

引用本文:

東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術

    作者簡介: 林四元(1983—),男,湖北麻城人,2006年畢業于長江大學石油工程專業,高級工程師,主要從事海洋石油鉆井完井技術方面的研究與管理工作。E-mail:[email protected]
  • 基金項目:

    中海石油(中國)有限公司湛江分公司科技攻關項目“東方1-1氣田淺層壓力衰竭氣藏鉆采技術研究”(編號:ZYKY-2017-2J-02)部分研究內容

  • 中圖分類號: TE242

Key Technology for Horizontal Well of Extended Reach Drilling in the Shallow Reservoirs of the Dongfang Gas Field

  • CLC number: TE242

  • 摘要: 南海西部東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆進過程中存在淺層泥巖段易出泥球、目的層疏松易發生井漏導致儲層傷害、技術套管下入摩阻大和固井壓力安全窗口窄導致漏失與氣竄雙重風險等難題。結合前期區域鉆井作業經驗,通過優化鉆井液技術方案并復配具有針對性的處理劑,解決了淺層泥巖段巖屑成球的難題,提高了儲層保護效果;使用漂浮接箍技術,確保技術套管順利下入;通過優化漿柱結構及水泥漿配方,并采取提高套管居中度等技術措施,提高了固井質量,最終形成了東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術。該技術在東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井施工過程中應用效果較好,DF-AH井鉆井過程中淺層泥巖段無泥球生成,目的層無井漏發生,技術套管下入順利,完井清噴產能較設計提高約50%。東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術為該氣田的高效開發提供了技術支持。
  • 圖 1  東方氣田開發井井身結構

    Figure 1.  Casing program of the production well in Dongfang Gas Field

    圖 2  懸重與套管漂浮長度關系曲線

    Figure 2.  Relationship between hanging weight and casing floating length

    圖 3  ?244.5 mm套管固井時井底ECD軟件模擬結果

    Figure 3.  Bottomhole ECD simulation results of ?244.5 mm casing cementing operating

    南国七星彩高手论坛
  • [1] 劉云, 王濤, 于小龍, 等. 延長油田西部地區低壓易漏地層固井技術[J]. 石油鉆探技術, 2017, 45(4): 53–58.LIU Yun, WANG Tao, YU Xiaolong, et al. Cementation technology for low-pressure formations susceptible to lost circulation in western area of the Yanchang Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 53–58.
    [2] 程玉生, 楊洪烈, 胡文軍, 等. 樂東22-1氣田超淺層大位移井鉆井液技術[J]. 石油天然氣學報, 2014, 36(12): 146–148. doi: 10.3969/j.issn.1000-9752.2014.12.035CHENG Yusheng, YANG Honglie, HU Wenjun, et al. Ultra-shallow extended reach well drilling fluid technology in Ledong 22-1 Gas Field[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2014, 36(12): 146–148. doi: 10.3969/j.issn.1000-9752.2014.12.035
    [3] 田宗強, 韋龍貴, 韓成, 等. 東方1-1氣田淺層大位移水平井鉆井液優化與實踐[J]. 石油鉆采工藝, 2017, 39(6): 713–718.TIAN Zongqiang, WEI Longgui, HAN Cheng, et al. Optimization and application of drilling fluid in the shallow extended-reach horizontal well in Dongfang 1-1 Gasfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(6): 713–718.
    [4] 崔應中, 徐一龍, 黃凱文, 等. 東方1-1氣田水基鉆井液技術優化[J]. 鉆井液與完井液, 2016, 33(4): 65–68.CUI Yingzhong, XU Yilong, HUANG Kaiwen, et al. Optimization of water based drilling fluid technology for Dongfang 1-1 Gas Field[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2016, 33(4): 65–68.
    [5] 車偉林, 張立權, 楊洪烈, 等. 南海西部淺層大位移井鉆井液技術[J]. 廣東化工, 2014, 41(22): 45–46, 48. doi: 10.3969/j.issn.1007-1865.2014.22.021CHE Weilin, ZHANG Liquan, YANG Honglie, et al. The technology of shallow highly-displacement well drilling fluid in the South China Sea[J]. Guangdong Chemical Industry, 2014, 41(22): 45–46, 48. doi: 10.3969/j.issn.1007-1865.2014.22.021
    [6] 田宗強, 鹿傳世, 王成龍, 等. 東方1-1氣田淺層大位移水平井鉆井技術[J]. 石油鉆采工藝, 2018, 40(2): 157–163.TIAN Zongqiang, LU Chuanshi, WANG Chenglong, et al. The extended reach horizontal well drilling technology suitable for shallow layers in Dongfang 1-1 Gas Field[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2018, 40(2): 157–163.
    [7] 蒲曉林, 梁大川, 王平全, 等. 抑制鉆屑形成泥球的鉆井液研究[J]. 西南石油學院學報, 2002, 24(2): 46–49. doi: 10.3863/j.issn.1674-5086.2002.02.015PU Xiaolin, LIANG Dachuan, WANG Pingquan, et al. Study on drilling fluids of inhibiting formation of mud balls by rock cuttings[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2002, 24(2): 46–49. doi: 10.3863/j.issn.1674-5086.2002.02.015
    [8] 張巖, 向興金, 鄢捷年, 等. 快速鉆井中泥球形成的影響因素與控制措施[J]. 中國海上油氣, 2011, 23(5): 335–339. doi: 10.3969/j.issn.1673-1506.2011.05.012ZHANG Yan, XIANG Xingjin, YAN Jienian, et al. Influence factors and controlling measures on formation of gumbo balls during fast drilling[J]. China Offshore Oil and Gas, 2011, 23(5): 335–339. doi: 10.3969/j.issn.1673-1506.2011.05.012
    [9] 耿學禮, 蘇延輝, 鄭曉斌, 等. 無固相保護煤層鉆井液研究及應用[J]. 石油鉆采工藝, 2017, 39(4): 455–459.GENG Xueli, SU Yanhui, ZHENG Xiaobin, et al. Study and application of solid-free coalbed protection drilling fluid[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4): 455–459.
    [10] 鄢捷年, 楊虎, 王利國. 南海流花大位移井水基鉆井液技術[J]. 石油鉆采工藝, 2006, 28(1): 23–28. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2006.01.007YAN Jienian, YANG Hu, WANG Liguo. Technology of water based drilling fluids used in extended reach wells at Liuhua Field[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2006, 28(1): 23–28. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2006.01.007
    [11] 向雄, 楊洪烈, 劉喜亮, 等. 南海西部超淺層氣田水平井EZFLOW無固相弱凝膠鉆井液研究與應用[J]. 石油鉆探技術, 2018, 46(2): 38–43.XIANG Xiong, YANG Honglie, LIU Xiliang, et al. Research and application of EZFLOW solid-free weak gel drilling fluid in horizontal wells in shallow gas fields in the Western South China Sea[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(2): 38–43.
    [12] 滕學清, 康毅力, 張震, 等. 塔里木盆地深層中-高滲砂巖儲層鉆井完井損害評價[J]. 石油鉆探技術, 2018, 46(1): 37–43.TENG Xueqing, KANG Yili, ZHANG Zhen, et al. Evaluation of drilling and completion damage in deep medium-to-high permeability sandstone reservoir in Tarim Basin[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(1): 37–43.
    [13] 王攀, 袁廣濤. 懸浮下套管減載計算及因素分析: 以某氣田水平井為例[J]. 非常規油氣, 2018, 5(6): 94–102. doi: 10.3969/j.issn.2095-8471.2018.06.016WANG Pan, YUAN Guangtao. Load shedding calculation and factor analysis of casing floating technology: taking a horizontal well in a gas field as an example[J]. Unconventional Oil and Gas, 2018, 5(6): 94–102. doi: 10.3969/j.issn.2095-8471.2018.06.016
    [14] 陳雷, 楊紅歧, 肖京男, 等. 杭錦旗區塊漂珠-氮氣超低密度泡沫水泥固井技術[J]. 石油鉆探技術, 2018, 46(3): 34–38.CHEN Lei, YANG Hongqi, XIAO Jingnan, et al. Ultra-low density hollow microspheres-nitrogen foamed cementing technology in Block Hangjinqi[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(3): 34–38.
    [15] 王樂頂, 楊遠光, 謝應權, 等. 新型固井沖洗液評價裝置適用性分析[J]. 石油鉆探技術, 2017, 45(1): 73–77.WANG Leding, YANG Yuanguang, XIE Yingquan, et al. Applicability of a new device for cementing flushing fluid evaluation[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(1): 73–77.
  • [1] 李紅偉張斌 . 織金區塊淺層煤層氣J形大位移水平井鉆井技術. 石油鉆探技術, 2016, 44(2): 46-50. doi: 10.11911/syztjs.201602008
    [2] 柴龍林永學金軍斌韓子軒 . 塔河油田外圍高溫高壓井氣滯塞防氣竄技術. 石油鉆探技術, 2018, 46(5): 40-45. doi: 10.11911/syztjs.2018111
    [3] 滕學清康毅力張震游利軍楊玉增林沖 . 塔里木盆地深層中-高滲砂巖儲層鉆井完井損害評價. 石油鉆探技術, 2018, 46(1): 37-43. doi: 10.11911/syztjs.2018007
    [4] 向雄楊洪烈劉喜亮由福昌周姍姍 . 南海西部超淺層氣田水平井EZFLOW無固相弱凝膠鉆井液研究與應用. 石油鉆探技術, 2018, 46(2): 38-43. doi: 10.11911/syztjs.2018024
    [5] 吳江朱新華李炎軍楊仲涵 . 鶯歌海盆地東方13-1氣田高溫高壓尾管固井技術. 石油鉆探技術, 2016, 44(4): 17-21. doi: 10.11911/syztjs.201604004
    [6] 梁爾國李子豐王長進韓東穎 . 深井和大位移井套管磨損程度預測. 石油鉆探技術, 2013, 41(2): 65-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.013
    [7] 韓來聚牛洪波 . 對長水平段水平井鉆井技術的幾點認識. 石油鉆探技術, 2014, 42(2): 7-11. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.02.002
    [8] 王波王旭邢志謙苑宗領李士杰 . 冀東油田人工端島大位移井鉆井完井技術. 石油鉆探技術, 2018, 46(4): 42-46. doi: 10.11911/syztjs.2018118
    [9] 羅翰何世明羅德明 . 川深1井超高溫高壓尾管固井技術. 石油鉆探技術, 2019, 47(4): 17-21. doi: 10.11911/syztjs.2019094
    [10] 張志財趙懷珍慈國良李軍季一冰 . 樁1291HF大位移井鉆井液技術. 石油鉆探技術, 2014, 42(6): 34-39. doi: 10.11911/syztjs.201406007
    [11] 高德利黃文君李鑫 . 大位移井鉆井延伸極限研究與工程設計方法. 石油鉆探技術, 2019, 47(3): 1-8. doi: 10.11911/syztjs.2019069
    [12] 鄒書強張紅衛伊爾齊木李翔 . 順北一區超深井窄間隙小尾管固井技術研究. 石油鉆探技術, 2019, 47(6): 1-7. doi: 10.11911/syztjs.2019114
    [13] 韓成黃凱文羅鳴劉賢玉鄧文彪 . 南海鶯瓊盆地高溫高壓井堵漏技術. 石油鉆探技術, 2019, 47(6): 1-6. doi: 10.11911/syztjs.2019081
    [14] 陳路原 . 大牛地氣田盒1氣藏水平井開發工程技術與實踐. 石油鉆探技術, 2015, 43(1): 44-51. doi: 10.11911/syztjs.201501008
    [15] 韓福彬李瑞營李國華代曉東陳紹云 . 慶深氣田致密砂礫巖氣藏小井眼水平井鉆井技術. 石油鉆探技術, 2013, 41(5): 56-61. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.05.011
    [16] 劉鑫趙楠楊憲民賀占國 . 強吸水暫堵完井液在呼圖壁儲氣庫完井中的應用. 石油鉆探技術, 2013, 41(6): 72-77. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.06.014
    [17] 王萬慶 . 隴東氣田水平井鉆井技術. 石油鉆探技術, 2017, 45(2): 15-19. doi: 10.11911/syztjs.201702003
    [18] 張明昌張新亮高劍瑋 . 新型XPJQ系列下套管漂浮減阻器的研制與試驗. 石油鉆探技術, 2014, 42(5): 114-118. doi: 10.11911/syztjs.201405021
    [19] 宋爭 . 涪陵江東與平橋區塊頁巖氣水平井井眼軌跡控制技術. 石油鉆探技術, 2017, 45(6): 14-18. doi: 10.11911/syztjs.201706003
    [20] 葛麗珍李傲孟智強肖鵬祝曉林 . 氣頂邊水窄油環水平井生產壓差調控實驗研究. 石油鉆探技術, 2019, 47(1): 90-95. doi: 10.11911/syztjs.2018152
  • 加載中
圖(3)
計量
  • 文章訪問數:  268
  • HTML全文瀏覽量:  192
  • PDF下載量:  58
  • 被引次數: 0
出版歷程
  • 收稿日期:  2019-02-13
  • 錄用日期:  2019-08-16
  • 網絡出版日期:  2019-08-26
  • 刊出日期:  2019-09-01

東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術

    作者簡介: 林四元(1983—),男,湖北麻城人,2006年畢業于長江大學石油工程專業,高級工程師,主要從事海洋石油鉆井完井技術方面的研究與管理工作。E-mail:[email protected]
  • 1. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司,廣東湛江 524057
  • 2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司,廣東湛江 524057
基金項目:  中海石油(中國)有限公司湛江分公司科技攻關項目“東方1-1氣田淺層壓力衰竭氣藏鉆采技術研究”(編號:ZYKY-2017-2J-02)部分研究內容

摘要: 南海西部東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆進過程中存在淺層泥巖段易出泥球、目的層疏松易發生井漏導致儲層傷害、技術套管下入摩阻大和固井壓力安全窗口窄導致漏失與氣竄雙重風險等難題。結合前期區域鉆井作業經驗,通過優化鉆井液技術方案并復配具有針對性的處理劑,解決了淺層泥巖段巖屑成球的難題,提高了儲層保護效果;使用漂浮接箍技術,確保技術套管順利下入;通過優化漿柱結構及水泥漿配方,并采取提高套管居中度等技術措施,提高了固井質量,最終形成了東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術。該技術在東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井施工過程中應用效果較好,DF-AH井鉆井過程中淺層泥巖段無泥球生成,目的層無井漏發生,技術套管下入順利,完井清噴產能較設計提高約50%。東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術為該氣田的高效開發提供了技術支持。

English Abstract

  • 南海西部東方氣田主要開發淺部鶯歌海組二段氣層,儲層垂深1 300.00 m左右,非均質性較強。前期二開井段鉆井過程中使用包被抑制性鉆井液,鉆遇樂東組、鶯歌海組一段大套泥巖時泥巖碎屑易聚結成球;儲層埋藏淺、固結差,地層破裂壓力低,固井過程中極易發生漏失。為擴大單井控制面積、提高儲量動用程度,東方氣田淺部儲層多采用大位移水平井進行開發,水垂比大,導致技術套管下入摩阻大[1]。為了解決上述問題,優選了二開井段鉆井液體系,使用分散型鉆井液代替包被抑制性鉆井液[25],充分水化樂東組、鶯歌海組一段泥巖巖屑,避免巖屑聚集成泥球;目的層使用屏蔽暫堵型無固相有機鹽鉆井液,強化防漏及儲層保護性能;針對高水垂比井,引入漂浮接箍下套管技術,確保套管順利下入到位,形成了東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術,并取得較好的現場應用效果,為該氣田利用大位移水平井進行高效開發奠定了基礎。

    • 東方氣田淺部儲層大位移水平井常采用四開井身結構設計,一開?762.0 mm隔水導管采用樁錘打入泥線,用于支撐井口并建立閉路循環;二開?339.7 mm表層套管封固上部薄弱地層;三開?244.5 mm技術套管封固泥巖段并著陸;四開?215.9 mm井眼鉆進目的層至完鉆井深,并進行完井作業(見圖1)。

      圖  1  東方氣田開發井井身結構

      Figure 1.  Casing program of the production well in Dongfang Gas Field

      東方氣田大位移水平井二開井段主要鉆遇樂東組及鶯歌海組地層。樂東組上部為灰色粉砂質泥巖、泥巖與灰色泥質粉砂巖不等厚互層,下部為厚層灰色泥巖/粉砂質泥巖;鶯歌海組一段主要為厚層灰色泥巖,局部夾粉砂質泥巖及粉砂巖;鶯歌海組二段上部主要為灰色泥質粉砂巖,夾薄層灰色粉砂質泥巖。樂東組及鶯歌海組的大套泥巖中伊利石、蒙脫石含量高、極易水化分散,鉆井過程中存在以下技術難題:

      1)淺層泥巖段伊利石、蒙脫石含量高,前期鉆進過程中泥巖巖屑水化聚集成球并黏附在井壁上,致使井眼清潔困難、起下鉆遇阻等情況頻發;同時目的層埋深淺,地層疏松,鉆井過程中易發生井漏,導致儲層傷害。

      2)淺部儲層大位移水平井水垂比高、摩阻大,技術套管下入困難;同時,現場施工過程中,為提高儲層鉆遇率,需要頻繁調整井眼軌跡,導致部分大位移水平井局部狗腿度較大,井眼軌跡復雜,進一步增大了技術套管下入難度。

      3)三開井段長達約2 600.00 m,上層套管鞋承壓能力低,固井安全密度窗口窄,存在固井漏失及氣竄雙重風險。

    • 針對東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井技術難點,從鉆井液體系、下套管工藝及固井技術等方面進行技術攻關,形成了該氣田大位移水平井鉆井關鍵技術。結合該氣田DF–AH井實際鉆井作業情況,詳細介紹該氣田大位移水平井鉆井所應用的各項關鍵技術。

    • 樂東組、鶯歌海組泥巖地層中黏土礦物及伊利石、蒙脫石含量高,采用常規鉆井液鉆進時巖屑極易水化成球,影響井眼清潔,嚴重時堵塞環空通道,甚至憋漏地層。前期認為是鉆井液抑制性不夠,主要對鉆井液抑制性進行了優化;后來借鑒其他海上油田鉆井液分散置換的經驗,鉆進泥巖段時采用海水聚合物鉆井液體系[68],配方為:海水+3.5%~4.0%膨潤土+0.2%~0.3%NaOH+ 0.1%~0.2% Na2CO3+0.5%~0.7%聚陰離子纖維素+0.3~0.5%改性淀粉+0.1%生物聚合物。鉆井過程中根據實際情況,用稠漿清掃井眼,同時配合采用固控設備及鉆井液置換等措施,維護鉆井液使其性能穩定。

    • 目的層埋藏淺、非均質性差,鉆井液難點是儲層保護、防漏及良好的鉆井液滑潤性,常規鉆井液往往不能兼顧儲層保護、防漏及潤滑等需求。為此,借鑒前期鉆井液應用經驗,儲層井段采用無固相有機鹽鉆井液體系鉆進[912],并采用多級顆粒級配封堵的方法,優化了儲層暫堵劑EZCARB,同時配合新型流型調節劑EZVIS與胺基抑制劑UHIB-L,并通過室內評價,研制了一種新型無固相有機鹽鉆井液體系,其配方為:海水+0.1%NaOH+0.2%Na2CO3+0.4%流型調節劑EZVIS+2.5%降濾失劑EZFLO+5.0%儲層暫堵劑EZCARB+2.0%聚合醇JLX-A+2.0%新型胺基抑制劑UHIB-L+KCl(加重劑)。

      室內試驗表明,無固相有機鹽鉆井液體系中碳酸鈣酸溶率為98.5%;濾餅室內破膠試驗結果表明,濾餅失重率為98.2%。為評價該體系對儲層的保護效果,取天然巖心,測得滲透率為99.6 mD,然后依據石油與天然氣行業標準《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》(SY/T 6540—2002)對無固相有機鹽鉆井液體系進行性能評價,巖心滲透率恢復值為88.5 mD,滲透率恢復率由原來的80.0%左右上升至88.9%,說明儲層保護效果較好。

      大位移水平井裸眼井段長、位移大,鉆進和起下管柱的摩阻問題嚴重,尤其是下管柱時幾乎沒有多余的懸重。因此,該井段作業成功的關鍵是鉆井液的潤滑性。室內采用EP極壓潤滑儀評價鉆井液的潤滑性,計算得到摩阻因數為0.09,表明其潤滑性較好,能夠有效降低摩阻。

    • DF–AH井?311.1 mm井眼鉆至井深4 100.00 m,水平位移為3 494.80 m,裸眼段長度2 595.00 m,井斜角78°~87°。理論計算表明,?244.5 mm技術套管下至設計位置時剩余懸重僅為39.1 kN,套管采用常規作業模式難以下至設計井深。

      通常情況下,井斜角越大,套管浮重與井壁之間的正壓力越大,下放過程中的摩擦阻力越大。一般使用滾動套管扶正器、優化鉆井液潤滑性能等常規減阻措施減小摩阻系數,使用漂浮接箍降低正壓力及摩擦阻力等[13]。考慮采用海水聚合物鉆井液鉆進時存在井眼擴徑及大小眼的實際情況,并且埋深淺、地層軟,在優化鉆井液潤滑性的同時,優選使用漂浮接箍,以解決大位移水平井技術套管下入困難的問題。

      確定漂浮接箍的安放位置時,應滿足既能有效降低下部管柱與井壁之間的摩阻、又能使上部管柱保持足夠的重量將下部套管送至設計井深的目的。采用Landmark軟件對套管底部單漂浮長度進行模擬計算,鉆井液密度為1.12~1.15 kg/L,套管內摩擦系數為0.25,裸眼摩擦系數為0.35,模擬結果見圖2

      圖  2  懸重與套管漂浮長度關系曲線

      Figure 2.  Relationship between hanging weight and casing floating length

      圖2可知:漂浮套管長度大于1 000.00 m時,在上部井段漂浮套管下入過程中,懸重開始減小并且剩余懸重余量不多,繼續增加漂浮套管長度,會引起剩余懸重不足導致漂浮套管下入困難;而漂浮套管長度分別為800.00和1 000.00 m時,套管下至設計位置后,剩余下放懸重分別為122.8和139.2 kN,能滿足施工作業要求。因此,漂浮套管長度800~1 000.00 m較為合適。

    • 實施?244.5 mm套管固井裸眼全封,以保障氣井全井在生命周期內井筒完整,避免后期生產過程中環空帶壓;同時,為滿足中國海洋石油總公司企業標準《海洋固井設計與作業要求》(Q/HS 14004—2016)的要求,水泥漿需返至上層套管鞋內不低于100.00 m的位置。但分析已鉆井地層承壓數據可知,?244.5 mm套管鞋(入砂)處承壓能力約為1.50~1.55 kg/L,裸眼段長、承壓能力低,固井防漏是難點之一。為此,制定了如下防漏技術措施:1)通過優化高、低密度水泥漿柱結構,合理設計水泥漿柱靜態當量密度;2)通過軟件計算,優化頂替排量,控制施工過程中的井底動態當量密度,以達到防漏的目的,從而保障措施的順利實施及施工安全。

      DF–AH井固井方案設計采用單級首尾漿封固:尾漿采用膠乳微膨脹防竄快凝水泥漿體系,密度1.90 kg/L,封固至?244.5 mm套管鞋以上800.00 m處(泥巖段);首漿采用密度1.55 kg/L的膠乳微膨脹防竄緩凝水泥漿體系,從?244.5 mm套管鞋以上800.00 m封固至?339.7 mm套管鞋以上200.00 m。膠乳微膨脹防竄水泥漿體系的乳膠懸浮液含有約40%~50%的固相膠粒,其粒徑為0.05~0.50 μm。膠乳水泥漿體系有以下優點:1)減小水泥石體積收縮,改善水泥石與套管、地層間的膠結情況;2)水泥石韌性好,降低射孔時水泥環的破裂度;3)具有良好的防氣竄性能;4)降低水泥漿失水量;5)水泥石抗腐蝕能力強,能延長油井壽命[1415]

      根據軟件模擬結果,控制固井施工時的井底水泥漿循環當量密度。?244.5 mm套管鞋處承壓能力約為1.50~1.55 kg/L,利用軟件模擬施工最大頂替排量,使井底循環當量密度不大于1.50 kg/L,模擬結果見圖3。以排量2.2 m3/min頂替至水泥漿剩余60.17 m3后,多次降低排量并控制循環當量密度直至碰壓,最大循環當量密度為1.47 kg/L,現場固井過程中未出現漏失現象。

      圖  3  ?244.5 mm套管固井時井底ECD軟件模擬結果

      Figure 3.  Bottomhole ECD simulation results of ?244.5 mm casing cementing operating

    • 東方氣田淺部儲層大位移水平井鉆井關鍵技術現場應用效果較好,解決了淺層泥巖段出泥球,目的層易漏、儲層污染嚴重,下技術套管困難,以及窄壓力窗口固井等難題,顯著降低了大位移水平井井下故障的發生概率。下面以DF–AH井為例,詳細介紹該技術的應用情況。

      DF–AH井井深4 709.00 m,水平位移4 103.00 m,水垂比3.35,是東方氣田中開發難度較大的一口井。該井設計采用四開井身結構,?508.0 mm隔水導管入泥97.00 m,?339.7 mm表層套管下深1 505.00 m,?244.5 mm技術套管著陸并下深至4 100.00 m,?215.9 mm井眼鉆至完鉆井深4 709.00 m。

      DF–AH井?311.1 mm井眼上部泥巖段采用海水聚合物鉆井液快速鉆至井深3 500.00 m處砂巖地層后,替入聚合物/KCl鉆井液體系,鉆至井深4 100.00 m,鉆進中無泥球出現,且起下鉆及下套管過程中井壁穩定,無垮塌掉塊現象。?215.9 mm井眼采用無固相有機鹽鉆井液體系鉆進,鉆進中井底循環當量密度隨著井深增大而緩慢增大,井底循環附加當量密度為0.10~0.18 kg/L,鉆井液攜砂性能良好。完井清噴結果顯示,單井產能超配產約50%,無固相有機鹽鉆井液儲層保護效果良好。?244.5 mm套管采用800 m漂浮套管,入井管柱組合為套管漂浮專用浮鞋+浮箍+下部套管+漂浮接箍+上部套管,將?244.5 mm套管順利下至預定位置。

      ?244.5 mm套管固井封固裸眼段長達2 595.00 m,首漿采用膠乳微膨脹防竄慢凝水泥漿體系,封固至?339.7 mm套管以上200.00 m;尾漿采用膠乳微膨脹防竄快凝水泥漿體系,封固至?244.5 mm套管鞋以上800.00 m處。膠乳微膨脹防竄快凝水泥漿體系能夠降低水泥石的滲透性及收縮性、提高韌性,提高水泥石的綜合性能;同時,配合應用濾餅清洗及扶正器優化技術,提高套管居中度及水泥漿的頂替效率,提高固井質量。目前,該井已投產1年,未出現環空帶壓現象,表明該固井方案的封隔能力較好,避免了后期生產中由于固井封隔不良導致的環空帶壓現象。

    • 1)通過優化鉆井液體系,采用簡易海水聚合物鉆井液體系解決了東方氣田淺層泥巖段易水化成球問題;儲層段采用無固相有機鹽鉆井液體系,并采用顆粒級配的封堵方法,有效保護了儲層,提高了儲層段的承壓封堵能力,降低了漏失風險。

      2)使用漂浮接箍技術,解決了大位移水平井因套管摩阻大而引起的套管下入困難問題。

      3)通過固井技術研究,優選膠乳微膨脹防竄水泥漿體系、優化漿柱設計方案、提高套管居中度等技術措施,保障了?244.5 mm技術套管固井的防竄、防漏問題,避免了生產過程中出現環空帶壓現象。

參考文獻 (15)

目錄

    /

    返回文章
    返回