張 佳， 楊 輝， 劉 練， 胡 勇， 王博偉， 程 婷

(中國石化股份有限公司西北油田分公司塔河采油二廠)

塔河油田奧陶系油藏是大型碳酸鹽巖不整合一古巖溶縫洞型油氣藏[1-4]。通過老井側鉆來溝通周邊縫洞型儲集體是目前行之有效的開發(fā)方式之一，是提高奧陶系油藏采收率主要手段之一[5]。

塔河油田老井側鉆上提造斜點至石炭系巴楚組或奧陶系桑塔木組泥巖井段，泥巖在井內液體浸泡下存在失穩(wěn)問題，易坍塌、掉塊，給鉆井、完井及采油工程帶來了巨大安全隱患[6]。

針對以上問題，形成了一套科學、實用的模擬通井和酸壓完井管柱，在很大程度上減輕了完井管柱的遇阻卡現(xiàn)象。

一、穿長泥巖段開窗側鉆井完井工藝現(xiàn)狀

1.常規(guī)完井工藝

1.1 常規(guī)完井管柱結構

在石炭系和奧陶系上統(tǒng)開窗側鉆井采用常規(guī)完井管柱(自下而上)：引鞋+盲堵(或球座)+剛性扶正器+PIP封隔器+安全接頭+斜坡油管+水力錨+油管。

1.2 常規(guī)完井工藝

先下模擬通井管柱進行通井，替井內鉆井液為鹽水，在鹽水中組下酸壓完井管柱。同時，模擬通井管柱與酸壓完井管柱往往有差異。

2.現(xiàn)場應用情況

通過對TK480CH、TK475CH2和TH10113CH井在組下酸壓完井管柱過程中的遇阻情況分析可知，TK480CH井由于遇阻頻繁,座封井段被迫上移；TK475CH2因下入管柱過程中遇阻噸位過大，導致封隔器坐封失?。籘H10113CH井開窗點在石炭系巴楚組，因遇阻噸位過大(加壓8 t未通過)而上提完井管柱，提出封隔器損壞情況嚴重(見表1)。

3.工藝失敗原因

通過對以上完井管柱結構及工藝進行分析，總結該套完井工藝存在的問題如下：

(1)完井管柱選用K341封隔器+盲堵，封隔器易中途坐封且無循環(huán)解卡功能。

(2)完井管柱底帶安全接頭，管柱遇卡噸位過高易導致丟手斷脫。

(3)先替漿后組下酸壓完井管柱，油田水對井筒浸泡時間較長，容易導致泥巖井段井壁膨脹、垮塌。

二、穿長泥巖段完井工藝優(yōu)化

為了提高降低管柱組下摩阻，防止泥巖井段易坍塌、掉塊造成的遇阻遇卡，穿長泥巖段，提高穿長泥巖段側鉆井酸壓完井工藝的成功率，降低完井施工風險，提高完井時效。通過對完井管柱與完井工藝從以下幾方面進行優(yōu)化改進[1]。

表1 常規(guī)完井工藝的應用情況

1.完井管柱優(yōu)化

1.1 優(yōu)選壓差擴張式封隔器(K344)

(1)在組下酸壓完井管柱過程中，K341封隔器可能因流體震蕩產生較大激動壓力，此壓力可能通過K341封隔器的節(jié)流裝置產生較大的坐封壓差而使封隔器中途坐封，導致封隔器遇阻、遇卡，巖屑劃傷封隔器外膠筒，將嚴重影響施工效果。

(2)對于開窗側鉆井，封隔器的坐封井段井斜角一般很高，在替漿洗井后，前期鉆井液沉淀或洗井不徹底，使鋼球和膠塞在水泥車的泵送下很難順利到達球座位置，從而導致封隔器無法成功坐封。

PDP、K344封隔器通過節(jié)流壓差坐封、自動解封；酸壓后通過壓裂車泵送鋼球和膠塞，降低了作業(yè)風險，提高了施工效率。

1.2 完井管柱不帶安全接頭

泥巖井段井壁垮塌嚴重，存在明顯的“大肚子”井段，必將對完井管柱產生嚴重的阻卡現(xiàn)象。

在組下完井管柱的過程中，如果管柱的遇卡噸位超過安全接頭設定值，安全接頭的銷釘將被剪斷，從而引發(fā)井下事故，并且落物打撈極難。為了降低作業(yè)風險，采取在泥巖井段開窗側鉆井完井作業(yè)時不帶丟手接頭。

1.3 剛性扶正器改為滾輪扶正器

滾輪扶正器(見圖1)變滑動為滾動，能夠起到更好的導向作用，對降低井控風險和提高完井時效具有極其重要的意義。

圖1 滾輪扶正器結構圖

常規(guī)完井管柱和優(yōu)化完井管柱結構如見表2。

表2 優(yōu)化前后完井管柱對比

2.完井工藝優(yōu)化

2.1 先組下完井管柱再替漿

為減小泥巖井段在油田水長期浸泡下泥巖膨脹、垮塌的可能性，要求在鉆井液中組下完井管柱，再用油田水替出井內鉆井液。

2.2 低排量正替(0.3 m3/min)井內鉆井液

防止反替后鉆井液固相顆粒沉淀導致球座無法打掉，同時低排量可以減小對封隔器損傷的風險。

2.3 模擬管柱和完井管柱應盡量一致

(1)模擬通井管柱和完井管柱中加篩管。針對泥巖段容易坍塌、掉塊的特點，若管柱因遇卡嚴重而無法提出時，可以通過篩管建立循環(huán)通道解卡，有效降低了施工風險。

(2)模擬通井和完井管柱底部加導向頭。針對泥巖裸眼井段井徑不規(guī)則的特殊情況，建議在完井管柱底部加半球形導向頭(見圖2)。

圖2 導向頭結構圖

三、優(yōu)化后完井工藝應用情況

結合石炭系、奧陶系和志留系地質特征和實際井筒條件，先后對9口井采用了優(yōu)化酸壓完井管柱，作業(yè)期間管柱下放和酸壓施工均正常，在很大程度上減輕了封隔器的遇阻、遇卡現(xiàn)象，提高了完井時效，節(jié)省了完井費用，取得了較好的應用效果(見表3)。

表3 長泥巖段開窗側鉆井完井工藝優(yōu)化應用統(tǒng)計表

四、經(jīng)濟效益分析

通過對石炭系、奧陶系和志留系開窗側鉆井裸眼酸壓完井時間和完井費用進行對比：

(1)工藝改進前由于組下完井管柱失敗，需重復下入完井工具。工藝改進后組下完井管柱一次成功，單井節(jié)約裸眼封隔器1套，節(jié)約工具費用21萬元。

(2)工藝改進前單井平均完井時間31.3 d，工藝改進后平均完井時間提前了12.7 d，單井平均節(jié)約鉆機占用費用152.4萬元。

(3) 2009～2010年共應用了9井次，其中T703CH1、S118CH、AD8CH2、TK512H、托甫2CX井未見產，TH10113CH井提前貢獻產量715.9 t，TH10101CH井提前貢獻產量510.7 t，T701CH井提前貢獻產量2 029.8 t，T705CH井提前貢獻產量1 942 t，累計提前貢獻產量5 198.4 t，實際經(jīng)濟效益達1 527.5萬元(按平均原油銷售價格2 938.41元/t計算)。

五、結論及認識

(1)結合石炭系、奧陶系和志留系地質特征和實際井筒條件，通過對不同組合酸壓完井管柱的使用情況進行對比分析，優(yōu)化了一套滿足穿長泥巖段側鉆井分段酸壓要求的完井管柱。

(2)穿長泥巖段側鉆井酸壓完井工藝的應用，實現(xiàn)單井節(jié)約工具費用21萬元，單井平均節(jié)約鉆機占用費用152.4萬元。2009～2016年共應用了15井次，累計節(jié)約費用1 560.6萬元。

(3)穿長泥巖段側鉆井酸壓完井工藝2009～2016年共應用了15井次，使得4口井提前投產，共計提前貢獻產量5 198.4 t，實際經(jīng)濟效益達1 527.5萬元。

(4)塔河油田穿長泥巖段側鉆井酸壓完井工藝的應用及推廣，縮短了完井時間，降低了完井風險，填補了塔河油田長泥巖段側鉆井完井技術空白，為塔河油田長泥巖段側鉆井完井提供了有力的技術支撐。對于國內外同類油田具有普遍的參考意義。

[1]何偉國，伊明． 塔河油田四號構造中短半徑水平井井身剖面優(yōu)化探討[J]． 石油鉆探技術，2003，31(4):9-11.

[2]翟科軍． 短半徑水平井鉆井技術在塔河油田的研究與應用[J].鉆采工藝，2005，28(4):18-19．

[3]王新，萬教育，馮國軍． 塔河油田短半徑水平井側鉆技術[J].石油鉆采工藝，2003，25(1):15-17．

[4]周偉，耿云鵬，石媛媛． 塔河油田超深井側鉆工藝技術探討[J].鉆采工藝，2010，33(4):108-111．

[5]趙忠輝.鉆采一體化四通在老井側鉆中應用可行性分析[J].石化技術，2015(3):204-205.

[6]李雙貴，高長斌，方建波，等. 塔河油田簡化結構井開窗側鉆技術優(yōu)化研究 [J]. 石油實驗地質，2012，34 (1): 106-108.