竇 蓬， 崔國杰， 張曉誠， 謝 濤,2,劉 杰

(1中海石油(中國)有限公司天津分公司 2海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室)

0 引言

渤海油田渤中區(qū)域中深層天然氣儲量規(guī)模大，具有巨大的開發(fā)價(jià)值[1]。該區(qū)域地質(zhì)條件復(fù)雜，上部井段斷層易漏失，中深部地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜，最高壓力系數(shù)達(dá)1.70以上，目的層潛山為裂縫性地層，全井段存在多個(gè)必封點(diǎn)。渤海油田現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)難以同時(shí)滿足鉆井及分層測試作業(yè)要求。本文首先對設(shè)計(jì)基礎(chǔ)進(jìn)行介紹，然后結(jié)合當(dāng)前渤海油田地質(zhì)特點(diǎn)及壓力特征，提出了適合渤海油田深層探井的非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)，最后對該技術(shù)的未來發(fā)展方向提出了合理化建議。

1 作業(yè)背景

1.1 渤中區(qū)域地質(zhì)特征及壓力體系

渤海油田渤中區(qū)域目的層為潛山裂縫性氣藏，2018年至今探井平均完鉆深度5 500 m以上，該區(qū)域探井作業(yè)面臨多項(xiàng)工程難題：上部井段鉆遇多條斷層，硬脆性泥頁巖井壁失穩(wěn)嚴(yán)重，火成巖地層易漏失，深部地層高壓發(fā)育，地層壓力窗口窄，漏、噴、塌、卡等復(fù)雜情況時(shí)有發(fā)生，潛山壓力系數(shù)低儲層保護(hù)難度大，全井存在多個(gè)必封點(diǎn)。

渤中區(qū)域壓力特點(diǎn)：該區(qū)塊明化鎮(zhèn)組及館陶組為正常壓力體系，東二下段及沙一二段上部以厚層泥巖為主，欠壓實(shí)特征明顯，進(jìn)入東二段下部后壓力系數(shù)逐漸增加，在沙河街組增加并維持到最大的壓力系數(shù)1.70左右，之后開始迅速回落至1.44左右。沙河街段坍塌壓力與地層壓力變化趨勢相同，坍塌壓力系數(shù)最小值約為1.30。沙河街段漏失壓力系數(shù)最大為1.82，之后開始回落，沙河街組底預(yù)測漏失壓力系數(shù)為1.60。渤中區(qū)域典型的三壓力曲線如圖1所示。

1.2 歷史復(fù)雜情況及本井設(shè)計(jì)思路

本區(qū)塊的1號探井始鉆于1996年，在作業(yè)過程中出現(xiàn)了多種復(fù)雜情況，被迫提前650 m完鉆。主要包括：?311.2 mm井段館陶組鉆遇斷層，發(fā)生失返性漏失，降低密度后發(fā)生嚴(yán)重坍塌縮徑，反復(fù)處理無效，最終放棄主井眼；?311.2 mm井段側(cè)鉆后，井壁持續(xù)掉塊，?244.5 mm套管固井過程中發(fā)生漏失；?215.9 mm井段鉆進(jìn)過程中鉆遇東二段及沙河街組地層高壓，實(shí)測最高地層壓力系數(shù)達(dá)1.65以上，鉆穿高壓層后地層漏失壓力迅速下降，導(dǎo)致漏失頻繁，被迫提前中完；?152.4 mm井段鉆遇沙河街組及中生界地層高壓，鉆進(jìn)過程中全烴含量最高值達(dá)64%以上，存在井控風(fēng)險(xiǎn)。由于上述復(fù)雜情況，1號探井沒能完成測試評價(jià)任務(wù)，本次實(shí)施的2號探井計(jì)劃進(jìn)行分層測試[2]，以求取沙河街組及中生界潛山地層的流體性質(zhì)以及真實(shí)產(chǎn)能。

圖1 渤中區(qū)域某探井地層三壓力曲線

結(jié)合上述因素，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的主要思路為：表層隔水套管下至地層持力層，確保隔離表層疏松砂層和軟泥巖，保證下一開鉆進(jìn)時(shí)有足夠的強(qiáng)度滿足鉆井及井控要求；二開鉆穿館陶組底部斷層，技術(shù)套管封隔薄弱地層，以減少下一開鉆進(jìn)復(fù)雜情況；三開套管下至東二段起壓點(diǎn)之前，避免揭開下部高壓時(shí)引發(fā)上部地層漏失；四開鉆穿沙河街組高壓層后不揭開下部低壓層位，使用四開套管封隔；五開套管下至潛山頂部，封固沙河街組底部壓力過度帶及風(fēng)化殼易漏失地層；采用?152.4 mm裸眼鉆潛山，潛山測試完畢后打棄井水泥塞封隔潛山，上返射孔打開沙河街組求取產(chǎn)能，最終達(dá)到滿足鉆井安全及測試要求的目的。綜上所述，本井至少需要5層套管的井身結(jié)構(gòu)來滿足鉆井作業(yè)及分層測試要求。

2 常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

從渤海油田第一口科學(xué)探索井渤中21- 2- 1井開始，在不斷實(shí)踐過程中形成了一套適用于渤海油田中深層探井的6開次井身結(jié)構(gòu)[3]：?762.0 mm+?508.0 mm+?339.7 mm+?244.5 mm+?177.8 mm，后期進(jìn)一步優(yōu)化為?609.6 mm+?339.7 mm+?244.5 mm+?177.8 mm的5開次井身結(jié)構(gòu)，取得了較好的作業(yè)效果。這套井身結(jié)構(gòu)主要優(yōu)點(diǎn)：

(1)裸眼—套管環(huán)空間隙較大，便于套管下入。

(2)裸眼—套管及套管—套管環(huán)空間隙較大，固井質(zhì)量較高。

(3)鉆頭、套管、井口裝置、固井配件等均為API規(guī)范尺寸，便于采辦。

(4)各井段配套提速提效手段成熟，可滿足對鉆井提速的要求。

但這種井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)抵抗復(fù)雜情況能力差，特別是下部井段尺寸小，沒有預(yù)留調(diào)整空間，一旦鉆遇復(fù)雜壓力體系或必封點(diǎn)較多的地層，往往沒有多余井身結(jié)構(gòu)來應(yīng)對復(fù)雜情況。雖然可以通過加大1～2級套管增加套管層級，滿足設(shè)計(jì)要求，但鉆井投資必然大幅度增加。為了解決這種問題，有必要對非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)開展研究。

3 非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

3.1 國內(nèi)應(yīng)用情況概述

非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)(下稱非標(biāo)井身結(jié)構(gòu))在國內(nèi)各大油田均有成功應(yīng)用先例，特別是以塔里木油田、塔河油田、西南油氣田、勝利油田，南海油田等為代表已經(jīng)發(fā)展了成熟非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)序列，取得了較好的應(yīng)用效果[4- 10]，部分代表性較強(qiáng)的非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)見表1。

表1 國內(nèi)部分油田非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)

總結(jié)各油田非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)思路，可歸納為：結(jié)合工程和地質(zhì)必封點(diǎn)，采用自上而下或自下而上的設(shè)計(jì)方法，確定各層套管尺寸和套管下深，同時(shí)考慮下部復(fù)雜地層存在不確定性，確定備用技術(shù)套管方案。在常規(guī)井身結(jié)構(gòu)方案的基礎(chǔ)上增加1～2層非常規(guī)尺寸套管，確保最后1層套管可以生產(chǎn)或滿足地層評價(jià)要求。同時(shí)，也要結(jié)合各油田設(shè)備器材采購的可行性，盡量利用剩余庫存，降低采購周期以及成本。

3.2 渤海油田非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)及探討

根據(jù)1.2節(jié)提出的設(shè)計(jì)要求，本井將采取6開井身結(jié)構(gòu)，同時(shí)根據(jù)本區(qū)域測試作業(yè)要求，最后一層套管最小尺寸為?177.8 mm[11]。參考國內(nèi)非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)的成功經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合渤海油田作業(yè)習(xí)慣、器材采辦難度等因素，初步探討得到3種非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)，見表2。

表2 渤中區(qū)域中深層探井非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

以上三種方案作業(yè)流程可由圖2表示。

圖2 三種非標(biāo)準(zhǔn)井身結(jié)構(gòu)方案作業(yè)流程圖

由作業(yè)流程圖可以明顯地比較這三套方案的異同點(diǎn)：二開鉆進(jìn)之前以及五開?215.9 mm井眼開始鉆進(jìn)之后，三種方案作業(yè)流程是相同的。主要不同點(diǎn)在于采用何種思路擴(kuò)展出1層套管，方案一和方案二均采用了隨鉆擴(kuò)眼技術(shù)[12]，之后將?298.5 mm尾管內(nèi)掛于上一層套管內(nèi)，?244.5 mm套管至井口，兩者不同點(diǎn)在于采用的鉆頭、套管尺寸。而方案三中并沒有擴(kuò)眼作業(yè)，而是將?298.5 mm套管接至井口，采用?244.5 mm薄壁套管內(nèi)掛在?298.5 mm套管內(nèi)。三種方案都能滿足鉆井及分層測試要求，下面從工程可實(shí)施性及作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)角度進(jìn)行討論。

方案一：該方案是三種方案中工序最多的一種，共需進(jìn)行2次擴(kuò)眼，?311.2 mm擴(kuò)眼至?368.3 mm需要將井眼直徑擴(kuò)大57.1 mm，難度較大、擴(kuò)眼井段深、擴(kuò)眼井段長、風(fēng)險(xiǎn)較高，故不推薦本方案。

方案二：相對于方案一，該方案減少了大尺寸長裸眼段擴(kuò)眼的風(fēng)險(xiǎn)，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)和難度都較小。但本方案需要在深部硬地層中擴(kuò)眼1次，操作難度大、工期較長，高壓層暴露時(shí)間長。本方案工程可行性較強(qiáng)，可將該方案作為備選。

方案三：相對于方案一和方案二，該方案無擴(kuò)眼作業(yè)，可顯著減少工期。該方案的主要風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)在于?298.5 mm套管和?244.5 mm無接箍套管強(qiáng)度能否滿足作業(yè)要求，并且所選用的套管要滿足套管—套管，套管—井眼之間的匹配。

綜合考慮三種方案的優(yōu)缺點(diǎn)，認(rèn)為在套管強(qiáng)度滿足的前提下，方案三最值得推薦。下面對方案三各工況下的套管選材和套管強(qiáng)度開展校核。

3.3 套管強(qiáng)度校核

考慮到套管—套管、套管—井眼之間的匹配，結(jié)合渤中區(qū)域作業(yè)習(xí)慣及現(xiàn)有庫存，初步篩選出各層可用套管，見表3。

表3 非標(biāo)準(zhǔn)井身結(jié)構(gòu)方案三套管方案

對上述套管強(qiáng)度開展校核，套管強(qiáng)度包括抗內(nèi)壓強(qiáng)度、抗外擠強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度，這3個(gè)強(qiáng)度指標(biāo)是套管最主要的機(jī)械性能指標(biāo)，計(jì)算方法參考API 5C3標(biāo)準(zhǔn)[13]。套管的抗內(nèi)壓強(qiáng)度由內(nèi)屈服壓力公式(1)求得。

(1)

式中：p—管體最小內(nèi)屈服壓力，MPa；

Yp—鋼材最小屈服強(qiáng)度，MPa；

t—套管公稱壁厚，mm；

D—套管公稱外徑，mm。

套管的抗拉強(qiáng)度即軸向強(qiáng)度，是橫截面積(由名義尺寸計(jì)算)和屈服強(qiáng)度的乘積，可由管體材料的屈服強(qiáng)度公式(2)確定。

(2)

式中:Py—管體軸向強(qiáng)度，MPa；

Yp—鋼材最小屈服強(qiáng)度，MPa；

D—套管公稱外徑，mm；

d—套管公稱內(nèi)徑，mm。

根據(jù)套管不同外徑與壁厚比值D/t和屈服強(qiáng)度，API 5C3標(biāo)準(zhǔn)將套管的抗外擠強(qiáng)度計(jì)算公式分為屈服擠毀、塑形擠毀、塑彈性(過渡)擠毀和彈性擠毀四種，這四種公式的應(yīng)用范圍取決于D/t值。

套管強(qiáng)度校核對于抗內(nèi)壓工況，考慮循環(huán)排氣、氣體井涌、井眼內(nèi)充滿氣體時(shí)關(guān)井、循環(huán)漏失、固井碰壓、套管試壓等；對于抗外擠工況，考慮不同程度掏空狀態(tài)、循環(huán)漏失、固井過程；對于抗拉工況，考慮過提拉力50 t，下入速度0.5 m/s。

校核結(jié)果如表4所示。

表4 套管強(qiáng)度校核結(jié)果

由表4結(jié)果可知，本文提出的非標(biāo)準(zhǔn)井身結(jié)構(gòu)套管的套管選材可滿足作業(yè)中的各項(xiàng)極限工況。

4 結(jié)論

(1)本文介紹了復(fù)雜壓力系統(tǒng)下渤海中深層探井井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)思路，提出了符合渤中區(qū)域中深層探井壓力特征和地質(zhì)特點(diǎn)的非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，并進(jìn)行了相應(yīng)的計(jì)算校核，設(shè)計(jì)結(jié)果可以滿足鉆井作業(yè)安全和分層測試要求，具備較高的可行性。

(2)本文中提出的非標(biāo)準(zhǔn)尺寸井身結(jié)構(gòu)是針對渤中區(qū)域中深層探井開展的研究，隨著進(jìn)一步摸清渤中區(qū)域地層壓力特點(diǎn)及必封點(diǎn)分布情況，可在后期開發(fā)井作業(yè)中開展進(jìn)一步井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，達(dá)到降本增效的目的。