普光105叢式井平臺井身結構的設計與應用

于承朋,周延軍,臧艷彬

(1.勝利石油管理局鉆井工藝研究院設計所,山東東營 257097;2.中國石油大學〈華東〉石油工程學院,山東青島 266555)

普光105叢式井平臺井身結構的設計與應用

于承朋1,周延軍1,臧艷彬2

(1.勝利石油管理局鉆井工藝研究院設計所,山東東營 257097;2.中國石油大學〈華東〉石油工程學院,山東青島 266555)

分析了叢式井在解決普光氣田地質不確定、地表環(huán)境復雜等問題方面的技術優(yōu)勢。在對普光氣田井身結構必封點分析的基礎上,確定了各層套管下深范圍,以此為據,優(yōu)化出適用于普光氣田水平井的2套井身結構方案。以普光105叢式井平臺為例,分別對普光105-1水平井和普光105-2井的井身結構進行了優(yōu)化設計,并對其鉆井施工效果進行了總結與分析。應用實踐證明,叢式井有助于縮短該地區(qū)的鉆井周期、降低復雜失效、提高鉆井速度,具有較為廣闊的應用前景。

井身結構;水平井;從式井;普光氣田

0 引言

近幾年,普光地區(qū)天然氣勘探取得重大突破,顯示出巨大的開發(fā)潛力[1]。普光氣田位于川東斷褶帶東北段,受多期構造作用影響,普光氣田具有典型的“四高一深”的特點,即,地表多高山深谷、產能高、氣藏壓力高、硫化氫含量高、氣層埋藏深[1]。由于普光氣田地表多高山和深谷,考慮到物資運輸、井場選址、天然氣集輸等問題,宜采用叢式井開發(fā)[2]。中原油田普光分公司在該地區(qū)進行了叢式井開發(fā)試驗,部署、設計、施工了普光105井叢式井平臺。本平臺部署開發(fā)井2口:普光105-1井和普光105-2井,其中普光105-1井為水平井,普光105-2井為定向井。本文對普光105叢式井平臺的設計與施工效果進行了分析,旨在從理論分析和現場實踐兩個方面驗證叢式井技術在普光氣田的可行性和優(yōu)越性,為后續(xù)叢式井平臺的設計與施工提供有益的借鑒與參考。

1 叢式井在開發(fā)普光氣田中的優(yōu)勢分析

1.1 普光氣田地質特征分析

普光氣田主體構造依斷層成因可分為:晚燕山期南東方向擠壓斷層、早喜山期北西向擠壓斷層和晚喜山期北東向擠壓斷層3種類型;依斷層走向可分為北東向和北西向2組斷裂體系,主要包括東岳寨—普光、普光7、老君廟南及普光3等4條斷層。根據已鉆井揭示及地表露頭情況來看,普光氣田的下古生界地層較完整,僅缺失志留系上統(tǒng);上古生界缺失了泥盆系全部和石炭系大部,僅殘留中石炭統(tǒng)黃龍組;二疊系齊全;中生界三疊系、侏羅系保留較全,早白堊統(tǒng)地層保留較好,上白堊統(tǒng)缺失;新生界基本沒有沉積保留。鉆井過程中鉆遇地層主要有:蓬萊組、遂寧組、上沙溪廟組、下沙溪廟組、千佛崖組、自流井組、須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關組、長興組以及龍?zhí)督M。普光氣田的地質、地表環(huán)境具有以下特點:

(1)海陸相沉積同存,巖性變化大,地質資料不確定性強,鄰井資料相似程度較其他地區(qū)低,鉆井過程中易遇到復雜情況和發(fā)生事故,鉆井風險大;

(2)地層壓力層系復雜,且異常高壓層的壓力高,在同一裸眼井段中存在多個壓力系統(tǒng),上部地層承壓能力低,容易造成“下噴上漏”;

(3)普光地區(qū)地表多為高山深谷,夏季多雨,道路多為碎石路,交通不便,這些大大增加了井場選址的難度;

(4)高陡構造多,地層傾角大,井眼軌跡控制難度和中靶難度大。由于高陡構造存在各向異性的高地應力,加之泥、頁巖地層的水化膨脹,如果再鉆遇復雜地質帶或斷層,地層產狀變化明顯,則井眼軌跡較難控制,極易脫靶。若同時由于靶區(qū)范圍狹窄,即使有的井鉆達設計靶區(qū),由于地質情況復雜也仍然會脫靶。

1.2 叢式井在普光氣田應用的技術優(yōu)勢分析

叢式井是指在一個井場或平臺上,鉆出若干口甚至上百口井,各井的井口相距不到數米,各井井底則伸向不同方位[4]。結合普光氣田的地質和地表特征分析,可知在普光氣田實施叢式井鉆井技術的優(yōu)勢主要體現在以下幾個方面。

(1)減少井場選址、道路加固等鉆前準備的工作量,降低搬家次數和井場數量,減少對地表環(huán)境的破壞和污染,同時也使得鉆前準備成本大大降低;

(2)降低地質不確定性對鉆井的影響,盡可能避免鉆井事故和井下復雜情況的發(fā)生,大大提高鉆井的安全可靠性,從而降低鉆井成本;

(3)簡化天然氣集輸流程,便于完井后油井的集中管理,大大節(jié)約后期生產成本,具有較高的經濟效益。

通過以上分析可以看出,叢式井技術對于開發(fā)普光這種地質具有較大不確定性、地表條件較為惡劣的氣田具有較為明顯的技術優(yōu)勢,具有較大的經濟、環(huán)境和社會效益。層必封點和套管下入深度范圍設計如下。

(1)“508 mm導管設計下深30～50 m,坐入基巖10 m,建立鉆井液循環(huán),原則上封過表層水,以保證一開采用空氣鉆井。

(2)由于普光氣田開孔地層不穩(wěn)定,易漏、易坍塌,所以表層套管必須封隔上部不穩(wěn)定易垮層段,建立井口,安裝防噴器?！?39.7 mm表層套管設計下深一般為700～1000 m,依據地表不同下入深度略有變化,其一般性做法為:①井口與河流、溝谷水平距離<1000 m的井,表層套管的下深應低于河床、溝谷底部≮300 m;②井口與河流、溝谷水平距離> 1000 m的井,表層套管的下深應低于河床、溝谷底部≮100 m。

(3)陸相地層巖性以砂巖與泥巖互層為主,地層軟硬交錯,砂巖可鉆性差,泥巖易坍塌,可能潛在地層應力變化、地層不穩(wěn)定等復雜情況。自鄰井實鉆情況分析,須家河組四段、二段普遍發(fā)育高壓氣層,為非主要產層、儲量小,而飛仙關組為本構造主要目的層,為保證在下部主要目的層鉆進中使用較低密度鉆井液,實現對產層的保護和鉆井的安全和快速高效,應下入技術套管,將須家河組底部的高壓氣層封固。技術套管設計下深一般為3000～4000 m。

(4)三疊系下統(tǒng)及二疊系上統(tǒng)為普光氣田的主要目的層段,巖性以灰?guī)r、泥巖互層為主,三開鉆進至設計井深,生產套管采用“177.8 mm。

2.2 普光氣田水平井的井身結構方案優(yōu)化

優(yōu)化提出了2套適用于普光地區(qū)水平井鉆井的井身結構方案:方案1為三層套管的井身結構系列;方案2為四層套管的井身結構系列。見表1。

利用Pardiam軟件,對普光氣田水平井的剖面類型、造斜率和造斜點位置進行了設計。

2.2.1 剖面類型選擇

單段圓弧或兩段圓弧,兩段圓弧剖面的斜井段造斜率采用先高后低的方法,既滿足了LWD儀器鉆水平井的使用條件,又有利于中A點,改善了水平井斜井段的井眼形狀,呈現圓弧光滑井眼,減少了鉆具摩阻、扭矩。主要的軌道類型為[4,6]:直—增—穩(wěn)—增—水平段。

2.2.2 造斜點確定

由于造斜率受井眼大小、地層情況的影響,為了有利于造斜和方位控制,定向井造斜點選在“241.3 mm井眼中地層較穩(wěn)定的井段,結合地層可鉆性級值,在海相地層定向。同時,同一井組內造斜點適當

2 井身結構優(yōu)化設計

在對普光地區(qū)已鉆井的井身結構及施工情況分析的基礎上,針對普光氣田的地層特征,優(yōu)化提出適用于該地區(qū)的兩種水平井井身結構方案,并對普光105-1水平井和普光105-2井的井身結構進行了設計,為普光105叢式平臺的順利施工奠定了基礎。

2.1 普光氣田地層必封點和套管下深分析

根據普光氣田鉆井實踐[5],該地區(qū)生產井的地(“444.5 mm)鉆頭的進尺,提出本井表層套管應下至700 m,經多方論證,按施工單位意見進行了調整。

表1 普光氣田水平井井身結構方案

表2 普光105-1(H)井井身結構數據表

2.3.2 普光105-2井井身結構的確定

根據普光105-1水平井實鉆情況,為確保普光105-2井的施工安全,提高鉆井速度,在普光105-1井基礎上進行了以下調整:(1)導管下深由50 m加深至120 m,封隔普光105-1(H)井在86 m處鉆遇的水層,以利于一開應用氣體鉆井;(2)表層套管由710 m加深至1800 m,封隔上部地層嚴重漏層,本井段采用氣體鉆井,若地層出水轉換為充氣泡沫鉆井,固井前采用低固相鉆井液(密度<1.20 g/ cm3)。最終確定的普光105-2井的井身結構數據見表3。錯開,以防止井眼軌跡的相互干擾。

2.2.3 造斜率選擇

考慮采氣工藝的要求,在不影響采氣工具的下入和管材的抗彎能力的前提下,結合地層影響因素,造斜率推薦采用中曲率半徑造斜率(8°～20°/100 m),一般選擇為15°/100 m。

2.2.4 井斜角控制

最大井斜角必須滿足采氣工藝的要求,要求最大井斜角<40°。

2.2.5 水平位移

水平位移為800～1150 m。

2.3 普光105平臺井身結構的設計

2.3.1 普光105-1水平井井身結構的確定

根據普光氣田地層必封點和套管下深分析,結合該地區(qū)水平井井身結構方案優(yōu)化,針對普光105 -1井地層巖性情況,采用三層套管井身結構方案對普光105-1的井身結構進行了設計,設計結果如表2。

施工單位提出為提高鉆井速度,應減少大尺寸

表3 普光105-2井井身結構數據表

3 施工效果分析

以普光105叢式井鉆井工程設計和施工要求為依據,該井平臺于2007年3月28日開鉆。2009年6月15日普光105-2井順利的完井,標志著普光105叢式井平臺全部完成,該平臺從開鉆到完鉆歷時810天,其施工效果指標見表4。

表4 普光105叢式井平臺施工效果數據表

通過表4可以看出,普光105-1水平井實鉆井深比普光105-2井僅多了228 m,但鉆井周期多用247天,并且普光105-2井的鉆井周期、平均機械鉆速、生產時效以及純鉆時效的經濟指標均顯著優(yōu)于普光105-1水平井,其原因主要有以下幾點。

(1)普光105-1井在一開鉆遇水層,導致氣體鉆井不能有效實施,大尺寸鉆頭的鉆井液鉆進嚴重影響了鉆進速度。這主要是由于普光105-1井井身結構設計時對水層預測不準,而引起導管沒有有效封隔上部水層。

(2)普光105-1井二開自結束氣體鉆井轉漿進行鉆井液鉆井開始,就頻繁井漏,造成兩口井的二開中完深度基本相同(相差12.3 m)條件下,普光105-1(H)井比普光105-2至二開中完鉆井周期多用了212天,其原因在于鉆前對上部破碎易漏失地層判斷不準,氣田鉆井轉漿后注鉆井液循環(huán)失返,同時由于破碎地層沒有有效封隔,在同一裸眼內鉆自流井等含氣層時,由于含烴值較高,循環(huán)加重導致新的裂縫發(fā)育,加重了鉆井液的漏失,二開僅堵漏作業(yè)就損失時間126.33天,比普光105-2井多損失近120天。

(3)普光105-1井的實鉆資料為普光105-2井的鉆井設計與施工提供了很好的借鑒與參考,相對普光105-1井而言,普光105-2井的地質不確定性降低。根據普光105-1井的實鉆情況,及時對普光105-2井的井身結構做了兩大改進:導管封隔鄰井鉆遇的水層,表層套管封過鄰井鉆遇的破碎、易漏失地層,設計下至1800 m左右,這些工作使得普光105-2井的鉆井事故與復雜情況遠遠低于普光105-1井:①普光105-1(H)井共發(fā)生鉆井事故5起,斷鉆具事故3次,空氣錘鉆頭斷裂落井事故1次,掉牙輪事故1次,累計損失時間27.9天;鉆遇井漏54次,累計損失時間133.4天,累計漏失量4655145 m3;②普光105-2井共發(fā)生事故4起,斷鉆具2次,卡鉆1次,電測卡儀器1次,事故累計損失時間7.0天;空氣鉆井后期點火循環(huán)排氣復雜1次,損失時間7.3天,鉆遇井漏3次,共漏失鉆井液1130 m3,損失時間10天。

(4)普光105-1井為水平井,普光105-2井為定向井,井型的差別也是造成兩口井鉆井周期差別巨大的一種重要原因。

4 結論與建議

(1)通過普光氣田地質和地表特征分析,得出叢式井平臺在該地區(qū)具有較顯著的技術優(yōu)勢,并優(yōu)化提出了適用于該地區(qū)的兩套水平井井身結構方案:三層套管的井身結構方案和四層套管的井身結構方案。

(2)采用三層套管的井身結構方案對普光105 -1水平井的井身結構進行了設計,普光105叢式井平臺的順利完成驗證了叢式井技術的可行性和井身結構方案的正確性。

(3)普光105叢式井平臺的施工效果來看,平臺第一口井的實鉆資料對后續(xù)井具有很強的借鑒意義,可顯著降低后續(xù)井的地質不確定性,從而最大限度的避免了鉆井事故與復雜情況,極大提高了鉆進安全和經濟性。

(4)普光105叢式井平臺的設計和順利施工表明,叢式井在普光氣田具有較強的技術優(yōu)勢,同時也為該地區(qū)后續(xù)水平井、叢式井的設計與施工提供了寶貴的經驗,建議在普光氣田推廣應用叢式井技術。

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Design and Application of Platform Cas ing Program in Puguang 105 Cluster Well

YU Cheng-peng1,ZHOU Yan-jun1,ZANG Yan-bin2(1.Drilling Technology Research Institute of Shengli Oilfield,Dongying Shandong 257097,China;2.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao Shandong 266555,China)

Analysiswasmade on the technical advantages in solving the difficulties of geological uncertainty and complicat-ed surface environment.Based on the analysis on the setting position of casing program of Puguang gas field,the scope of casing setting depth was deter mined.Then 2 sets ofwell structure scheme were proposed for horizontalwell in Puguang gas field.Take the Puguang 105 clusterwellplatfor m for an example,thewell structure of 105-1 and 105-2 were optimized, and the drilling resultswere summarized and analyzed.The practice shows that clusterwell could shorten the cycle of drill-ing,reduce the failure caused by complicated situation and improve drilling efficiency.

well structure;horizontalwell;clusterwell;Puguang gas field

TE243

A

1672-7428(2010)12-0022-04

2010-06-13

國家科技支撐計劃項目(項目編號:2008BAB37B06),國家科技重大專項(項目編號:2008ZX05017)

于承朋(1981-),男(漢族),河北故城人,勝利石油管理局鉆井工藝研究院,石油工程專業(yè),從事鉆井工程設計方面的研究工作,山東省東營市西城青島路,yuchengpeng_aa01@163.com。