塔河油田Φ177.8mm套管开窗侧钻井技术难题与对策探讨.pdfVIP

塔河油田Φ177.8mm 套管开窗侧钻井技术难题与对策探讨 周 伟 刘晓民 贾晓斌 于 洋 （中石化西北油田分公司工程技术研究院） 摘要：塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏裂缝、溶洞发育，直井揭示的缝洞有限，利用侧钻 井实现对直井周边缝洞体的沟通已经成为塔河油田提高采收率和储量动用程度的重要手段。 近年来，为满足部分侧钻井的地质避水要求，采取从石炭系巴楚组或奥陶系上部桑塔木组泥 岩段进行开窗侧钻，泥岩在井内液体浸泡下存在不稳定问题，易坍塌、掉块，给钻井、完井 带来了巨大的安全隐患。本文介绍了塔河油田Φ177.8mm 套管开窗侧钻井技术现状与难题， 研究论证了下Φ127mm 套管、膨胀波纹管、实体膨胀管封隔泥岩三种技术方案的可行性。 关键词：开窗侧钻 泥岩稳定 膨胀管 扩孔 小井眼 塔河油田 一、塔河油田侧钻井技术现状 塔河油田碳酸盐岩油藏埋藏深度在 5500～7000m，以碳酸盐岩油藏为钻探目的直井主要 有四级和三级井身结构，Φ177.8mm 油层套管下至储层顶部，管鞋距产层 50～80m，采用 Φ149.2mm 井眼终孔，裸眼完井。 图 1 直井井身结构图 目前塔河油田侧钻井按侧钻方式分主要有裸眼侧钻和开窗侧钻；裸眼侧钻主要适用于不 避水的侧钻井，Φ177.8mm 和Φ244.5mm 套管开窗侧钻主要针对需避水的侧钻井，目前Φ 177.8mm 套管开窗遭遇泥岩不稳定的难题，Φ244.5mm 套管开窗侧钻则因成本太高而暂停 实施。 截止到 2010 年底，塔河油田奥陶系共钻有 785 口井，其中套管开窗侧钻井共99 口，Φ 177.8mm 套管开窗 74 口，Φ244.5mm 套管开窗 25 口。2010 年共完成侧钻井 45 口，裸眼侧 钻 9 口，Φ177.8mm 套管开窗 17 口，Φ244.5mm 套管开窗 19 口。 “十二五”规划预计塔河油田侧钻工作量 250 口井（已完钻井预计侧钻 190 口井），约 90％有避水要求。 二、塔河油田Φ177.8mm 套管开窗侧钻难点 针对地质“近井筒避水、远距离沟通”的要求，需要将造斜点上提实施开窗侧钻，塔河 油田Φ177.8mm 套管开窗侧钻层位主要集中在石炭系巴楚组和奥陶系桑塔木组，由于侧钻 1 井眼尺寸受到限制，采取侧钻井眼全裸的完井方式，导致泥岩一直裸露在钻完井施工和采油 生产中，泥岩的不稳定带来一系列问题，主要集中在两方面：一是泥岩稳定性与钻井、完井 安全保障；二是采油通道的保障。 1.钻井、完井安全保障方面 3 3 由于石炭系地层压力高（1.21～1.24g/cm ），奥陶系地层压力低（1.08～1.10 g/cm ），钻 3 井施工中为平衡石炭系地层压力和保持井眼稳定，泥浆密度一般都控制在 1.24 g/cm 以上， 高于奥陶系地层压力，实钻若钻遇裂缝、溶洞，易发生井漏，堵漏成功率低，无法钻至设计 靶点。同时石炭系巴楚组和奥陶系桑塔木组泥岩在井内液体浸泡下存在不稳定问题，易坍塌、 掉块，实钻和室内实验显示其坍塌周期在 20 天左右，钻井和完井过程显示为阻卡严重，管 柱难以到位。 2.采油通道的保障方面 Φ177.8mm 套管开窗，采用Φ149.2mm 钻头钻进，受井眼和曲率限制，只能下Φ114.3mm 套管或Φ88.9mm 油管完井，接箍外径为 127mm，固井质量难以保证；且管柱内径很小（小 于 98mm ），后续作业的钻杆接箍外径 86mm，间隙小，难以实现扫水泥塞作业和措施作业。 自2007 年以来，共有 20 口开窗侧钻井钻井、完井过程中坍塌、掉块问题比较突出，其 中 5 口井未能顺利完井；钻、完井施工安全不能保障。如 T760CH