復(fù)雜壓力層系下的非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)方案

復(fù)雜壓力層系下的非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)方案

隨著龍眼氣田勘探和開發(fā)的深入，井深超過7000m，壓力超過100mpa，乳化含量超過30g。p3，多產(chǎn)層和多壓力層系統(tǒng)的問題越來越突出。在鉆井過程中，我們面臨著越來越復(fù)雜的地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)。對于龍崗地區(qū)的復(fù)雜地質(zhì)條件,鄭有成等認(rèn)為四川地區(qū)深井、超深井長期局限于單一的常規(guī)套管程序,不能滿足復(fù)雜地質(zhì)條件下深井、超深井科學(xué)設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)的要求,提出了采用非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)拓展套管層次的方案。針對川渝地區(qū)復(fù)雜壓力層系和“三高”(高溫、高壓、高含H2S)的地質(zhì)特點(diǎn),曾時田和武賢柱在鉆井對策分析中也提出了與鄭有成類似的觀點(diǎn)。此外,管志川等對壓力不確定條件下的套管層次及下深確定方法等進(jìn)行了探討。國外具有復(fù)雜地質(zhì)條件、多壓力層系和超深井的典型實(shí)例是墨西哥灣。20世紀(jì)90年代墨西哥灣深水區(qū)的最大完鉆井深為7621m,當(dāng)時的井身結(jié)構(gòu)也是采用5層常規(guī)結(jié)構(gòu)。但2000年以后,墨西哥灣的深水鉆井井深突破10000m,面臨著巨厚鹽層、窄密度窗口和瀝青地層等復(fù)雜地質(zhì)情況,因此其采用井下擴(kuò)眼技術(shù),將套管層次拓展到9層。北海油田為適應(yīng)高溫、高壓和復(fù)雜壓力層系的地質(zhì)條件,采用了6層套管的井身結(jié)構(gòu)。目前中國石油天然氣集團(tuán)公司的陸上最深井是克深7井,完鉆井深8023m,采用的井身結(jié)構(gòu)為?508mm(20in)×198.2m—?365.13mm(14.375in)×3518m—?273.05mm(10.75in)×7087m—?206.38mm(8.125in)×7828m—?139.7mm(5.5in)×8023m,其也面臨著如何拓展套管層次以提高應(yīng)對地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)能力的問題。筆者通過對龍崗西部地區(qū)復(fù)雜壓力層系下的井身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)的分析,設(shè)計(jì)了適應(yīng)該地區(qū)的超深井井身結(jié)構(gòu)方案。該方案考慮了油管和生產(chǎn)套管的匹配,并依據(jù)壓力層系和必封點(diǎn)分析確定了套管層次,同時討論了6層套管拓展方案,設(shè)計(jì)了適合于龍崗西部的非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)。此套方案在龍崗61井初步試驗(yàn)成功后推廣到龍崗62井、龍崗63井和龍崗68井,都取得了成功。1井身結(jié)構(gòu)面臨地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)及工程難點(diǎn)龍崗西部地區(qū)的油氣勘探開發(fā)現(xiàn)已取得了巨大的突破,但由于其地質(zhì)剖面和地層壓力情況較為復(fù)雜(圖1),因此井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)也面臨著一些地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)和工程難點(diǎn)。(1)各組的硫化氫含量比較劍門1井和龍崗地區(qū)的已鉆井都表明雷口坡組―長興組井段含有硫化氫,實(shí)測長興組和飛仙關(guān)組的硫化氫含量大多數(shù)超過30g/m3。劍門1井長興組的硫化氫含量為86～88g/m3,雷口坡組在鉆進(jìn)過程中也出現(xiàn)了硫化氫。長興組儲層最高壓力超過100MPa,溫度120℃以上,屬于“三高”氣井范疇。(2)須家河、須家河組已鉆劍門1井等其他多口井的鉆探證實(shí)其縱向上存在多個氣層。自流井組、須家河組須二段、飛仙關(guān)組和長興組為氣層。蓬萊鎮(zhèn)組―遂寧組屬于正常壓力,須家河組可能鉆遇超高壓,嘉二段存在高壓鹽水,飛仙關(guān)組―長興組為高壓產(chǎn)層。(3)井—壓力不確定性。已鉆井地層壓力特征差異較大,難以準(zhǔn)確預(yù)測地層的壓力狀況。須家河組存在異常超高壓的層位,且其壓力梯度也有差異。劍門1井就在須三段底部鉆遇異常高壓,使用的鉆井液最高密度為2.45g/cm3,在嘉二段也可能有高壓鹽水層。鄰區(qū)構(gòu)造的龍4井在嘉二段地層鉆遇異常高壓水層,地層壓力系數(shù)為1.8～2.1。飛仙關(guān)組可能鉆遇異常高壓。劍門1井在雷口坡組―長興組使用的鉆井液最高密度為1.88g/cm3。龍崗61井在飛仙關(guān)組也鉆遇異常高壓,固井時鉆井液密度達(dá)2.15g/cm3。而元壩1井側(cè)鉆飛仙關(guān)組時鉆井液密度為1.70g/cm3。(4)井壁失去穩(wěn)定性侏羅系地層作為川渝地區(qū)的紅層發(fā)育段,其巖性主要以泥巖、砂巖和頁巖為主,從而易出現(xiàn)井壁失穩(wěn)的特點(diǎn)。(5)串漏和塌性研究表層劍門關(guān)組的巖性以雜色砂礫巖為主,膠結(jié)疏松,易出現(xiàn)垮和漏,因此其表層存在串漏和垮塌的可能性。由此可以看出,在鉆井過程中采用以往的常規(guī)井身設(shè)計(jì)方案就無法安全應(yīng)對高溫、高壓、高含硫化氫、多壓力層系和壓力不確定性強(qiáng)等地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn),需要對非常規(guī)的井身設(shè)計(jì)方法進(jìn)一步加以研究。2龍井地區(qū)井體結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法2.1小一級油管和管路直徑小油管是地層流體流出地面的通道,其管徑是否合理直接影響到氣井的安全高效生產(chǎn)。若按生產(chǎn)套管尺寸確定油管直徑,則可能會出現(xiàn)以下2種情況:①生產(chǎn)套管直徑過小,只能被迫選擇小一級油管,這就限制了氣井合理產(chǎn)能的發(fā)揮,而且油管也可能存在被沖蝕的風(fēng)險(xiǎn),影響了管柱壽命;②生產(chǎn)套管直徑過大,勢必增加鉆井成本和套管成本,若按照套管直徑選擇大一級的油管,對進(jìn)一步發(fā)揮氣井產(chǎn)能的意義不大,卻增加了油管成本,而且在氣田的開發(fā)后期,由于地層壓力和氣井產(chǎn)能的降低,甚至可能出現(xiàn)氣井無法攜液的現(xiàn)象,導(dǎo)致氣井過早停產(chǎn)。因此,選擇氣井生產(chǎn)管柱的管徑應(yīng)采用“由里向外”的原則,即先根據(jù)氣井的實(shí)際特征選擇合理直徑的油管,再以此為基礎(chǔ)確定生產(chǎn)套管的直徑。2.1.1生產(chǎn)井的管理要求1選擇合理的油管直徑應(yīng)考慮的主要因素包括:①在相同的井口和地層壓力條件下,可以充分利用氣體膨脹能,以獲得盡可能大的產(chǎn)氣量,并保持較長的穩(wěn)產(chǎn)期;②在相同產(chǎn)量條件下,保持合理的壓降摩阻損失,使生產(chǎn)井在較長的生產(chǎn)過程中保持一定的井口壓力,以滿足地面集氣的需要;③需要具有較強(qiáng)的攜液能力,在正常生產(chǎn)過程中避免井筒積液;④管內(nèi)流速不能過高,防止流體對油管產(chǎn)生沖蝕;⑤在含酸氣井中要考慮硫化氫和CO2等對油管管材的腐蝕;此外,還應(yīng)考慮油管與生產(chǎn)套管以及油管與井下工具的綜合匹配性能。2.1.2儲層溫度和氫氧強(qiáng)度典型的三高井如河壩1井和龍16井,都體現(xiàn)出具有明顯的高溫、高壓和高含硫化氫特征。河壩1井飛三段氣層中部井深4977m,地層壓力111MPa,最高關(guān)井壓力94.5MPa,地層壓力系數(shù)2.28,儲層溫度151℃,無阻流量為402×104m3/d。龍16井日產(chǎn)天然氣252×104m3,硫化氫含量31.6g/m3,地層壓力128MPa,壓力系數(shù)2.20,地層溫度144℃,無阻流量1001×104m3/d。由于三高氣井的日產(chǎn)氣量高,而經(jīng)現(xiàn)場實(shí)際測試?114.3mm(4.5in)油管的舉升效率最高,配產(chǎn)能力達(dá)到100×104m3/d以上,因此三高氣井的油管首選?114.3mm(4.5in)油管。2.1.3油層套管的設(shè)計(jì)三高氣井的油管和生產(chǎn)套管設(shè)計(jì)要滿足以下3個條件。(1)滿足高產(chǎn)的要求。油管直徑為114.3mm(4.5in),配合的生產(chǎn)套管采用?177.8mm(7in)。(2)滿足高壓條件下關(guān)井對抗內(nèi)壓強(qiáng)度的要求。當(dāng)井底地層壓力達(dá)到100MPa以上,從井口到井深2000m處的油層套管設(shè)計(jì)采用?193.7mm厚壁套管,以滿足抗內(nèi)壓的要求,提高安全關(guān)井能力。(3)針對高壓、高含硫化氫和強(qiáng)腐蝕等問題,完井管柱采用酸壓生產(chǎn)一體化完井生產(chǎn)管柱,并在距離井口300m左右下入井下安全閥(具體井深依據(jù)安全閥的性能參數(shù)來確定)。采用封隔器完井預(yù)防儲層以上套管腐蝕,且油管和儲層段生產(chǎn)套管管材均采用防腐合金鋼。天然氣井的油管與生產(chǎn)套管的尺寸配合見表1,其中由于三高氣井采用?114.3mm(4.5in)油管能獲得最高的舉升效率,有利于發(fā)揮三高氣井的產(chǎn)能,因此要求與之配合的生產(chǎn)套管直徑選擇177.8mm(7in)。2.2井涌地層壓力科學(xué)合理的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法要依據(jù)地層情況和地層壓力信息,來確定套管層次和各層套管的合理下深。首先要研究工區(qū)內(nèi)地層孔隙壓力及破裂壓力的分布規(guī)律,然后確定設(shè)計(jì)需要的6個基礎(chǔ)參數(shù),包括抽吸壓力允值、激動壓力允值、井涌條件允值、正常壓力地層黏卡壓差臨界值、異常壓力地層黏卡壓差臨界值以及地層壓裂安全增值,之后按照裸眼段防漏、防噴和防壓差卡鉆等約束要求,進(jìn)一步劃分套管層次,確定套管的下深。龍崗西部地區(qū)井身結(jié)構(gòu)的必封點(diǎn)共有5個,合理的套管層次為6層,因此目前的5層常規(guī)方案需要拓展,其中套管層次劃分、必封點(diǎn)分析和各層套管的下深原則見表2。2.3加大井身結(jié)構(gòu)的方案由于傳統(tǒng)?508mm(20in)—?339.73mm(13.375in)—?244.48mm(9.625in)—?177.8mm(7in)—?127mm(5in)的5層套管程序與相應(yīng)的井身結(jié)構(gòu)不能滿足三高氣井復(fù)雜壓力層系和超深鉆井的要求。因此,在深井和超深井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)中,完全采用現(xiàn)有API標(biāo)準(zhǔn)的套管尺寸系列難以滿足增加套管層次的需要。而若增加使用?914.4mm(36in)套管作為表層的第6層結(jié)構(gòu),鉆井成本又大幅度提升,在經(jīng)濟(jì)上不可行。采用非常規(guī)套管結(jié)構(gòu)來優(yōu)化套管層次,該方案保持了生產(chǎn)套管和表層套管的尺寸(表3、圖2),采用?508mm(20in)—?365.13mm(14.375in)—?273.05mm(10.75in)—?219.08mm(8.625in)—?168.28mm(6.625)—?114.3mm(4.5in)的6層結(jié)構(gòu),基本上滿足了增加套管層次與合理分配套管環(huán)空間隙的要求,且現(xiàn)場施工的難度較小。此外,針對鉆井中地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)具有不確定性,各井橫向壓力系數(shù)差別大等特點(diǎn),提出了有彈性的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案。按照高壓出現(xiàn)的情況進(jìn)行設(shè)計(jì),保障套管層次并儲備一層。現(xiàn)場施工中若出現(xiàn)預(yù)期的高壓,則按照設(shè)計(jì)的井身結(jié)構(gòu)方案執(zhí)行,若沒有出現(xiàn)預(yù)期的高壓,則不下生產(chǎn)尾管,省去最內(nèi)層的?114.3mm套管。通過對非常規(guī)套管程序與相應(yīng)井身結(jié)構(gòu)的研究,進(jìn)一步采用API標(biāo)準(zhǔn)非常規(guī)套管和非API標(biāo)準(zhǔn)套管相結(jié)合的井身結(jié)構(gòu)方案,使井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)更具靈活性,增加了可用套管層次,并增強(qiáng)了應(yīng)對地質(zhì)與工程風(fēng)險(xiǎn)的能力,提高鉆井工程質(zhì)量,對四川地區(qū)復(fù)雜地質(zhì)條件下深井、超深井鉆井整體效益的提升具有重要意義。2.4井眼抽吸壓力和激光條件在龍崗地區(qū)非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案中,由于下部的三層結(jié)構(gòu)采用非常規(guī)套管層次,井眼環(huán)空間隙相對較小,容易導(dǎo)致施工過程中抽吸壓力和激動壓力過大,從而引起鉆井過程中其他復(fù)雜情況,因此需要進(jìn)行壓力計(jì)算校核。將數(shù)據(jù)通過DrillBench軟件計(jì)算得到四開?241.3mm井眼的抽吸壓力系數(shù)和激動壓力系數(shù)都為0.03,起鉆時抽吸作用下井眼內(nèi)鉆井液循環(huán)當(dāng)量密度(ECD)的變化曲線見圖3(a),下鉆壓力激動作用下井眼內(nèi)ECD的變化曲線見圖3(b)。五開?190.5mm井眼的抽吸壓力系數(shù)和激動壓力系數(shù)分別為0.016和0.045,起鉆時抽吸作用下井眼內(nèi)ECD的變化曲線見圖4(a),下鉆時激動作用下井眼內(nèi)ECD的變化曲線見圖4(b)。六開?140mm井眼的抽吸壓力系數(shù)和激動壓力系數(shù)分別為0.045和0.058。起鉆時抽吸作用下井眼內(nèi)ECD的變化曲線見圖5(a),下鉆時激動作用下井眼內(nèi)ECD的變化曲線見圖5(b)。3現(xiàn)場應(yīng)用效果非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)技術(shù)自2008年開始已經(jīng)成功應(yīng)用了4口井,全部在龍崗西部地區(qū)超深井中,平均完鉆井深6962.75m,平均鉆井周期398.76d?；俱@井技術(shù)指標(biāo)見表4,四口井采用的非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)方案見表5。各井在須家河組都鉆遇了含CO2的高壓氣層,其中龍崗62井在須家河組氣層壓力系數(shù)達(dá)到2.35～2.40,實(shí)際使用鉆井液密度達(dá)到2.54g/cm3才能平衡壓力。龍崗62井在飛仙關(guān)組鉆遇高含硫化氫的氣層,壓力系數(shù)達(dá)到1.9～2.0,使用鉆井液密度達(dá)到2.18g/cm3。長興組的儲層壓力也有較大變化,龍崗68井長興組儲層壓力系數(shù)為1.25～1.30,使用鉆井液密度1.43g/cm3;龍崗63井和龍崗61井長興組儲層壓力系數(shù)達(dá)到1.65,實(shí)際使用鉆井液密度為1.80g/cm3;龍崗62井長興組儲層壓力系數(shù)為1.42,實(shí)際使用鉆井液密度1.57g/cm3。由于采用了6層套管結(jié)構(gòu),各井提高了地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)的應(yīng)對能力,在鉆井過程中避免了溢流和漏失同層等嚴(yán)重復(fù)雜情況的發(fā)生,有效地保障了鉆井安全。在現(xiàn)場施工過程中,各井在上部地層都采用了氣體鉆井,氣體鉆井所占的最大進(jìn)尺比例超過50%,有效地提高了鉆井速度。在下部三層窄環(huán)空間隙采用了模擬下套管技術(shù),保障了下套管作業(yè)的安全。同時采用旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù),使窄間隙下的固井質(zhì)量也得到了保障。這些配套措施的使用進(jìn)一步促進(jìn)了非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法在超深井鉆井中的應(yīng)用。此外,在目前已完鉆的4口井中,龍崗62井完成了試油作業(yè),其于2009年10月24日開鉆,2010年10月3日完鉆,完鉆井深6578m,完鉆層位為長興組。2010年10月23日對長興組裸眼段6360.8～6480.0m(6個氣層段和6個差氣層段)采用260m3質(zhì)量濃度為23.62%的轉(zhuǎn)向酸進(jìn)行酸化測試聯(lián)作施工。1號測試管線折氣產(chǎn)量為67.04×104m3/d,2號測試管線折氣產(chǎn)量為30.82×104m3/d,硫化氫含量為83.8g/m3。龍崗62井長興組獲得的高產(chǎn)工業(yè)氣流,是繼劍門1井長興組后龍崗西區(qū)區(qū)塊的又一重要發(fā)現(xiàn),推動了龍崗區(qū)塊勘探開發(fā)的進(jìn)程,并使非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)得以進(jìn)一步推廣和應(yīng)用。4超深氣井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案通過分析龍崗西部地區(qū)海相碳酸鹽儲層在復(fù)雜壓力層系下鉆井所面臨的挑戰(zhàn)以及使用常規(guī)井身結(jié)構(gòu)的局限性,研究了井身結(jié)構(gòu)的必封點(diǎn),同時結(jié)合地層的具體情況,設(shè)計(jì)了龍崗