渤海老油田钻完井高效高产配套技术及其应用

王晓波，王菲菲，王翊民，魏辉龙，柳晓宇

1.中海石油（中国）有限公司 天津分公司（天津 300452）

2.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司（天津 300452）

渤海某油田已持续、高效开发近30 年，是中国海上存在的最老的现代化油田，经过长期开发开采，地层压力保持水平仍达97.0%，天然地层能量充足，表现出刚性水压驱动的特点[1]。目前，油田的地质储量采出程度达到42%，综合含水率87%，油田已经进入了“高含水、高采出程度”的双高阶段，剩余油分布呈“整体分散、局部富集”的特点，不满足整体开发的需求。2013 年5 月，油田储量复算通过国家储量评审办公室审查，为释放剩余油潜力，改善油田开发效果，弃井、老井槽再利用调整井作业成为油田后期提产提效的有效手段，渤海油田在2016年进行的调整井钻完井作业中，侧钻井的比例高达70%[2]。然而，由于平台生产时间长，修井机问题较多：①钻修机设备陈旧，作业风险大[3]；②隐患排查难度大，耗时长；③场地小，设备摆放受限；④甲板破旧，承重能力差；⑤间断性作业，作业人员不固定，能力参差不齐。为保证调整井作业能够安全顺利开展，渤海油田针对性地探索出一套适合老油田钻完井作业的高产高效技术，进一步对老油田进行深度挖潜。

1 技术简介

1.1 弃井作业提效新工具

改进型领眼磨鞋（图1）的主要特点[4]：

图1 改进型领眼磨鞋结构示意

1）满足强度及铺焊合金齿的要求，把刀翼厚度从原来的15 mm 左右降低至不超过10 mm，使翼板尽快消耗掉，露出新的合金，提高磨铣效率。

2）刀翼外侧厚度比内侧薄，外侧优先磨损，和套管接触面为“斜坡”，增加了接触面积，提高了稳定性和磨铣速度，“斜坡”接触面也有利于将磨活的套管接箍带出，提高作业效率。

3）优化选择磨鞋的尺寸，相对于套管接箍过赢1 mm左右，配合恰当尺寸的扶正器，避免环形槽出现。

4）对磨鞋下部的扶正部分优化设计，磨铣管柱尽量平稳。

5）采取可更换扶正器，根据套管磅级不同选用不同扶正器尺寸，增加磨铣稳定性。

6）合金齿的优化选择。选择硬度、抗冲击性能好的柱状、纽扣状取代块片状合金齿，提高切削磨铣效率。

改进后的领眼磨鞋，在弃井作业中磨铣效率显著提升（表1和表2），取得了很好的现场应用效果。

表1 Φ339.7 mm改进型领眼磨鞋使用效果对比

表2 Φ244.4 mm改进型领眼磨鞋使用效果对比

1.2 针对修井机配套钻井提效技术

1.2.1 旋转尾管下入技术

该油田调整井均为大斜度井或者水平井，井身结构优化可以降低钻井作业风险，但由于水平井存在井眼键槽及台阶、井眼轨迹复杂，导致尾管下入时容易出现遇阻或下不到位的问题[5]。并且老油田修井机提升能力和泥浆泵能力有限，如下套管过程中发生阻卡情况，处理困难。旋转尾管下入技术是在尾管下入过程中利用顶驱等设备驱动整个管串旋转，相较于常规下入技术，在上下活动管柱、辅助开泵冲洗基础上，增加“划眼”效果，配合高抗扭的尾管挂和可划眼浮鞋（图2），保证管柱到位。

图2 旋转下尾管划眼浮鞋

在管柱轴向静止状态时旋转管柱（图3）,F0的方向为圆周的切向,而当边下放边旋转管柱时,F0与圆周的切向形成一个夹角θ。其旋转扭矩的计算公式分别为:

式中:T0和Tv分别为轴向静止状态下旋转管柱和边下放边旋转管柱时的扭矩，N·m。

图3 旋转尾管时的受力分析

由于F0只与管柱作用在井壁上的压力和摩擦系数相关，因此边下放边旋转的旋转扭矩Tv小于轴向静止状态下的旋转扭矩T0。现场应用多口井的实践证明,遇阻后先上提管串5～10 m，确保管柱提活，缓慢下放，同时以5～10 r/min 的转速旋转，观察旋转扭矩较静止状态直接旋转的扭矩可降低35%以上，解阻效果良好。

1.2.2 无源测井技术

为了进一步明确储层、评价油水关系，获得地层渗透率、孔隙度等各个参数，需要进行测井作业，在测量中子、密度数据时一般需要使用化学源，作业风险高。随钻无源一体化测井技术，使用脉冲中子发生器代替化学源进行测井（图4），而且跟常规测井工具相比，所有的测井数据集中在钻头之上的12 m，具有更短的测井零长，有助于提供更加迅速的实时决策。

图4 无源测井工具串组合示意

该技术是唯一使用脉冲中子发生器的测井技术，无需安装放射性化学源，具有以下优点：

1）无需运输和存储放射性化学源。

2）杜绝了装卸放射性化学源相关的HSE风险。3）降低了钻井作业风险和人员作业的伤害。

1.2.3 无固相钻井液

老油田调整井作业，受限于老井井身结构，均是采用先临时弃井、后侧钻的方式，目的层均为裸眼井段。前期大多数裸眼井钻开储层过程中往往采用PRD（Protecting Reservior Drilling Fluid）无固相钻井液，完井过程中需加入破胶剂破胶，不仅增加作业时间，而且破胶后随着完井液漏失，存在一定程度的储层污染。EZFLOW钻开液是渤海油田新开发的免破胶钻开液，具有广谱封堵和承压能力强等特点，完井时仅需微小的生产压降就能清除（表3），完全避免了常规完钻泥浆对储层、筛管、砾石等的堵塞，具有很好的储保效果[6]，由于其具有较高的切力(循环均匀后，在钻进过程中维持YP＞11 Pa)，并且该体系具有较高的低剪切速率黏度(LSRV＞22 000 mPa·s)，在低泵速或停泵时有利于悬浮钻屑，提高井眼净化能力，有效地克服了在水平井或大斜度井段携砂困难、易形成岩屑床等问题[7]。

表3 EZFLOW无固相钻井液返排性能

EZFLOW体系技术思路：起到单向封堵作用，无土粉和重晶石，通过封堵颗粒的合理匹配，形成致密性超低渗透率滤饼，减少固液相对储层的伤害；强剪切稀释性，高剪切速率下有效破岩，低剪切速率下有效携带岩屑；最优化组合配方，形成特殊性泥饼，形成正向强封堵，反向易返排滤饼；较高的低剪切速率黏度有利于悬浮钻屑，提高井眼净化能力，有效防止大斜度段和水平井段岩屑床的形成。目前该体系已在渤海油田广泛使用，不仅最大程度地保护了储层，而且提高了作业效率，保证了油井质量。

1.3 针对修井机配套完井提效技术

1.3.1 采用多功能过滤器提高井筒清洁效率

储层保护是完井作业的重点和难点，完井液对储层的损害主要表现在以下几个方面：①敏感性；②完井液中固相对储层孔喉的堵塞；③完井液对地层渗透率的污染程度；④外界条件变化引起的其他伤害[8]。多功能过滤器是清理井筒固相的新工具（图5），通过起钻过程中循环通道关闭，可以实现回收井筒内悬浮碎屑，进一步保证井筒内的完井液清洁。

图5 多功能过滤器示意图

现场操作程序及工作原理：

1）组合下入井筒清洁管柱串。按照管柱表组合管串（从下至上）：215.9 mm（812"）牙轮钻头+刮管器+强磁+多功能井筒内碎屑过滤回收工具。

2）下钻过程中，受井底冲击压力及套挂壁摩擦力作用，多功能循环孔总成处于打开状态，可以防止激动压力过大。

3）在下钻至井底洗井时保持上下3 m 内活动（保证多功能循环孔打开），一方面防止井底激动压力过大，另一方面可以保证井底较大碎屑能够通过该工具大排量循环通道。

4）起钻过程中，受井筒内流体冲击压力及套管壁摩擦力作用，多功能循环孔关闭，此时多功能井筒内碎屑过滤回收工具可以彻底回收井筒内悬浮碎屑，保证井筒清洁度。

1.3.2 生产水作为完井液技术

油田开发时间长，完井过程中，常规隐形酸完井液体系使用海水配置，比重高，造成作业过程中漏失严重，对储层产生一定污染。为进一步提高储层保护效果，优选生产水作为完井液基液，降低完井液比重，同时对生产水与完井液配伍性进行试验，生产水与隐形酸完井液体系主要材料以及原油的配伍性较好（图6），且与原油分离速度较快，起到了高效储保作用。

图6 生产水作为完井液基液与原油配伍性实验

2 作业实践应用

1）修井机整体时效显著提高，具体统计见表4。2018 年累计完成弃井作业10 口，钻井作业9 口，作业井平均井深2 420 m。其中弃井作业累计节约工期48.15 d，钻井作业累计节约工期50.82 d，平均时效80.51%，远高于前期作业效率，说明多措并施之后，老油田修井机作业效率得到了显著提高（表4）。

2）产能恢复实现新高。2018年6口井产能得到释放，部分井远超配产，其中BX2 井产油达到249 m3/d，累计增油33.67×104m3。

表4 修井机历年作业井作业时效对比

3 结论

1）渤海地区部分油田开发生产时间长，配套修井机设备老旧，作业效率低，通过作业前针对性地考察调研，优选弃井、钻井、完井技术方案，一方面降低作业风险，提高作业效率；另一方面加强储层保护，保证钻完井质量，应用效果较好。

2）旋转下尾管技术对管串结构要求高，需要对井眼摩阻情况做定量分析，特别是大斜度井，更需进一步论证管串各部位物理参数，尤其是抗扭性能是否满足旋转下入的要求。

3）对于老平台修井机作业，无源测井技术依靠激发中子源测井，使用时需要通过密码、供电、排量、井底密度环境等多个参数激活，安全可靠，大幅降低了修井机测井作业风险。

4）多功能过滤器可以判断井筒清洁情况。主要是利用起钻时将循环通道关闭，回收井筒内悬浮碎屑，根据回收量判断井筒的清洁情况，若超过碎屑回收量80%时，需要考虑再次清洁井筒。

5）对于压力亏空的储层，可以在作业前进行地层配伍性实验，考虑使用地层生产水作为完井液的基液，降低完井液比重，减少井筒内的漏失，保护油气流通通道。