油氣田進(jìn)入中后期開發(fā)階段后，長期持續(xù)開采造成油水井井筒結(jié)構(gòu)老化、地層物性改變，多數(shù)老舊生產(chǎn)井陸續(xù)出現(xiàn)套管變形、井下落物、層間竄通、地層壓力失衡等病害，導(dǎo)致剩余油難以動用、單井產(chǎn)能持續(xù)遞減。常規(guī)沖砂、補孔、堵水等修井工藝治理效果有限，無法徹底解決老舊井低效生產(chǎn)問題。定向側(cè)鉆是老井盤活剩余儲量、提質(zhì)增效的重要工藝，可依托原有井筒開窗造斜，規(guī)避破損井段，精準(zhǔn)挖掘剩余油富集區(qū)。但老舊油田井筒工況復(fù)雜、歷史資料不完善、地層條件多變，傳統(tǒng)側(cè)鉆工藝適配性不足、隱患多、施工效率偏低。
勝利油田井下作業(yè)管理中心外創(chuàng)項目組結(jié)合土庫曼斯坦油田現(xiàn)場施工實際難題，系統(tǒng)梳理施工難點、迭代完善施工工藝、落地多井現(xiàn)場應(yīng)用，形成一套成熟完善的老井定向側(cè)鉆優(yōu)化技術(shù)體系。該方案有效提升了老舊井側(cè)鉆施工質(zhì)量與作業(yè)效率，顯著改善老井生產(chǎn)效益，不僅為土庫曼斯坦油田老井改造穩(wěn)產(chǎn)增效提供了堅實技術(shù)支撐，也為勝利油田外創(chuàng)市場項目創(chuàng)造了良好的經(jīng)濟(jì)效益，樹立了優(yōu)質(zhì)的國際工程品牌形象。
老井定向側(cè)鉆現(xiàn)場施工主要難點
老舊井筒病害復(fù)雜，前期治理難度大。長期服役的生產(chǎn)井歷經(jīng)多次射孔、注灰、大修作業(yè)，井筒完整性普遍破損，各類病害疊加頻發(fā)，大幅增加側(cè)鉆前期治理難度。192井存在套管縮徑問題，嚴(yán)重制約通井、磨銑作業(yè)；1340井井下存在復(fù)雜落物，常規(guī)打撈難以徹底處置；1423井井筒漏點零散發(fā)育，需反復(fù)試壓封堵；1595井堆積大量修井廢渣與蠟質(zhì)雜質(zhì)。多樣井筒缺陷導(dǎo)致預(yù)處理工序繁瑣、施工周期不可控，極易造成整體工期延誤，是老井定向側(cè)鉆施工的首要難點。
雙層套管開窗施工風(fēng)險高、成功率低。區(qū)塊老舊井普遍采用雙層套管結(jié)構(gòu)，定向側(cè)鉆需穿透兩層套管，施工容錯空間極小，開窗質(zhì)量直接決定后續(xù)鉆進(jìn)成敗。受長期地層應(yīng)力擠壓與地下水腐蝕影響，套管壁厚不均、局部老化破損，整體結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性大幅下降。其中192井缺乏完整固井檢測資料，開窗井段選取無精準(zhǔn)數(shù)據(jù)支撐，施工盲目性較強。同時井下套管接箍分布密集，參數(shù)把控不當(dāng)易出現(xiàn)銑錐打滑、窗口不規(guī)整、外層套管損傷等問題。1423井、1340井應(yīng)用傳統(tǒng)工藝施工時，常出現(xiàn)套管竄漏、井壁破損等隱患，開窗一次成功率較低，返工整改問題較為突出。
井眼軌跡控制精度難以保障。區(qū)域老舊井投產(chǎn)年代久遠(yuǎn)，原始井斜、方位及井眼軌道等施工資料殘缺失真，無法為定向側(cè)鉆設(shè)計提供精準(zhǔn)數(shù)據(jù)支撐，極大增加軌跡調(diào)控難度。其中1340井、1382井關(guān)鍵軌跡參數(shù)缺失，前期軌道設(shè)計只能依托現(xiàn)場估算，存在較大偏差。1382井為深井小井眼結(jié)構(gòu)，造斜段短、軌跡調(diào)整余量小，施工中易受地層各向異性、鉆具參數(shù)波動影響，出現(xiàn)井斜、方位超差等問題。傳統(tǒng)粗放的調(diào)控方式精度不足，極易引發(fā)井眼畸形、靶點脫靶，難以滿足老井精準(zhǔn)中靶的施工標(biāo)準(zhǔn)。
地層工況復(fù)雜，井控與井壁穩(wěn)定性差。區(qū)塊儲層地層巖性復(fù)雜、壓力系統(tǒng)紊亂，不同井位地質(zhì)條件差異較大，整體井壁穩(wěn)定性差、井控管控難度高。192井、1340井發(fā)育大段水敏性黑粘土層，遇鉆井液易水化膨脹、坍塌縮徑，頻發(fā)井壁失穩(wěn)隱患。77井超深井存在高溫高壓工況，易造成鉆井液性能失效。536井高壓地層壓力系數(shù)高，壓井調(diào)控難度大，存在井涌、井噴風(fēng)險。同時536井、1595井多層射孔竄通、含水偏高，封堵治理難度大，極易誘發(fā)井下復(fù)雜故障，嚴(yán)重制約側(cè)鉆施工安全平穩(wěn)推進(jìn)。
老井定向側(cè)鉆施工優(yōu)化改進(jìn)措施
構(gòu)建一體化井筒預(yù)處理工藝體系。針對土庫曼斯坦油田老舊井井筒病害繁雜、結(jié)構(gòu)破損嚴(yán)重、預(yù)處理難度大的問題，項目組優(yōu)化構(gòu)建“精準(zhǔn)檢測、分類治理、試壓驗證”一體化井筒預(yù)處理工藝體系。施工前期依托電測成像、鉛模打印技術(shù)排查井下隱患，結(jié)合各井工況分類施策，完成77井、1340井落物清理，修復(fù)192井套管縮徑井段，治理1423井、536井、1595井漏失、竄層及高含水病害，全面改善井筒工況，為后續(xù)開窗與定向鉆進(jìn)施工平穩(wěn)開展筑牢基礎(chǔ)。
優(yōu)化雙層套管精準(zhǔn)開窗施工工藝。針對土庫曼斯坦油田老井雙層套管開窗容錯率低、易打滑、套管易損傷、窗口成型質(zhì)量差等施工難題，項目組對開窗工藝開展系統(tǒng)性優(yōu)化升級。通過配套復(fù)式銑錐、安全接頭與加重鉆桿組合工具，提升整體切削運行穩(wěn)定性。施工采用低鉆壓、中轉(zhuǎn)速、慢進(jìn)尺的標(biāo)準(zhǔn)化施工參數(shù)，有效規(guī)避銑錐打滑、套管破損等隱患。施工前依托電測資料優(yōu)選無接箍、固井質(zhì)量優(yōu)良的井段定點開窗，大幅提升開窗一次成功率與窗口規(guī)整度，切實提升雙層套管開窗施工質(zhì)量與作業(yè)安全水平。
升級高精度井眼軌跡調(diào)控技術(shù)。針對老舊井原始資料缺失、小井眼軌跡調(diào)整空間小、中靶精度不足的施工短板，項目組升級高精度井眼軌跡調(diào)控技術(shù)體系。優(yōu)化采用“增斜+穩(wěn)斜”簡約軌道剖面，縮短造斜段長度，降低軌跡調(diào)控難度。配套1.5°、1.75°大彎角螺桿鉆具，有效提升造斜效率，解決1382井深井小井眼造斜困難、軌跡滯后偏移問題。施工全程采用隨鉆測斜技術(shù)，動態(tài)監(jiān)測井斜與方位參數(shù)，實時修正軌跡偏差、微調(diào)施工參數(shù)，實現(xiàn)井眼軌跡精準(zhǔn)可控，有效保障各井定向中靶精度滿足設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)。
定制差異化鉆井液與井控防護(hù)體系。針對土庫曼斯坦油田地層巖性復(fù)雜、壓力紊亂、高低溫工況并存的難題，項目組定制差異化鉆井液體系與分級井控防護(hù)方案。針對192井、1340井膨脹地層，采用強抑制鉆井液穩(wěn)固井壁，杜絕坍塌縮徑問題；針對77井超深井高溫工況，配套抗高溫鉆井液體系，保障泥漿性能穩(wěn)定。針對536井高壓地層運用梯度壓井技術(shù)，平衡井筒壓力。同時升級成套井控裝置，建立實時壓力監(jiān)控機制，全方位防范井涌、井漏等風(fēng)險，有效提升現(xiàn)場施工安全保障能力。
現(xiàn)場典型井施工應(yīng)用
1423井是庫圖爾哲別油田重點老舊改造井，兼具雙層套管開窗難度大、井筒漏點多、中靶精度要求高等特點，是老井側(cè)鉆優(yōu)化改造的典型井。該井原始管柱服役時間長、結(jié)構(gòu)老化、密封性差，無法滿足側(cè)鉆施工及后期生產(chǎn)需求，圖1為1423井原井管柱結(jié)構(gòu)圖。原井采用分段管柱結(jié)構(gòu)，0~850.03m為73mm常規(guī)油管，1053~1705m為95mm尾管，整體承壓能力有限、固井完整性不足，長期生產(chǎn)后漏失問題突出。
圖1 1423井原井管柱結(jié)構(gòu)圖
依托優(yōu)化工藝完成側(cè)鉆施工后，對井筒管柱實施整體重構(gòu)升級，圖2為1423井完井管柱結(jié)構(gòu)圖。改造后采用高強度套管疊加重疊段加固結(jié)構(gòu)，0~1053m下入168mm油層套管，980~1709.77m下入95.25mm側(cè)鉆尾管，設(shè)置50m管柱重疊加固段，顯著提升井筒結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性與整體密封性能。該井施工過程平穩(wěn)順利，開窗一次成功，中靶半徑僅8m，優(yōu)于設(shè)計指標(biāo)，施工工期較計劃有所縮短，固井質(zhì)量與試壓全部達(dá)標(biāo)，改造后生產(chǎn)能力明顯提升。
圖2 1423井完井管柱結(jié)構(gòu)圖
192井、1340井屬于典型復(fù)雜病害老井，分別存在套管縮徑、井下落物、施工資料缺失等突出問題。依托一體化井筒預(yù)處理工藝，192井順利完成縮徑井段磨銑擴(kuò)徑，井筒通徑完全達(dá)標(biāo)，有效規(guī)避井壁坍塌風(fēng)險；1340井徹底清理井下落物，結(jié)合隨鉆監(jiān)測技術(shù)補齊軌跡參數(shù)，精準(zhǔn)完成定向鉆進(jìn)，中靶誤差控制在合理范圍。兩口井施工全程無卡鉆、漏失、坍塌等復(fù)雜情況，施工流程順暢，相較于傳統(tǒng)工藝施工質(zhì)量與效率明顯提升，有效解決了病害老井側(cè)鉆施工難題。
77井為各各蘭達(dá)克油田超深井，高溫高壓、井況復(fù)雜，依托抗高溫鉆井液體系與高標(biāo)準(zhǔn)井控管理，順利完成落物清理、開窗、定向鉆進(jìn)全流程作業(yè)，全程無井控隱患。536井采用梯度壓井技術(shù)平衡高壓地層壓力，有效杜絕井涌、井漏問題。1382井依托大彎角鉆具與全程隨鉆調(diào)控技術(shù)，解決小井眼軌跡偏移難題，造斜效率顯著提升。1595井通過分段封堵工藝有效治理高含水與層間竄通問題，改善井筒生產(chǎn)條件，實現(xiàn)低效老井復(fù)產(chǎn)增效，多井應(yīng)用均取得良好施工效果。
優(yōu)化后的定向側(cè)鉆技術(shù)從根本上解決了老舊井病害多、施工難、產(chǎn)能弱的問題，有效盤活零散剩余油儲量，提高老井采收率。改造后各井生產(chǎn)穩(wěn)定、含水可控，徹底改善低效無效生產(chǎn)狀態(tài)。同時工期縮短、零故障施工大幅降低修井、返工及隱患治理成本，顯著提升老井改造經(jīng)濟(jì)效益，為老舊油田穩(wěn)產(chǎn)增效、提質(zhì)降本提供有力技術(shù)支撐，具備良好的推廣應(yīng)用前景。
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