厄瓜多尔 Parahuacu油田井身结构优化与应用

发布时间：2022-02-08

　　摘要：井身结构优化设计不仅关系到钻井施工的安全顺利，而且还关系到钻井成本。厄瓜多尔Parahuacu油田由于地层比较新，稳定性差，垮塌严重，容易出现井下复杂甚至事故，而油田北部Basal Tena层属于高压油藏，存在较高的井控风险，给钻探工作带来了诸多困难和挑战，同时对井身结构设计和优化提出了较高的要求。文章简要分析了该油田的地质复杂情况及工程钻井技术难点，结合之前的钻井工程实践，综合考虑各种因素，在保证钻井安全的前提下，对井身结构进行了优化、简化，提出了P油田井身结构优化方案，并在该地区进行了推广应用，大幅缩短了钻井周期，提高了钻井速度，取得了较好的应用效果，提高了油田开发的综合效益。

　　关键词：厄瓜多尔; Parahuacu油田;井身结构;优化设计

　　0 引言

　　厄瓜多尔Parahuacu油田(简称P油田)位于厄瓜多尔东部，区块内的勘探开发以定向井和直井为主，在早期开发过程中，存在钻井周期长，井下复杂多，时效低下，因此对前期钻井失利的原因进行分析，正确认识P油田的地质特征，有针对性地优化井身结构设计，能够最大限度地避免钻井过程中的复杂事故的发生，保证各项钻井作业能够安全顺利实施，提高钻井速度，缩短钻井周期，又能大幅度地减少钻井费用。优化后的井身结构在多口井进行了应用，取得了较好的效果。

　　1 主要地质特征和钻井难点分析

　　1.1 主要地质特

　　征厄瓜多尔P油田处于南美奥连特盆地中北部，属典型的海相环境沉积，地层由变质岩基底和沉积充填两套大的层序构成，其沉积地层从下到上分为3部分：前白垩系变质岩沉积层，与上覆地层呈不整合接触，其上是陆相、浅海相交互的白垩纪沉积层及后白垩纪陆相前陆地层，从上到下主要由晚第三系及第三系的 Chalcana、Orteguaza、Tiyuyacu、Tena地层和白垩系的 Napo地层，该地区地层新，沉积时间短，欠压实，成岩性差，胶结疏松，井壁稳定性较差，页岩夹层较多，砾石层可钻性差。在钻井过程中，极易发生由于地层复杂引发的卡钻等井下复杂事故，特别是Chalcana层和Orteguaza层，是该油田钻井施工的重点和难点，该区间的井眼普遍偏大，导致携砂困难，电测遇阻，及套管下不到位等复杂，而油田北部Basal Tena层为高压油藏，存在较高的井控风险。

　　1.2 钻井技术难点

　　(1)上部的Chalcana和Orteguaza地层存在高缩径和垮塌风险的大段泥岩和页岩，吸水性强，分散度高，造浆严重，钻井过程中很容易发生井壁垮塌和钻头泥包，同时，北部区块存在较厚的砾石层和频繁的煤岩夹层，导致表层上部层位机械钻速较低，而下部多套的脆性煤岩夹层，增大井下坍塌卡钻风险。

　　(2)Tiyuyacu地层存在大段砾岩层，研磨性强，可钻性差，对地层压力敏感，是井壁失稳，遇阻的高发地层，该段井眼缩径严重，易坍塌，且坍塌掉块大，井眼清洁困难，容易造成复杂甚至是卡钻的风险。在高速钻进时，易造成PDC钻头的损坏和定向工具的磨损，主要为螺杆扶正器衬套或旋转导向推靠装置的磨损，PDC钻头保径齿的破坏，因此，为保护PDC钻头和定向工具，一般做法是通过降低钻进参数，但导致机械钻速低。

　　(3)油田不同区域储层压力差异大，油田中部该层位属于低压油藏，北部的Basal Tena地层压力系数为1.366，属于高压油藏，储层类型为中低孔、中高渗类型，南部区域开发程度低，油藏压力保持良好，接近原始地层压力，在北部和南部钻井井控风险增大，有一定井喷风险。如果与Napo组的两套低压油藏同存，会存在高钻井液密度污染损害Napo组储层的情况，并且容易诱发上喷下漏的问题，需要有针对性的调整井身结构。

　　(4)Napo组下部有多套含油砂岩，该层段页岩、灰岩和砂岩交替发育，页岩具有裂缝发育，松散破碎，容易垮塌，产层砂岩孔隙度大，渗透性高，井壁容易堆积较厚泥饼，容易发生压差卡钻。

　　(5)Napo、Hollin地层含高岭石层段的岩石极易水化膨胀，造成井眼缩径失稳，因此，在下入尾管过程中，存在下入困难，甚至未下到预定位置的情况，造成井下风险增高、钻井周期增长等不利。

　　2 井身结构优化设计

　　2.1 地层必封点确定

　　根据P油田地质工程特点，结合油田开发需求，参考目前相关工艺技术水平，加上对同区已钻直井、定向井的实钻情况进行研究，分析得出本区块纵向上存在三个必封点：

　　(1)必封点1：井深10～50m左右。地表浅层疏松，易窜漏，若长时间浸泡，还可能出现垮塌，造成钻机底座不平稳等风险。

　　(2)必封点2：Tiyuyacu组上部。一方面，上部第三系地层新，欠压实，存在大段泥岩和页岩，易水化膨胀，井壁稳定性差;另一方面，虽然上部泥、页岩层和下部大段砾石层防塌需求高，但二者防塌机理不同，钻井液性能差异大。因此，将必封点设在 Tiyuyacu组上部，以适时封隔晚第三系高水敏性垮塌层。

　　(3)必封点3：Napo组上部。Tiyuyacu组砾岩层，易井壁失稳、坍塌，Tena组大段泥页岩层段缩径严重，套管必须封隔易出现复杂的地层。其次是在油田部分区域Basal Tena油层地层压力较高，与下部Napo组低压油层Ti和Ui层的压力相差较大，不利于主力油层的储层保护，不过，当Basal Tena和Ti及Ui地层压力相差相对较小、钻井施工难度小等条件合适的情况下，必封点3 的位置可考虑适当上移。

　　2.2 井身结构现状

　　P油田地质情况复杂，于20世纪60年代发现并开始勘探开发，2001—2003年中方在P油田开展了为期两年的钻井工程总包技术服务工作，在近40年的开发过程中，由于对油田地质认识和技术手段的限制，钻井施工作业中多次出现遇阻、遇卡等复杂情况，甚至是卡钻事故，导致钻井生产时效低下、钻井周期长、效益差等问题。在P油田前期钻井施工中主要采用三开和二开两种井身结构。

　　定向井采用的是三开井身结构为：Φ339.7mm表层套管下到进入Orteguaza层30m左右的位置，封固上部的Chalcana层易缩径和坍塌的泥岩和页岩，Φ244.5mm的技术套管下到离Tena 层底部30m左右的位置，封固Tiyuyacu层易坍塌砾岩层，以及 Tena层缩径严重泥页岩层段，Φ177.8mm的尾管下至设计井深，封固产层。

　　直井采用的是二开井身结构为：Φ273mm表层套管封固第三系Arajuno层以上不稳定地层，Φ177.8mm的生产套管下至设计井深，封固产层。

　　2.3 井身结构优化过程

　　根据P油田不同区块的地质特征，充分分析工程施工难度，综合考虑套管的层次和下深，以及经济效益，根据所钻井的井型特点，对定向井、直井井身结构进行优化设计。

　　(1)优化套管层次。随着对P油田地质特征的进一步了解，对潜在的钻井风险、事故和复杂情况的掌握，以及厄瓜多尔钻井工艺技术不断完善，高性能的钻井液体系能有效保障井壁的稳定，由于中部区块开发时间长，地层压力小，结合剖面优化技术，可将该区块内的小位移定向井三开井身结构优化为二开，同时对各层次套管的下入深度进行合理的调整。之前二开井深结构表层套管下深在第三系Arajuno层，钻进Orteguaza地层泥岩和页岩段时易引起井下复杂问题。由于表层钻进机械钻速较高，可以以高机械钻速快速通过Orteguaza页岩段，不会造成第三系及Orteguaza地层易水化膨胀及垮塌段暴露时间过长，因此可以将表层套管优化为下到Tiyuyacu顶部，封隔上部复杂井段。

　　(2)优化套管尺寸。优化套管尺寸是在原二开井身结构中开展，将表层套管优化为Φ244.5mm，减小井眼尺寸，降低大井眼尺寸钻进过程中的造斜困难，井眼轨迹控制难等问题带来的风险。

　　(3)优化套管下深。将原三开井身结构表层套管下深优化到进入Tiyuyacu顶部5m左右，在Basal Tena油层压力较高的区块，将技术套管下深优化至Napo层的M1与M2之间，封固Basal Tena高压油层，有利于主力油层的储层保护，当Basal Tena和Ti 及Ui地层压力相差相对较小时，将技术套管下深优化至Basal Tena之上。

　　2.4 井身结构优化方案

　　根据前面的分析，结合已钻井的实钻资料，通过多井的顺利完井，在P油田主要采用二开和三开井身结构。

　　对于开采时间长、地层压力相对较小、地质情况清楚区块的直井和水平位移小、井斜小的定向井，井身结构设计使用二开结构，套管系列为：一开Φ244.5mm表层套管下至Tiyuyacu层里5m，二开Φ177.8mm的生产套管下至设计井深，生产套管固井，射孔完井。

　　对于Basal Tena油层压力高区块的定向井，井身结构设计采用的是三开结构，套管系列为：一开Φ339.7mm表层套管下到进入Tiyuyacu层5m的位置，二开Φ244.5mm的技术套管下到 Napo层M1与M2之间的位置，三开Φ177.8mm的尾管下至设计井深，生产套管固井，射孔完井。

　　对于当Basal Tena和Ti及Ui地层压力相差相对较小区块的定向井，井身结构设计采用的是三开结构，套管系列为：一开Φ339.7mm表层套管下到进入Tiyuyacu层5m的位置，二开 Φ244.5mm的技术套管下到Basal Tena之上，三开Φ177.8mm的尾管下至设计井深，生产套管固井，射孔完井。

　　3 现场应用效果

　　(1)优化后的二开井身结构主要应用于P油田中部，在P-X 井得以应用，取得了较好的效果，相比于之前的三开和二开井身结构，机械钻速显著提高，全井平均机械钻速提高了近20%，钻井周期缩短了8d，实现了安全快速钻进，钻井过程中井壁稳定，井下安全、起下钻和下套管顺利，通过优化套管层次和尺寸，减少了一层套管下入，节省了大尺寸套管的下入，降低了套管费用。

　　(2)优化后的三开井身结构主要在P油田北部和中部进行了应用，现场试验了5口井，均顺利完钻，下套管顺利，和之前完钻的三开井身结构井相比，机械钻速显著提高，钻井周期不断缩短，平均机械钻速提高了近22%，平均钻井周期缩短了约25%。

　　4 结语

　　(1)形成了一套针对P油田不同区块和不同井型的井身结构优化方案，明显提高了P油田的钻井速度，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，为P油田的高效开发提供了有力的保障。

　　(2)优化后的井身结构方案既能够满足钻井工程需要，又能满足固井、电测等后续完井作业和油层评价的需要。

　　(3)将井身结构简化为二开井身结构，不仅可以满足不稳定地层的有效封隔，而且减少一开次钻进作业和一层套管的下入程序，提高了作业效率。

　　(4)P油田地质条件复杂，钻探要求高，施工难度大，在工程设计过程中，应充分考虑地质分层、地层压力、油气层位置、固井质量、钻井液性能等因素，对已钻井的井身结构进行进一步的筛选和优化，得出更加合理的方案。——论文作者：周雄兵1，2 雷江1，2 王国庆1，2