张海山 曹 磊 宫吉泽 李舜水

(中海石油(中国)有限公司上海分公司 上海 200030)

张海山，曹磊，宫吉泽，等.海上单通道井钻完井技术研究及应用［J］.中国海上油气，2015，27(5)：88-92.

东海平北地区断块发育，近年来在该地区发现了一大批具有油气储量小、油藏丰度低、单井产能低等特点的边际油气田。开发上述边际油气田须布置较多的生产井，应用常规的钻完井技术难以达到经济开发要求。单通道井一般采用小的井眼尺寸、简化的井身结构及生产管柱设计，消耗材料少、占用钻机时间少，能最大限度降低钻完井费用，可实现经济开发此类边际油气田［1-3］。国内外已有多个地区成功应用单通道井钻完井技术并取得了显著经济效益，如泰国湾地区、卡塔尔North气田、中国长庆苏里格气田和中国松南地区后五家户气田等［4］。从应用情况来看，单通道井钻完井技术一般应用于气田，特别是具有产能低、井壁稳定性好、无须防砂的气田［4］。国内海上油气田开发仅有部分油气田采用小井眼侧钻工艺，尚未应用单通道井钻完井技术［5］。因此，研究单通道井钻完井技术对经济开发海上中小型油气田和边际油气田有着重要意义。本文以东海某油气田开发为例，结合海上钻完井技术，从井身结构设计、油套管一体化管柱工艺技术、固井生产管柱清洁控制技术、小尺寸深穿透射孔技术等方面开展研究，形成了一套海上单通道井钻完井技术，大幅降低了作业成本，可为类似中小型油气田和边际油气田开发提供借鉴。

1 单通道井钻完井技术难点

单通道井钻完井技术的主要难点表现在：

1)单通道井井身结构设计要求高，须综合评估缩小井眼尺寸后对井壁稳定、机械钻速、气井产能和工期费用等的影响规律。

2)单通道井通径尺寸较小(一般不大于76 mm)，射孔作业易发生阻挂，小尺寸管柱通径要求较高，海上常规井下工具和管柱内径不统一，因此须改进井下工具，设计安全经济的单通道井完井管柱。

3)单通道井固井小尺寸管柱难以刮管，管柱内壁清洁要求较高；小井眼固井水泥浆量较小，顶替量不易控制；水泥浆附加量和计算量存在误差，控制难度大，需从固井设计、工具和施工工艺等方面进行改进，确保管柱内壁清洁，保障射孔作业的顺利。

4)单通道井仅能使用小直径射孔器进行射孔完井，而国内现有小直径射孔器存在射孔穿深不足、射孔效果不确定等问题，将影响单通道井的产能，因此须研制新型射孔器，满足小尺寸管柱射孔要求。

2 关键技术和工艺措施

2.1 单通道井井身结构设计技术

2.1.1 井眼尺寸敏感性分析

1)井眼尺寸对井壁稳定的影响规律。随着井眼直径的减小，其所对应的坍塌压力降低而破裂压力增加，井壁稳定性变好。井壁稳定性变化幅度与井眼尺寸变化不成正比，井眼越小，变化幅度越大［6-7］。因此，应用单通道井井身结构不会引起钻井井壁不稳定，更有利于作业安全。图1给出了东海某井4 000 m井深处坍塌压力随井眼尺寸的变化规律，可以看出井眼尺寸为 φ311.2、φ215.9、φ152.4 mm时，井眼坍塌压力分别为 1.29、1.26、1.17 g/cm3，即随着井眼尺寸的减小，坍塌压力明显降低，井壁稳定性增强。

图1 东海某井4000m井深处坍塌压力随井眼尺寸的变化规律Fig.1 Collapse pressure changing w ith the hole size of a well at 4 000 m depth in East China Sea

2)井眼尺寸对机械钻速的影响规律。通过统计东海已钻井井史资料，结合该地区地层可钻性预测结果，并将根据海洋油气田岩样试验得到的地层可钻性系数与声波时差的关系(即式(1))代入通用钻速方程公式［8］(即式(2))，对单通道井与常规井各井段机械钻速进行了对比，结果显示当井眼尺寸由 φ444.5 mm+φ311.15 mm+φ215.9 mm 缩小为φ311.15 mm+φ215.9 mm+φ152.4 mm 后，一开钻速与二开钻速可分别增加73.73%和69.77%，而三开钻速将下降36.55%。三开钻速下降的原因是小井眼钻井环空间隙小，小尺寸钻具强度较低，排量、钻压、转速、扭矩等钻井参数都受到很大限制，导致φ152.4 mm井眼钻速比φ215.9 mm井眼降低。考虑到各井段的长度，改成单通道井井身结构后，总体

式(1)、(2)中：Kd为地层可钻性系数；Δtp为声波时差，μs/m；v为机械钻速，m/h；A为钻压指数，A=0.536 6+0.199 3Kd；B为转速指数，B=0.925 0-0.037 5Kd；C为地层水力指数，C=0.701 1-0.056 82Kd；D为钻井液密度系数，D=0.976 73Kd-7.270 3；w为比钻压，kN/cm2；n为转速，r/min；H为有效钻头比水功率，kW/cm2；ρ为实际或设计钻井液密度，g/cm3。

3)井眼尺寸对气井产能的影响规律。小井眼产能与常规井眼产能的比值可以反映小井眼产能下降的程度。以东海某气田储层为基础，建立均质气藏单井模型，模拟参数为：渗透率为40 mD，孔隙度为10%，前3年气井定产量生产，3年后产量递减。在相同工作制度下，分别对井眼尺寸为φ215.9 mm和φ152.4 mm的气井产量进行了模拟，结果显示当井眼尺寸由φ215.9 mm缩小为φ152.4 mm后，对产量的影响仅减少4%左右，并且生产后期随着产量的递减，井眼尺寸对产量几乎无影响。

4)井眼尺寸对钻井材料费用的影响规律。当单通道井井身结构由φ444.50mm井眼×φ339.72mm套管+φ311.15 mm井眼×φ244.48 mm套管+φ215.90 mm井眼×φ177.80 mm套管变为φ311.15 mm井眼×φ244.48mm套管+φ215.90mm井眼×φ177.80mm套管+φ152.40 mm井眼 ×φ88.90 mm套管后，一开套管质量每米减少30%、井筒容积每米减少50%、套管环空容积每米减少55%，二开套管质量每米减少38%、井筒容积每米减少51%、套管环空容积每米减少60%，三开套管质量每米减少68%、井筒容积每米减少50%，整个钻完井过程中所需的套管、钻完井液及固井材料将大幅度减少，作业成本随之大幅降低。

2.1.2 单通道井井身结构设计

基于上述井眼尺寸对井壁稳定、机械钻速、油气井产能及钻井材料费用等影响规律的研究认识，当井眼尺寸由 φ444.50 mm+φ311.15 mm+φ215.90 mm缩小为φ311.15 mm+φ215.90 mm+φ152.40 mm后，可以提高钻井速度，节省油套管、上可提高机械钻速。钻井液及固井水泥浆等材料，大幅降低钻井工期和费用。因此，在综合考虑东海某油气田地层情况的条件下，设计了我国海上首个单通道井的井身结构，如图2所示。

图2 东海某单通道井的井身结构图Fig.2 A monobore well casing program in East China Sea

2.2 单通道井油套管一体化管柱工艺技术

应用单通道井钻完井技术可以实现油管兼作生产套管的油套管一体化。单通道井生产管柱的下入可分2种方式：一趟下入式单通道井生产管柱，即将管柱一趟下入后直接固井，其特点是须使用可固井式井下安全阀等井下工具，固井后可靠性不太确定，且均为国外专利产品，价格高、供货周期长；两趟下入式单通道井生产管柱(图3)，即先将下部管柱作为尾管下入并进行尾管固井作业，之后回接上部管柱，其特点是选用常规井下工具，无须考虑固井水泥浆对工具的影响，作业安全、可靠，并可在上部生产管柱联接气举工作筒等工具。因此，综合考虑作业安全和经济效益，东海某单通道井采用两趟下入式生产管柱。

图3 两趟下入式单通道井一体化管柱图Fig.3 A monobore well completion string w ith two trips

同时，为保障射孔作业安全，将回接密封总成和井下安全阀扩径以保证生产管柱全通径，并设计上部生产管柱插入特殊引鞋以防止射孔枪阻挂等，保障电缆起下射孔枪的作业安全。

根据上述分析，设计出了我国海上第1口单通道井生产管柱，如图4所示。

图4 东海某单通道井管柱图Fig.4 A monobore well com pletion string in East China Sea

2.3 单通道井固井生产管柱清洁控制技术

针对小尺寸管柱难以刮管和射孔作业对生产管柱内壁清洁要求高的难题，进行了针对性的技术改进，多举措防止水泥浆上返过高而倒灌入尾管挂，确保管柱内壁清洁，保障射孔作业的顺利，具体措施如下：

1)分析水泥浆附加量和计量误差，设计加长尾管重叠段(增加至400 m)，防止水泥浆上返过高倒灌入尾管挂内，避免造成水泥浆残留而导致射孔枪无法下入。

2)优选射孔液和海水作为顶替液，并应用可变径胶塞，确保进入管柱内的为无固相液体，同时保证顶替效果。

3)改进顶替作业方式和流程，全程使用排量易控制的固井泵顶替，精确控制顶替量；设计可接顶驱的井口水泥头，应用专用管线顶替，实现注水泥浆和顶替采用不同管线，使固井顶塞以上无水泥浆残留。

4)改变传统的单一计量方式，使用泥浆池体积、固井水柜刻度、管线流量计等多途径多方法计量相互校正，精确计量水泥浆顶替量。

2.4 小尺寸深穿透射孔技术

由于单通道井通径较小(一般不大于76 mm)，仅能使用小直径射孔器进行射孔完井，而现有的小直径射孔器存在射孔穿深不足、射孔效果不确定的问题，将影响单通道井的产能。根据聚能射流破甲理论，对有枪身和无枪身射孔器进行对比，通过优化射孔枪和射孔弹设计方案，进行了单发射孔对比试验和整枪打靶验证，最终研制了枪身直径小、射孔弹穿透性高、射孔后本体膨胀量小的新型63型有枪身射孔器(表1)。该射孔器可满足过φ88.90 mm油管射孔深穿透、小空间安全作业等要求，可以提高φ88.90 mm套管的射孔效果。

表1 所研制的新型63型有枪身射孔器参数Table 1 Parameters of the new developed type-63 perforator w ith gun body

3 应用效果

海上单通道井钻完井技术在东海某单通道井成功进行了应用，与常规井相比，该井套管费用节省了34%，岩屑处理费、钻完井液费用减少了50%，固井水泥费用减少了43%，并且固井质量全优，钻井工期缩短4.2%，完井工期缩短44.78%，初期平均产量达到配产要求，经济效益明显。目前，海上单通道井钻完井技术已推广应用于东海西湖凹陷平北地区某气田的开发井作业，具有较好的推广应用价值。

［1］RANDELL B G.Monobore well design：utilizing technology to improve well［C］.SPE 154013，2012.

［2］ROBISON C E.Monobore completions for slim-hole wells［J］.Journal of Petroleum Technology，1994，46(9)：794-799.

［3］PEARSON CM，PETRASH D K，ZERNELL JT，et al.The use of slimhole drilling and monobore completions to reduce development costs at the Kuparuk River field［J］.SPE Drilling ＆ Completion，1999，14(3)：190-195.

［4］谢梅波.单通道钻完井技术及其在我国海上油气田应用的可行性［J］.中国海上油气，2005，17(2)：112-115.Xie Meibo.Monobore drilling and completion technique and feasibility of its application in oil and gas fields，offshore China［J］.China Offshore Oil and Gas，2005，17(2)：112-115.

［5］周建良，刘书杰，耿亚楠，等.单通道井钻完井技术在边际油田应用前景分析［J］.石油科技论坛，2012(4)：13-17.Zhou Jianliang，Liu Shujie，Geng Yanan，et al.Prospect analysis about application ofmonobore drilling＆completion and inmarginal oilfields［J］.Oil Forum，2012(4)：13-17.

［6］陈朝伟，周英操，申瑞臣，等.考虑岩石尺寸效应的井壁稳定性分析［J］.石油钻探技术，2009，37(3)：38-40.Chen Zhaowei，Zhou Yingcao，Shen Ruichen，etal.Wellbore stability analysis considering rock size effects［J］.Petroleum Drilling Techniques，2009，37(3)：38-40.

［7］林海，伍葳.井眼尺寸对井壁稳定性影响研究［J］.科学技术与工程，2013(18)：5308-5311.Lin Hai，Wu Wei.Study on the effect of the hole size on wellbore stability［J］.Science Technology and Engineering，2013(18)：5308-5311.

［8］《钻井手册(甲方)》编委会.钻井手册(甲方)［M］.北京：石油工业出版社，1990.Drilling Manual Editorial Committee.Drilling Manual［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，1990.