伊拉克M油田石油储量丰富, 储层发育两个体系, 第三系的Asmari层和白垩系的Mishrif层, 储层岩性以灰岩、白云岩和砂岩为主, 岩石强度高, 胶结较好, 孔隙度偏低, 属于中低孔低渗油藏, 地层温度和压力系统属于常规系统。前期开发生产井为直井, 自喷生产, 平均单井产量较高。随着油田的不断开发, 油井产量递减严重, 且含水上升较快, 部分油井不能自喷生产或达不到配产要求, 继续采用直井开发已不能满足高产量的需求。水平井在油藏开发过程中, 相比直井具有泄油面积大、产量高等优点, 在国内外得到了广泛的应用, 并且取得了显著的开发效果。为了实现该油田的高效开发, 决定采用水平井进行开发^[1]。

在初期水平井完井过程中, 基于对储层强度的初步认识, 决定采用水平井裸眼完井。以A1H井为例, 该井完井程序为:下入刮管器进行刮管作业, 用盐水顶替套管内泥浆; 下入自喷生产管柱。安装井口采油树后, 下入连续油管顶替裸眼段泥浆, 采用连续油管拖拽布酸的方式进行酸化作业。该井酸化作业中, 连续油管发生黏卡, 最终导致连续油管断裂落井。后续生产监测中, 发现该油井产量递减较快, 后续重新进行连续油管酸化作业时, 在水平段出现遇阻的情况, 判断井壁有失稳的情况。鉴于以上存在的问题, 说明这种完井方式不适用于该油田的开发。通过岩石强度分析和出砂分析, 重新选择合适的水平井完井方式, 达到了预期的效果。

1 岩石强度分析和出砂分析

该油田储层岩石强度相对较高, 但是水平井裸眼完井后, 在后期开采和增产措施作业中, 存在井壁失稳的现象, 分析主要原因是水井井段储层岩性变化较大, 部分井段胶结强度较弱, 后续生产压差的增大及酸化增产处理使岩石胶结程度进一步降低, 导致井壁稳定性变差^[2]。下面从声波时差和岩石强度分析两个方面进行理论研究。

1.1 声波时差分析

声波时差从一个侧面反映了地层的压实程度, 声波时差是声波纵波沿井剖面传播速度的倒数。声波时差越大, 胶结越疏松, 反之亦然。声波时差同岩石孔隙度也有良好的对应关系, 较小的声波时差值如164 μs/m代表了低孔隙度、坚硬、高密度的岩石; 较大的声波时差值如312 μs/ m代表了高孔隙度、松软、低密度岩石^[3]。通过声波测井, 可以得出该油田的岩石强度和出砂情况。经验表明在含砂岩油层的出砂声波门限值为:Δt < 312 μs/m, 为稳定砂岩; Δt > 345 μs/m为不稳定砂岩。

通过该油田测井数据, 对储层Asmari各小层进行计算分析, 声波时差Δt均小于230 μs/m; 储层Misrif各小层声波时差Δt均小于164 μs/m。因此从声波时差分析上可以看出, M油田岩石强度较高, 胶结较好, 不存在出砂风险。

1.2 岩石强度分析

根据M油田岩石强度力学测试数据, 岩石单轴抗压强度处于5.84~160.247 MPa, 范围波动较大, 岩石胶结强度处于弱胶结到高强胶结岩石, 主要是岩石局部天然裂缝、溶洞发育, 造成局部岩心单轴抗压强度较低^[4]。

沿用摩尔-库伦破坏准则, 对取样的岩石, 采用5T压力机对岩心进行单轴抗压强度测试, 同时考虑实际与理想岩心样本的差异, 主要体现在体积和几何尺寸上^[5], 标准岩心直径为2.5 cm或3.8 cm, 但实际取心柱塞长度常常发生偏差, 岩心长径比在1~3之间, 此时岩石尺寸效应对强度有明显影响, 因此要对岩心长径比按照公式进行强度值校正, 将非标准尺寸岩心测得的单轴抗压强度按照式(1)进行长径比校正, 得到校正后的单轴抗压强度(表 1)。

$ UC{{S}^{'}}=UCS\times \left( 0.925+0.036\times L/D \right) $

(1)

式中:UCS^'为校正后单轴抗压强度, MPa; UCS为非标准尺寸岩心单轴抗压强度测试值, MPa; L为岩心长度, cm; D为岩心直径, cm。

根据岩心强度测试结果, 应用Sandpro软件和摩尔-库仑准则, 计算得到不同深度下岩心的内聚力和内摩擦角(图 1), 获得油田储层计算结果(表 2)。

由于岩石单轴抗压强度与其内聚力和内摩擦角存在函数关系, 关系式为:

$ UCS=2\text{C}\times \text{cos}\phi /\left( 1-\text{sin}\phi \right) $

(2)

式中:UCS为岩石单轴抗压强度, MPa; φ为内摩擦角, °。

将计算得到摩擦力及内摩擦角代入式(2), 得到UCS计算值:

$ \begin{align} & UCS1=2\times 6.99\times \text{cos}{{55.18}^{\circ }}/\left( 1-\sin {{55.18}^{\circ }} \right) \\ & \ \ \ \ \ \ \ \ \ =44.51\text{MPa} \\ \end{align} $

$ \begin{align} & UCS2=2\times 6.3\times \text{cos}{{50.66}^{\circ }}/\left( 1-\sin {{50.66}^{\circ }} \right) \\ & \ \ \ \ \ \ \ \ \ =32.25\text{MPa} \\ \end{align} $

经过对比, 岩石力学强度计算结果整体偏小, 相比于实测单轴抗压强度, 应乘以系数1.95加以校正。从以上计算可以看出M油田岩石的强度变化范围较大, 存在部分储层岩石强度胶结偏弱的井段。

通过声波时差和岩石强度分析和计算得出, 水平裸眼井出砂风险较低, 因储层段岩性强度胶结变化较大, 存在胶结弱的井段, 在后续开采过程及酸化处理后, 井壁发生坍塌的风险高。水平井完井方式推荐采用裸眼井段下入打孔管支撑井壁的完井方式。根据裸眼段尺寸, 由封隔器悬挂φ114 mm打孔管, 孔径10 mm, 每米33孔, 相位60°螺旋排列。

2 现场应用

在M油田后续20多口水平井均采用了该完井方式, 以A2H井为例进行举例说明。A2H井在M油田的西南部, 套管程序为:一开下入φ508 mm套管至120 m, 二开下入φ339.7 mm套管至2 000 m, 三开下入φ244.5 mm套管至2 800 m, 四开下入φ168.3 mm套管至4 200 m, 水平段采用φ142.9 mm钻头钻至完钻井深4 800 m, 水平井段长600 m, 完井作业中下入φ114 mm打孔管支撑井壁, 完井程序如下。

2.1 下部完井

下入刮管洗井管柱, 进行刮管作业。钻具组合为:φ143 mm牙轮钻头+φ168.3 mm刮管器+浮阀+挠性接头+震击器+钻杆, 每500 m打通一次, 在封隔器下入位置上下30 m刮管三次, 下钻至φ168.3 mm套管管鞋处, 用完井液顶替泥浆直至返出干净。下入下部完井管柱:φ114 mm浮式引鞋+变扣+φ114 mm打孔管+φ114 mm盲管+φ168.3 mm封隔器+座封工具+钻杆, 下入到位后, 投球座封封隔器, 验封合格, 脱手, 起钻至井口。

2.2 酸化作业

下入酸化临时管柱:φ73 mm油管引鞋+φ73 mm油管+变扣+φ168.3 mm RTTS封隔器+φ88.9 mm油管+φ114.3 mm油管, 下钻到位, 正转下压座封RTTS封隔器。下入连续油管至井底, 盐水顶替裸眼段泥浆直至返出干净, 开始酸化作业, 拖拽连续油管均匀布酸, 酸化结束后, 返排残酸, 起出连续油管。解封封隔器, 压井, 起钻。

2.3 上部完井

为保障油井产量和持续生产, 下入ESP生产管柱。生产管柱为:ESP机组+φ73 mm油管+φ58.8 mm工作筒+φ73 mm油管+φ58.8 mm生产滑套+φ73 mm油管+ESP封隔器+φ88.9 mm油管+φ71.5 mm滑套+φ88.9 mm油管+变扣+φ114.3 mm油管。投产初期, 油井自喷生产, 产量维持在日产液500 m³左右, 当产量不能满足生产要求时, 启泵生产, 保证油田开发效益。

2.4 应用效果

后续M油田水平裸眼井均采用该完井方式, 在酸化作业中未出现连续油管卡钻事故, 且投产后油井产量稳定, 没有出砂现象, 实现了井筒的稳定性和完整性, 延长了油井的寿命。打孔管取材方便, 在库存不足的情况下, 可以通过油管进行打孔加工, 尤其针对国外油田长采办周期的限制, 提高了油田开发的效率, 降低成本。后续跟踪5口井生产情况(表 3), 整体上产量平稳, 说明该完井方式合理。

3 结论

(1) 本文采用声波时差和岩石强度分析相结合的方式, 分析储层段岩石的强度和出砂性, 为水平裸眼井完井方式的选择提供了依据。

(2) 伊拉克M油田, 水平井段储层岩石胶结强度变化较大, 通过理论分析和现场实际应用, 推荐采用水平裸眼井段下入打孔管支撑井壁的完井方式。

(3) 采用优化后的完井工艺, 降低了油井酸化作业的风险, 延长了油井寿命, 增加了产量, 降低了完井成本, 值得类似油田借鉴。