渤中25—1油田深井钻井配套技术.pdf

第 3 2卷第 1期 V0 1 ． 3 2 N0 ． 1 钻 采 工 艺 D RI UU J NG＆P R 0D U C T 1 0N T E C HN 0 L 0 G Y 1 9 渤 中 2 51油 田深 井钻 井配套技术 张红杰 ， 徐荣强 ， 李 刚 ，张滨海 ， 孙东征。 1中海能源发展监督监理技术分公司油田技术中心2中海石油 中国 有限公司天津分公司技术部 3中海石油 中国 有限公司开发生产部钻完井办 张红杰等．渤中2 51 油田深井钻井配套技术． 钻采工艺， 2 0 0 9 ， 3 2 1 1 92 1 摘要渤中2 51油田位于渤海南部。在渤中2 51沙河街油层钻进期间， 由于沙河街井深， 并且 目的层段 存在两套不同压力系数的地层， 因此作业期间出现 了井涌、 井漏、 粘卡等一系列难点， 与常规井作业的差别较大， 成 为渤海湾近年来少见的复杂项目。以 B z 2 51 A平台第二批五口沙河街井为例详细阐述了沙河街井作业中所存在 的众多复杂情况及难点， 给出了具体的原因， 并且列举了沙河街井作业中的技术创新， 对以后的深井钻井作业极具 指 导意义。 关键词 海洋石 油钻 井；沙河街地层 ；深井 ；配套技术 中图分类号 T E 2 4 5 文献标识码 A 文章编 号1 0 o 6 7 6 8 x 2 o o 9 O 1 0 o 1 90 3 渤中 2 5一l 油 田位于渤海南部 。渤 中2 51油 田沙河街组油层分为两个 目的层 ， 沙二段和沙三段 ， 完钻地层为沙三段。渤中 2 51 油 田沙二油藏埋深 为 3 2 5 03 4 0 0 m， 油藏温度为 1 2 0 ℃ ～1 3 0 ℃ ， 压力 系数为 1 ． 41 ． 5 7 ， 地层压力 在 4 2～4 5 ． 8 MP a之 间 ； 沙三油藏埋深为 3 3 5 0～3 5 5 0 m， 温度为 l 3 0 ℃ ～ 1 3 5 c I ， 压力系数在 1 ． 5 1 ～1 ． 5 9区间变化 ， 地层压 力在 4 9 ． 0～ 5 7 ． O MP a ， 渤中 2 5一l油 田沙河街油藏 为异常温度压力油层。由于油藏埋深较深 ， 而且压 力异常， 因此本文主要以 B z 2 5一l A平 台沙河街深 井的钻井为例对渤海湾深井钻井过程 中遇到的一些 新问题进行探讨和研究。 一 、沙河街井作业难点 1 ． 粘卡风险大 图 1是 B z 2 5一lB 4井 地层压 力剖 面 ， 根 据 B z 2 5 1 井身结构研究报告 得出的结论， 无论是 井深大于 4 0 o 0 m的井 ， 还是小于 4 0 0 0 m 的井 ， 东 营组下部即沙河街异常压力顶部为第四个必封点， 上层套管下深下不到必封点时 ， 2 1 5 ． 9裸眼就包括 东营与沙河街两个不同压力体系的地层， 在裸眼中， 钻井液液柱压力与地层孔隙压力的差值过大， 除使 机械钻速降低外， 也是造成压差卡钻的直接原因。 实际作业中多 口井也发生过钻具粘卡现象。 孔隙压力 g ／ c 0 ． 9 1 ． 1 1 ． 3 1 ． 5 1 ． 7 1 ． 9 图1 B z 2 5 一 卜B 4 井地层压力剖面 为了减少深井作业的风险， 在渤 中 2 51地区 沙河街井的作业过程 中， 现场使用的是油基钻井液 体系， 该体系属于低毒油包水钻井液 ， 是国家“ 8 6 3 ” 计划中“ 高性能优 质泥浆 与完井液 的研究” 课题 的 成果之一 。该研究项 目的钻井液密度高 ， 抗温能力 大 ， 具有 良好的流变性能、 强防塌和保护油气层 的能 力， 满足高温高压深井钻井作业的要求， 因此在沙河 街井的作业过程中就首选了该体系。 2 ． 钻机负荷大 按照 研 究 报 告 等 得 出 的 结 论 可 以 看 到 ， 收稿 日期 2 o o 81 01 6； 修 回日期 2 o o 8一l 20 4 作者简介张红杰 1 9 8 1 一 ， 助理工程师， 2 O o 4年毕业于石油大学 华东 石油工程专业， 现在中海能源发展监督监理技术分公司油田技 术中心从事钻井监督工作 。地址 3 O o 4 5 2 天津市塘沽区渤海石油路 6 6 8号海洋石油大厦 B座 A 3 0 6室 ， 电话 l 3 8 2 1 4 5 5 2 4 O， Ema i l z h a n g h i 2 c n o o c ． c 0 m． c n ∞ ∞ ∞ ∞ ∞ ∞ ∞ ∞ 湖 咖 姗 ㈣ 湖 咖 湖 咖 1 1 2 2 3 3 4 一 Q苫 幕 2 0 钻 采 工 艺 DRI L L I NG ＆ P R0DUC T1 0N TE CHNOL 0GY 2 0 0 9年 1月 J a n ．2 o o 9 2 4 4 ． 4 8 套管应封至沙河街高压层的顶部 ， 3 1 1 ． 1 5 井眼没有钻完东营的主要 原因就是钻 机负荷大； 负 责 A平台施工作业 的渤海五号钻井船最大钻井能， 力为 4 O O 0～ 6 0 0 0 m， 钻台立根盒的设计负荷为 2 O 0 t ， 钻井绞车的最大提升负荷为 4 2 6 ． 3 8 4 t ， 最大连续 扭矩为 4 6 ． 1 0 k N m。 3 l 1 ． 1 5井眼 的钻进 过程 中， 存在的一个相 当突出的问题就是钻机负荷过大 ， 以其 中的 A 4井为例， 完钻时最大扭矩达到 3 5 k N m， 为此渤海五号专门更换顶驱一次 ， 以致所有井 的 3 l 1 ． 1 5井眼都没有钻进至必封点， 这给后面异常 压力层段的钻进带来非常大的困难 。 3 ． 井漏风险大 正是因为 2 1 5 ． 9 裸眼包含两套不 同压力体 系 的地层 ， 沙河街地层钻进时东营就有可能漏失 ， 加之 东营组裂缝发育 ， 而从后来的实际钻进来看 ， 除上述 可能外 ， 沙河街组小砂层 的渗漏也 相 当突 出， 这样 2 1 5 ． 9井眼井漏风险很大。五 口井 中除了 A 1 8井 没有发生井漏外 ， 其他井均发生过井漏 ， 而且多发生 在沙河街井段 ， 其中最为严重的是 A 2 0井， A 2 0井 5 月 2 5日2 1 3 0钻进至 3 4 4 3 m时发生井漏， 漏速高 达 6 O m ／ h ， 漏失相当严重 。 4 ． 溢流风险大 井漏之后必然要降低密度 ， 而在异常压力储层 沙河 街 组 降 低 密 度 就 有 带 来 溢 流 的风 险。在 2 1 5 ． 9 井眼作业 中， 溢流最 为典 型的是 A 1 2井 ， 严 重时发生井涌， 最高关井套压高达 1 3 ． 9 3 MP a ， 出口 密度最低时只有 1 ． 0 4 g ／ c m ， 五 口井 中除了 A 1 8井 之外 ， 其他井均发生了不同程度的溢流。 二 、 沙河街 井作业 中的技术创新 1 ． 使用 S l i c k b o r e马达 一 钻头系统 S l i c k b 0 r e 马达 一 钻头系统是由一种新 型马达 一 钻头系统 ， 与普通的马达 一 钻头相比， 大致有以下几 点不同之处 1 马达使用公扣连接方式 ， 而钻头使用一般 的内平式母扣与上面的马达联为一体， 与一般的马 达为正规型母扣和下面的正规型公扣钻头连接不同 见图 2 。 2 马达弯角离钻头较近 ， 利 于造斜 和调整方 位 ， 这样也减少了整个马达 一钻头的长度 。 3 马达本体并没有扶正套 ， 而将这个扶正块 设计到了整个钻头本体上， 使得钻头成为加长保径 型 、 修复平滑井眼特别强的新型钻头。 4 从 实际应用来看 ， s l i c k b o r e加长型保径钻 头不仅对井深之后的滑动相当有利， 而且对于刚刚 钻出来的新井眼有着 良好的修整井壁的功能。 从现场应用来 看， s l i c k h o r e系统对于解决井深 之后的滑动相当有效 ， 不仅滑动速度 比普通钻具要 快的多 ， 而且其钻头 一马达等的性能要好的多， 所钻 井眼状况 良好 ， 因此能够有效减少井下复杂情况的 发生 ， 值得推广应用 。 A B 图2 s l i c k b o r e 马达钻头组合 2 ． 马达 旋转导向钻具组合 P o w e r D r i v e r 是一种新型旋转 导向钻井系统 ， 它 的基本原理为 ①侧向力使实时定向变为可能 ， 定向 时不需划动 ， 只需通过泵冲的调节给仪器下达一个 作业指令即可完成定 向造斜扭方位等功能； ② 支撑 座从旋转的本体 中定 时伸 出， 将通常的固定尺寸式 扶正器变为可调式 ， 实现实时导 向； ③井眼曲线由 3 个接触点决定。 在本批五 口井 的作业 中 A 4井 2 l 5 ． 9井 眼首 次使用了 M o t 0 r P o w e r D r iv e r 钻具组合为 2 1 5 ． 9 PDC BI T 1 71 ． 4 5 Po we r d r i v e 1 6 5． 1 S UB X／ 0 1 7 1 ． 4 5 P D M 0 。 1 6 5 ．1 F ／ V 1 6 5 ．1 NMDC 1 6 5．1 MW D 1 6 5．1 NMDC 1 71 ． 4 5 F ／ J J A R 1 2 7 H WD P l 4 。 M0 t 0 r P o w e r D r i v e r 钻具组合在 国内尚属 首次 使用， A 4井使用该组合后， 平均机械钻速达 2 0 ． 7 r n ／ h ， 与其他井对 比如表 l 所示 。 表 l 五 口井机械钻速对 比表 钻具组 平均机械钻速 井 名 所用钻头 合类型 I n ／ h A 4 Mo t o r p o w e r d r i v e r 2 0 ． 7 B D 5 0 6 XL A2 Sl i c kb o r emo t o r l 2． 6 6 FMF 3 55 3 A1 8 Sl i c kb o r emo t o r 5． O8 FMF 3 55 3 A 1 2 常规马达钻头组合 9 ． 4 3 B D 5 0 6 X L A2 O Mo t o rp o we r d r i ve r 1 4． 2 6 FM3 55 3 从表 l中能够明显的观察到， _A 4与 A 2 0井的平 均机械钻速明显高于其它三 口井 ， 因此有必要在 以 后 的钻井作业 中大规模推广应用该种组合 。综合起 来， M 0 t 0 r P 0 w e r d r i v e r 大致有以下特点 ①旋转过 第 3 2卷第 1 期 V0 1 ． 3 2 No ． 1 钻 采 工 艺 D R I L L I N G＆P R 0 D U C T I O N T E C HN O L 0G Y 21 程中就能调整井斜与方位 ， 无需滑动 ， 对井斜 ， 方位 的控制更加方便 ； ②有马达提供强劲的动力使得机 械钻速相对普通钻具要高的多； ③井眼清洁 ， 能够有 效的减少压差卡钻等井下复杂情况 的发生 ； ④对钻 头选择及水眼要求较为苛刻； ⑤为了使工具正常工 作 ， 对排量有一定的要求 ， 而且泵压较高。 通过以上比较， 建议以后推广应用马达 旋转 导向系统。 3 ． 东营、 沙河街地层所采取的先期堵漏、 挤漏技术 针对 2 l 5 ． 9裸眼存在两个不 同压力体系地层 的井漏风险， 现场处理井漏的具体措施如下 钻完沙一特殊岩性段 ， 确认进入沙二段后 ， 仍然 使用正常排量钻进 ， 但是要求在此时备好堵漏钻井 液 堵漏钻 井液 配方 2 ％ 的 P FB L N， 1 ％ P F s E A L ， Q s一2 5 ％ 、 沥 青粉 3 ％ 、 有机 土 3 ％ 、 单 封 2 ％、 核桃壳 3 ％ ， 若有轻微的渗漏可加入少量单封 封堵 ， 如果无效 ， 进行堵漏作业 。打堵漏钻井液替至 裸眼段 沙二顶至东下顶 。替到位后 ， 上提钻具到 套管鞋位置。关防喷器试挤 ， 观察记 录堵漏浆挤入 量与压力 变化 。井上预堵应根据 实际情况调整措 施 ， 但是在堵漏过程 中要严格控制好地面压力 ， 每次 按照 0 ． 0 1提高 E Mw， 避免 出现大漏 。井 口憋压候 堵 ， 根据挤入钻井液量和压力稳定情况决定 候堵时 间 ， 如果堵漏效果好的候堵 1～ 2 h ， 效果不好的堵漏 时间可以加长。堵漏后一定要 回收堵漏钻井液 ， 以 保持井浆 良好 的性能。对混浆段及 时进行处理 ， 降 低密度固相含量 、 并使钻井液流变性能和 H T H P滤 失量至设计要求。 实践证明， 这种通过挤堵漏钻井液增加上部东 营段地层承压能力 的做法是相当成功 的， 该方法有 效地提高了上部地层 的承压能力 ， 不失 为深井堵漏 的一种选择。 4 ． 针对同一裸眼内不同压力体 系地层的下尾管技术 在沙河街井 的下 1 7 7 ． 8尾 管过程 中， 鉴 于上 述粘卡风险 ， 为了有效地解决粘卡的问题 ， 现场采用 了独特的灌浆工艺 ， 以 A 4井为例 ， 简述如下 A 4井 2 4 4 ． 4 8套管下深 3 7 7 0 ． 5 m， 2 o 0 5年 5 月 1 4日开始 2 l 5 ． 9井 眼钻井 作业 ， 5月 2 1日完 钻 ， 完钻井深 4 7 4 3 m， 开钻 时钻井液 密度 1 ． 3 3 g ／ c m ， 完钻钻 井液密 度 1 ． 5 5 g ／ c m ， 5月 2 2 日下尾 管， 具体下尾管过程为 ①先在一备用池中配好密度 为 1 ． 4 6 g ／ c m 的低密度钻井液 ； ②组合尾管串， 下尾 管 ， 下至 2 4 4 ． 4 8套管鞋前尾管与送入钻杆 内灌满 1 ． 4 6 c m 的低密度钻井液， 此时环空与裸眼内均 为 1 ． 5 5 g ／ c m 的高密度钻井液； ③下至 2 4 4 ． 4 8 套 管鞋时用 1 ． 4 6 c m 的低密度钻井 液循 环出环空 1 ． 5 5 g ／ c m 的高 密度钻井液 ， 这样 在整个井筒 中， 2 4 4 ． 4 8套管鞋以上全部是密度为1 ． 4 6 g ／ c m 的钻 井液， 而下部裸 眼还是 1 ． 5 5 g ／ c m 。 的钻井液； ④循环 均匀结束后， 继续下尾管， 此时钻杆内开始灌 1 ． 5 5 g ／ c m 的钻井液 ， 到尾管下到底时用 1 ． 5 5 g ／ c m 的钻 井液循环直至密度均匀， 这样尾管刚出套管鞋时 由 于其内部的低密度钻井液会使尾管在裸眼段的高密 度钻井液之上有一定 的浮力 ， 这个浮力足 以使尾管 与井壁 的间隙更大一些 ， 摩阻更小一些 ， 能有效的解 决下尾管时粘卡的风险。 5 ． 分阶段替浆的尾管固井技术 在尾管的固井过程 中， 如果是常规固井 ， 当用油 基钻井液将水泥替到位后， 一般情况下 ， 会用海水将 套管中的油基钻井液及时替出来。但是 ， 本地区 A1 井用该方法后意外 的出现气侵 ， 这说 明尾管内外水 泥浆密度和海水密度偏差过大， 井特别深致使内外 压差太大， 单流阀失效才出现气侵现象； 而为了使其 内外压差尽量小一些 ， 如果在固井水泥浆替到位后 不把油基钻井液替出来 ， 其 内外压差就不会很大 ， 但 现场实践后又出现一个新 的问题就是 C B L值偏高 ， 说明固井质量不是很好 ， 经过深入讨论研究 ， 得到的 结论是 因为 套 管 内的油基 泥浆 的密 度太 高使 得 1 7 8尾管在候凝的过程 中一直处于膨胀状态 ， 而一 旦候凝结束油基钻井液替 出之后尾 管会 自然收缩 ， 这样就会使水泥环与尾管之间留有缝隙 ， 所以测出 来的 c B L值才会偏高。而如果等到 了稠化时间 一 般为 1 O h左右 之后再替油基泥浆 ， 那么测出来 的 c B L满足固井要求。通过实践充分说 明分段替浆 ， 成功解决 了沙河街井固井技术难题 。 三 、 结论 通过 B z 2 5一l A平 台五 口沙河街井作业分析 ， 可以看到， 在沙河街井的作业过程中， 还存在一些尚 未解决的问题 ， 例如井深之后的井漏是 目前尚未解 决的难题 ， 如何能够及时检测到地层压力与温度 ， 以 便发生气侵等井下复杂情况时能及早发现 、 及早解 决等也是悬而未解 的问题 ； 这些问题 的存在有待于 以后继续加 以研究。 参考文献 [ 1 ] 徐同台． 钻井工程防堵漏技术[ M] ． 北京 石油工业 出 版社 ，l 9 9 7 ， 6 ． [ 2 ] 徐同台．2 1 世纪初国外钻井液和完井液技术[ M] ． 北 京 石油工业出版社， 2 0 0 4 ， 4 ． 编辑 黄晓川