苏11-1x井钻井施工难点分析与技术措施.pdf

第2 6 卷第1 期 2 叭 6 年3 月 江 汉 石 油 科 技 J I ANGHAN P E TR OL E UM S C I ENC E AND T EC HNO L 0GY V0 1 ． 2 6 No ． 1 Ma r ． 2 0 1 6 苏1 1 1 x 井钻井施工难点分析与技术措施 崔露 ，罗文丽 ，吴华 ，奚 国银 ，王金 帅 ，杨 ，李毅 1 ．渤海钻探工程技术研究院，河北任丘 0 6 2 5 5 2 ；2 ．江汉油田勘探开发研究院，湖北潜江4 3 3 1 2 4 摘 要 苏1 1 1 x 井是部署在霸县凹陷苏桥构造带苏1 1 断块的一 口评价双靶 点定向井，井眼轨迹剖 面优 化设计为三维四段制，轨迹控制精度要求高、现场施工难度大、井下事故复杂率高。介绍了本井地质概况， 针对该区块大斜度井井眼轨迹控制无任何参考资料，分析了邻井已完钻直井井下复杂情况及施工难点。探讨 了井身结构、钻具组合、钻井参数、轨迹控制与监测、井眼清洁、井下安全及固井技术措施等内容， 提 出了 实施具体性的参考建议，确保了钻井顺利进行。实钻表明地层对钻具组合影响的自然造斜率是井眼轨迹控 制的关键因素，井眼轨迹优化设计、井身结构优化设计、钻井液性能优化是钻成大斜度井的重要保障。为该 区块同类型井的钻井施工具有重要的借鉴意义。 关键词苏1 1 - 1 x 井； 三维 井眼轨迹 ；井身结构 ；轨迹控制；钻井液 ；清洁 苏l 1 一 l x 井位于河北省文安县急流口管区界围村 东 L 6 0 0 m，是部署在霸县凹陷苏桥构造带苏1 1 断块 的一 口评价双靶点定 向井。其钻探 目的是评价苏1 1 断块下降盘C P 的含油气情况和落实储层、含油气 面及储量。钻遇地层 自上而下分别为第四系平原 组，上第三系明化值组、馆陶组 ，下第三系东营 组、沙河街组及石炭一 二叠系。其馆陶组底部含杂色 砂砾岩 ，沙河街组下部 以泥岩为主，与粉砂岩 、玄 武岩、 凝灰岩呈不等厚互层。 该区经历多期构造演化阶段，断裂发育， 构造 格局主要表现为主干断裂和次级断裂产生的局部构 造共 同控制的一系列断块 ，控制c P 的苏桥西断层 ， 东西走向，断面南倾。圈闭高点埋深3 4 8 0 m，幅度 3 2 0 m，圈闭面积7 ．8 k Il 12 。其储集层以河流相沉积为 主，有效孔隙度为1 2 ．2 ％，渗透率为6 ．5 1 0 ～ m 2 ， 属于中孔低渗岩I生 一 构造油气藏。 1 工程地质概况 表1 苏1 1 1 x 井井眼轨迹剖面 苏1 1 一 l x 井邻井油井生产动液面在井深4 0 7 ～ 1 5 6 6 m，泵下深为1 5 0 5 ．5 ～ 1 8 0 7 ．2 7 m，根据构造 油气藏走向及为了便于后期采油生产需求，地质要 第一作者简介 崔露 ，工程师，2 0 0 7 年毕业于长江 大学石油工程专业 ，获学士学位。工作单位渤海钻探工 程技术研究院钻井工程设计中心，一直从事钻井工艺方向 研究及现场服务工作。 5 4 江 汉 石 油 科 技 第 2 6 卷 求一是靶点A 不能向西北移 ；二是造斜点位置要在 1 4 6 0 m以下。双靶点的工程地质情况为 靶A 垂深为 1 9 7 8 m 东营组顶部 ，闭合距2 5 8 ．0 5 m、闭合方位 3 2 3 ． 5 3 。；靶 B 垂深为3 5 2 0 m 沙河街组底部 、闭 合距为1 3 4 1 ． 9 2 m、闭合方位为3 1 8 ． 6 6 。 。根据井眼轨 迹剖面工程分析 ，靶点A B 连线倾角为3 5 ． 1 3 。 、方位 为3 1 7 ． 5 0 。 、垂直差为1 5 4 2 m ， 水平距离为 1 0 8 5 ． 0 3 m。 、 连线位移为 1 8 8 5 ．4 8 m。为了实现地质 目的，满足地 质要求 ，进行井眼轨迹优化设计 ，既采用 四段制 “ 直增稳一降”井眼轨迹剖面 表1 。 2 钻井施工难点 本井为苏1 l 区块第一 口大斜度定向井，该区邻 井均为2 0 世纪8 0 年代所承钻 的直井 ，施工参考意义 不大，钻井过程中不可预测因素多” ，发生井下复杂 机率高，风险大。通过与邻井实钻情况对比分析， 该井钻井施工主要难点是 2 ． 1 目的层多、油层浅、井身结构优化空间小 本井主要 目的层为东营组 、沙河街组及石炭二 叠系，其东 营组顶部垂深为1 9 7 8 m 靶点A。邻井 x x x 东营组井段 ，试油 日产纯油l I t ，其两 口邻井试采 累计产油分 J IJ 2 2 4 9 t 和1 6 7 8 o t 及累计产气 1 2 2 ． 9 3 1 0 4 m ，且本井东营组井深与邻井等高。邻井主要井身 结构 一是完钻层位为奥陶系 ，采用四开井身结构 A 4 4 ．． 5 ram 3 3 9 ． 7 3 1 1 ． 2 m m 2 4 4 ． 5 2 1 5 ． 9 m m 1 7 7 ． 8 m m 1 5 2 ． 4 mm 1 2 7 m m或裸眼 完井 ，平均完钻井深为4 0 7 8 ． 5 7 m，石炭一二叠系 平均底深为3 7 9 1 ． 2 7 m；二是完钻层位为沙河街组 ， 均采用二开井身结构 4 4 A ,、 5 ra m 3 3 9 ．7 2 1 5 ．9 m m 1 7 7 ． 8 mm，平均完钻井深为2 9 6 1 ． 2 3 m。 2 _ 2 定向井段长、井眼轨迹控制难度大 该井采用三维井身剖面设计 ，上部直井段要求 标准高，限制了机械钻速。明化镇组地层岩石较 软、可钻性好，造斜起井斜及扭方位钻井参数控制 难度大 ；且该区块未钻遇过大斜度定向井，对地层 造斜率、方位漂移率情况了解不清楚，加上螺杆 定 向井仪器 M WD ／L WD 有将近1 5 m 测量滞后肓区， 在钻井过程 中需要准确预测钻头处的井深 垂深／ 斜 深 、井斜 、方位 ，特别是在扭方位井段 ，由于测 量滞后肓区， 造成误差，可能后续轨迹控制需频繁 扭方位 、调井斜 ，导致井眼轨迹不圆滑 ，给后期工 程制造麻烦 ，同时也会影响是否中靶的准确判断。 2 ． 3 地质条件复杂、塌漏风险并存 本 区块馆陶组底部含杂色砂砾岩 ，稳斜钻进 ， 机械钻速低 ，蹩跳钻严重 ，易发生断钻具井 下事 故 ；沙河街组 下部 以泥岩为主 ，与粉砂岩 、玄武 岩、凝灰岩呈不等厚互层，可钻性差；且地质提示 钻井过程中可能存在三个断层，易发生井漏。邻井 实钻过程 中分别在馆 陶组 、东营组及石炭一二叠系 上提遇卡 、下放遇阻 、划眼困难 、掉块及井漏等井 下复杂。 2 ．4 井斜大、摩阻大、携岩困难、钻井液性能要求 高 由井斜大 、斜井段长 、井底位移大 ，井 眼清 洁 、井壁稳定 、减摩降阻是钻井安全施工的关键。 上部明化镇组造浆严重，搬含控制难，同时存在流 沙层，井眼净化困难 ，钻头易泥包 、可能发生托 压、起下钻挂卡遇阻等现象；下部沙一段底部可能 存在盐水层 邻井钻遇 、沙二 、三 、四段井壁不 稳定 ，易产生掉块垮塌 ；同时要求钻井液具有 良好 抑制性 、流变性和润滑性。 2 _ 5 完井下套管困难、固井难度大 本井井身剖面为三维四段制井眼轨迹，且井斜 角大、斜井段长、定向井段存在扭方位施工，钻井 施工中可能需要频繁扭方位 、调井斜 ，造成井眼轨 迹不圆滑。同时下套管之前，可能存大井眼不清 洁， 形成岩屑床，或井壁不稳定掉块等因素，套管 下人摩阻大、到底困难、风险高。 根据油气 田企业 固井标准 ，三开水泥返需返至 油层顶3 0 0 m及技术套管内，造成封固段长、地温梯 度大，要求水泥浆稳定性好 ，稠化时间长，具有防 窜性能。同时由于井斜大 、井段长 ，套管居中度无 法保证，一是影响水泥浆顶替效率；二是自由水难 控制 ，易造成水泥浆 自由水在胶结过程中聚集在井 眼上侧形成连续水槽或水带；三是在井眼轨迹全角 变化率大的井段 ，套管紧贴下井壁 ，环空无水泥 浆 ，影响固井质量。 第1 期 崔露 等 ，苏1 1 一 l x 井钻 井施 工难点分析与技 术措施 5 5 3 钻井技术对策 3 ． 1 确定井身结构 鉴于该区块已完钻井的特点 属正常压力系 数 、井身结构 、钻井速度及完井开发方式及油层 等综合因素。提出两种井身结构方案方案一是二 开制 ．A ． a ． 4 5 m m 3 3 9 ． 7 下深5 0 0 m 2 1 5 ． 9 m m 1 7 7 ． 8 m m；方案二是三开制 a a ． A 、 5 m m 3 3 9 ． 7 封 固平原组以下1 0 m 3 1 1 ． 2 ra m 2 4 4 ． 5 2 1 5 ．9 m m 1 3 9 ．7 m m 。对比分析两种方案优缺点 方案一优点是机速快、周期短、成本低 ，同时采用 2 1 5 ．9 钻头钻至完钻井深，要求钻井液具有良好强 抑制性 、流变性和润滑性 ，提高携岩效率 ，确保安 全钻进 。采取以快钻进 ，缩短钻井时间，减少井造 壁垮塌卡钻风险；缺点是发生井下复杂机率高、井 控风险大。方案二优点是井控能力强，钻井风险 低；缺点是成本大，机速慢、周期长。针对方案二 2 4 4 ． 5 技术套管 的下深 确定 一是下人 明化镇底 部，保持 2 44．5 技术套管在直井段； 二是 2 4 4 ．5 技 术套管封油顶部地层，进入稳斜井段，提高了井控 能力和携岩效率，同时增加三开钻具对技术套管的 磨损。为了保证实现钻探 目的，综合平衡，优选方案 - Z开井身结构及 2 44．5 技术套管封油顶部地层。 3 - 2 优选工具及钻具组合、合理控制参数、加强监测 二开 3 1 1 ． 2 m m大尺寸井眼造斜段 、扭方位段 及稳斜段，全井段优选 2 0 3 ra m 1 ．2 5 。 单弯螺杆 钻进 。优化钻具组合 3 1 1 ． 2 m m 钻头 2 0 3 ra m 1 ． 2 5 。 螺杆 浮阀 1 9 7 无磁钻铤 2 根 1 6 5 m i l l 钻铤 3 根 1 2 7 m m l 重钻杆 1 5 根 1 2 7 mm 钻杆 。穿馆 陶底 砾岩前换牙轮钻头 钻进 ，确保安 全。钻进参数 钻压5 0 1 2 0 k N ，转速6 0 D N ，排量 5 0 5 5 1 ／ s ，泵压1 8 M P a 。增斜井段要加足钻压 ，保证 井斜 、位移达到设计要求 ；造斜段及扭方位井段采 用MWD 实时跟踪测量 ，测量间距不大于3 0 m。同时 配合电子单多点测斜仪跟踪监测校核，提高造斜时 方位控制。 三开 2 1 5 ． 9 m m 井 眼上部井段选用 “ P D C 0 ． 7 5 ～ 1 ．2 5 。 单扶单弯螺杆”及光钻铤钻具组合钻进。 钻进参数钻压3 0 8 0 k N ， 转速4 5 D N ，排量3 2 1／ s ， 泵压1 7 M P a 。钻进过程中实时监测钻井参数 ，全井 段采用M WD 随钻监测 ，钻至稳斜段结束点 ，采用电 子单多点测斜仪校核。同时在造斜点上下及下部斜 井段的钻杆中要加防磨短节 或防磨套 ，加大钻 井液石墨的加入量 ，套管内使用不焊耐磨带的钻 杆，减少对二开技术套管的磨损。且在循环高架槽 处放置磁铁，坐岗人员及时观察返出钻井液中是否 有铁屑，发现有铁屑及时停钻 ，采取必要措施。 3 ． 3 优化钻井液性能、提高井眼清洁度、保证井下 安全 根据室内实验研究试验，聚磺钻井液体系能够 满足钻井要求。钻井过程中采用平衡压力钻进 ，根 据井下情况合理调整钻井液密度 ，与工程措施相结 合，防止泥页岩水化膨胀、破碎带垮塌掉块。同时 保持钻井液具有 良好的悬浮推砂能力，坚持每钻完 单根进行技术划眼，每钻进1 0 0 ～ 2 0 0 m 进行短起下作 业等措施 ，防止井壁贴砂或缩径确保井眼清洁。若 钻遇漏失井段 ，发生井漏井下复杂，立即上提钻 具 ，降低排量循环观察 ，分析判断漏速。若漏速 大，可进行循环堵漏作业。 根据上提拉力及扭矩变化，及时加放液体润滑 剂，有效降低摩阻，防托防卡，或出现托太现象， 可在增加 1 ％润滑剂 的基础上 ，增{ I F r R - 0 2 和塑料 小配段塞缓解托压现象。 进人 目的层前1 O O mP h 足防塌剂 ，通过架桥作用 在井壁形成 内、外泥饼 ，调整钻井液性能 ，形成屏 蔽暂堵，严格控制好钻井液A P I 或H A H P 滤失量，并 加入2 ％细目 钙，I ％D C L - 1 ，改善泥饼质量，提高钻 井液 的造壁性 ，减少钻井液对储层的浸泡时间，达 到保护储层的效果。 聚磺钻井液体系基本配方 膨润土 4 0 6 0 k g ／ i n 纯碱 2 ～ 3 k g ／ m 烧碱 1 - 2 k g ／ m C F B 3 - 5 k g ／ m N H 4 N P A N 2 5 ～ 1 0 k g ／ m S F 1 2 1 5 k g ／ I T I l J A N 5 - 1 0 k g ／ I n F r _ 1 0 3 1 0 - 1 5 k g ／ i n R S 一 1 1 O ～ l 5 k g ／ I l l 。 F T R 一 0 2 1 O ～ 1 5 k g ／ m 3 S M P 一 1 1 0 ～ 1 2 k g ／ m G X W一 2 0 0 0 1 0 ～ 2 0 k g ／ m 3 超细碳酸 2 0 k g ／ m S F 2 6 0 1 0 1 5 k g ／ m D C L l 1 0 - 1 5 k g ／ m 石墨 7 - 9 k g ／ m 。 。三开钻井液性 能设计参数密度1 ． 1 8 ～ 1 ．3 9 g ／ c m ，粘度4 0 ～ 6 0 5 ，A P I 失水小于5 m L ，H T H P 失水小于1 0 m L ，摩阻系数小 5 6 江 汉 石 油 科 技 第 2 6 卷 于0 ． 0 8 ，P H 值8 ～ 1 0 ，膨润土含量4 0 6 0 g ／ L 。 3 ． 4 强化工程措施、保证 固井质量 钻井过程中保证上部直井段打直，在可能的情 况下 ，尽量多采用复合钻进 ，旋转钻进时选用低 档 。滑动定向钻进时 ，合理控制钻压 ，提高工具面 的稳定性 ， 增加润滑剂，防托压现象，保证井眼轨 迹 圆滑。钻完进尺后 ，用原钻井液充分循环两周洗 井 ，同时可以适当地用一段稠塞循环洗井，使用润 滑剂F T R - 0 2 、抗高温减摩剂和塑料小球配制润滑封 闭液 ，保证电测和下套管施工顺利。 针对三开井段采用双级分接箍固井，套管下人 技术可以采用漂浮接箍技术。同时利用L a n d m a r k 软 件优化扶正器数量、安放位置和间距，分析套管能 否下到井底。为了保证套管居中，提高水泥浆顶替 效率，可以选用滚轮刚性扶正器和旋流式刚性扶正 器 ，可推荐使用半刚性与双 弓扶正器配合应用 ，避 免使用单 弓弹性扶正器 。 优化水泥浆配方，强化水泥浆的性能控制 ，特 别是近零 自由水、低失水、直角稠化和紊流的高流 动性能控。根据实钻井底温度，施工前对水泥浆进 行室内复核实验；注水泥作业时，保证所用工作设 备运转正常，确保连续施工，，尽可能实现紊流顶 替，水泥浆密度应控制在设计要求的 0 ．0 2 0 g ／ c m 3范 围以内。 4 现场应用效果 苏 1 1 一 l x 井采用三开井身结构及 技术套管封 油顶部地层 ，完钻井深4 3 0 1 斜深 ／ 3 8 4 6 ． 3 8 m 垂 深 ，最大井斜为4 5 。，井底水平位移1 3 5 4 ．4 6 m， 实际靶心距分别为1 9 ．8 4 m 和6 7 ．7 5 m，钻井周期4 9 d ， 钻机月速 1 5 0 9 ． 1 2 m ／ 台月 ，纯钻时间为3 9 5 h ，平均机 械钻速为1 0 ．8 9 m ／ h ，，钻井过程中无发生任何井下 复杂情况 ， 井身质量和固井质量均合格。完钻后进 行钻杆传输测井作业时，下钻至4 2 9 6 m 石炭一二 叠系 遇卡 ，经过震击解卡 、浸泡解卡均无效 ；爆 炸松扣穿心打捞测井仪器后，接反扣钻具 反扣公 锥 两次打捞均失败 。经测井解释油顶2 0 9 5 m，油 底2 6 0 5 ．4 m，决定事故完井，达到地质目的。 5 结论与认识 1 通过苏l 1 1 x 井的钻成，对苏1 1 断块钻大 斜度井有 了进一步的认识和积 累了一定 的经验 ，为 以后高效钻进提供了技术支持。 2 井眼轨迹优化设计是钻成大斜度井的先决 条件；井身结构优化设计是钻成大斜度井的关键技 术；钻井液性能优化是钻成大斜度井的前提保障。 3 针对3 1 1 ．2 m m 井眼定向易采用1 ．5 。的单弯 螺杆施工，提高造斜率，减少滑动钻进 ，增加复合 钻进 ，保证井眼圆滑和提高机械钻速。 4深部井段定向存在一定的难度 ，托压现象 严重，应随时监测 ，正确分析判断方位及井斜的自 然漂移规律，预留一定的方位与井斜量，同时尽量 减少深部定向及调整钻具组合造成的起下钻次数。 5 合理优选钻具组合和控制钻井参数，一是 避免形成较大全角变化率 ，保持轨迹圆滑 ；二是减 少起下钻次数 ，避免形成键槽，减少钻具与井壁的 接触面积；三是提高钻进液润滑性 ， 保持较高的固 体润滑剂含量，减少钻具动载荷。 参考文献 [ 1 】 李伟廷． 元坝1 井超深井钻井技术[ J ] ．石油钻探技术， 2 0 0 9 ，3 7 2 9 4 9 9 ． 『 2 ] 姜 伟． 大位移钻井技术在渤海Q HD 3 2 6 油田的应用【 J ] _ 石 油钻采工艺，2 0 0 1 ，2 3 4 1 - 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