TP131HCH超深五段制側(cè)鉆水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)

徐云龍，王 銳，王文斐，劉建剛

(勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營257017)

1 概述

塔河油田奧陶系油藏以碳酸鹽巖為主，儲集空間主要為溶蝕縫洞，空間分布具有相當?shù)碾S機性，表現(xiàn)為不規(guī)則形態(tài)和不均勻分布，導致部分生產(chǎn)井投入開發(fā)以后，出現(xiàn)生產(chǎn)時間短、產(chǎn)量低，出水嚴重等情況［1～4］。TP131H井完鉆酸壓完井，測試結(jié)論為水層，含水超過98%，綜合該井各項資料分析，已無轉(zhuǎn)層的余地。地震儲層預測資料顯示，該井南西方向702.49 m處T74地震反射波以下發(fā)育具“串珠狀”反射特征，且平均振幅變化率較強，預測縫洞型儲層發(fā)育，因此設計了五段制側(cè)鉆水平井——TP131HCH井。五段制側(cè)鉆水平井由于穩(wěn)斜段的存在，有效延伸了井眼軌跡的水平位移，滿足地質(zhì)避水要求［5，6］。該井的成功實施，對該區(qū)塊同類型井的鉆井設計、施工具有一定的指導和借鑒意義。

2 地質(zhì)設計要求

老井TP131H井實鉆方位7.51°，側(cè)鉆點深度6315 m，水平位移524.32 m。新側(cè)鉆井TP131HCH，地質(zhì)要求向老井反方向199.22°方位側(cè)鉆，完鉆層位于奧陶系中統(tǒng)一間房組，軌跡進入一間房組頂面距井口水平位移大于182.47 m，B點垂深6453 m，B點水平位移702.49 m，靶半高＜5 m，靶半寬 ＜10 m。要求在老井149.2 mm的裸眼直井段進行側(cè)鉆，鉆至設計井深，如果未鉆遇放空、漏失，則加深鉆進100 m完鉆。

3 井身結(jié)構(gòu)及井眼軌道設計

3．1 井身結(jié)構(gòu)設計

3．2 井眼軌道優(yōu)化設計

為了滿足地質(zhì)避水要求，側(cè)鉆點盡量上提，由于老井套管下深6265 m，因此側(cè)鉆點選擇為6280 m，井眼軌道設計為五段制(直—增—穩(wěn)—增—平)。井眼軌道設計數(shù)據(jù)見表1。

表1 井眼軌道設計數(shù)據(jù)

在施工過程中，為了進一步提高鉆井效率，減少起下鉆次數(shù)，對井眼軌道進一步進行優(yōu)化設計，主要是第二增斜段的全角變化率從20°/30 m優(yōu)化為10°/30 m，這樣在保證避水點的水平位移滿足地質(zhì)要求的情況下，現(xiàn)場施工可以減少2趟鉆，從而提高鉆井效率。優(yōu)化后井眼軌道數(shù)據(jù)見表2。

表2 優(yōu)化后井眼軌道數(shù)據(jù)

4 施工難點

(1)側(cè)鉆點較深，地層硬，側(cè)鉆困難。裸眼側(cè)鉆，下部為水泥塞，如果水泥塞固結(jié)不好，側(cè)鉆不易成功。與老井造斜點近，如果一次側(cè)鉆不成功，沒有回旋余地，只能重新打水泥塞。

(2)側(cè)鉆點離套管鞋近，儀器受干擾大。側(cè)鉆點離套管鞋只有15 m，MWD儀器的測斜零長一般在13m左右，受磁干擾較大，方位不準確。

(3)井深、溫度高，需要抗高溫的螺桿鉆具和測斜儀器，同時對鉆井液體系及性能提出更高要求。

(4)井眼曲率大，鉆具摩阻扭矩大，鉆壓傳遞困難。大斜度井段容易形成巖屑床，易發(fā)生井下復雜和卡鉆事故。

5 優(yōu)快鉆井技術(shù)

5．1 裸眼側(cè)鉆

5．1．1 鉆具組合

5．1．2 鉆井參數(shù)

鉆壓0 ～30 kN，泵壓18 MPa，排量15 L/s。

5．1．3 技術(shù)措施

(1)側(cè)鉆前探水泥塞，常規(guī)鉆具掃至側(cè)鉆點，并做承壓試驗，水泥塞強度必須能承受160 kN鉆壓以上，水泥塞候凝48 h后，開始側(cè)鉆。

(2)為保證在有限的裸眼井段內(nèi)側(cè)鉆一次成功，使用牙輪鉆頭+3°單彎螺桿進行側(cè)鉆。由于MWD測斜零長為13 m，離套管鞋只有2 m，側(cè)鉆時磁性工具面受到套管磁干擾，現(xiàn)場將磁性工具面擺到設計方位，待不受磁干擾時再調(diào)整方位。

(3)側(cè)鉆前首先劃眼造臺階2 h，然后控制鉆時3 h/m，直至側(cè)鉆成功。根據(jù)鉆屑中地層巖屑含量，及時調(diào)整鉆進參數(shù)，待地層巖屑含量＞70%后，逐漸加大鉆壓，提高鉆進速度。側(cè)鉆時每米撈巖屑1包，以便分析側(cè)鉆效果。鉆至6300 m時，巖屑含量＞80%，判斷已側(cè)鉆成功，正常鉆壓鉆進。

5．2 井身軌跡控制

根據(jù)井眼軌道優(yōu)化設計，可用2趟鉆來完成施工。第一趟鉆為側(cè)鉆與第一增斜段施工，使用牙輪鉆頭+3°單彎螺桿，在側(cè)鉆成功后，繼續(xù)使用該鉆具組合進行第一增斜段施工。第二趟鉆為后續(xù)穩(wěn)斜段、第二增斜段及水平段施工，使用PDC+1.5°單彎螺桿施工。

5．2．1 第一趟鉆

5．2．1．2 鉆井參數(shù)

鉆壓30～50 kN;泵壓18 MPa;排量15 L/s。

5．2．1．3 技術(shù)措施

(1)由于下入3°單彎，嚴禁開轉(zhuǎn)盤鉆進，只能滑動鉆進。

(2)及時測斜，提高井眼軌跡與軌道設計符合率。正常情況下每5 m測斜，如果造斜率發(fā)生異常，每3 m測斜，及時發(fā)現(xiàn)問題及時解決。施工中，該鉆具組合造斜率為(22°～27°)/30 m，符合設計要求。鉆進至6351 m，井斜 54.74°，方位 205.93°，完成第一增斜段施工，起鉆換鉆頭和螺桿。

5．2．2 第二趟鉆

至2013年，飛機數(shù)據(jù)庫已經(jīng)較廣泛地應用于飛機設計中，計算機輔助設計也已基本實現(xiàn)，但是飛機產(chǎn)品的公差設計仍不能實現(xiàn)數(shù)字化，還需人工查找有關(guān)國家標準設計手冊以及某些飛機公差設計手冊。賈小勐和郭長虹發(fā)現(xiàn)了這一領(lǐng)域的空白，使用VC++和 Access軟件，開發(fā)了國家標準公差、配合和飛機公差數(shù)據(jù)庫。該數(shù)據(jù)庫能夠自動查找公差與配合，可以通過計算機簡便、迅速、精確地設計和驗證飛機公差，為計算機輔助公差的設計打下了技術(shù)基礎(chǔ)[6]。

5．2．2．1 鉆具組合

5．2．2．2 鉆井參數(shù)

鉆壓20～60 kN;泵壓18 MPa;排量15 L/s。

5．2．2．3 技術(shù)措施

(1)穩(wěn)斜段以復合鉆進為主，要求小鉆壓，多劃眼，保證井眼軌跡穩(wěn)斜鉆進。每50～100 m短程起下鉆一次。

(2)第二增斜段以滑動鉆進和復合鉆進相結(jié)合的方式鉆進，該鉆具組合在滑動鉆進中的造斜率為10°/30 m左右，符合設計要求?？刂圃煨甭?，按地質(zhì)要求準確著陸。

(3)水平段以復合鉆進為主，要求小鉆壓，多劃眼，保證井眼軌跡圓滑。鉆至井深6906．00 m遇含油裂縫發(fā)生井漏而完鉆。完鉆垂深6443.15 m，投影位移 586.07 m，閉合方位 198.29°，鉆井進尺626.00 m，全井最大井斜角 90.60°，最高造斜率26.59°/30 m，鉆井周期18.38天，比設計周期提前12天。

5．3 鉆井液技術(shù)

小井眼窄環(huán)空間隙使鉆具粘附卡鉆的機會增多，所以在現(xiàn)場要加強對摩阻、扭矩的觀察，如果摩阻扭矩過大，要及時處理鉆井液，防止井下復雜事故的發(fā)生。因此，全井段使用抗高溫低固相混油聚磺鉆井液體系，保證鉆井液性能良好。鉆井液應具有一定的含油量，斜井段混油6% ～10%，以提高鉆井液的潤滑性，除砂器、離心機24 h運轉(zhuǎn)，并保證除屑效果［7，8］。鉆井液性能參數(shù)見表 3。

表3 鉆井液性能參數(shù)

5．4 安全鉆井配套技術(shù)

(1)使用一級鉆具，接頭扣型統(tǒng)一，減少中間配合接頭。鉆具下井前必須經(jīng)過探傷檢測，嚴禁帶傷鉆具入井，防止斷鉆具事故的發(fā)生。

(2)優(yōu)選鉆頭類型，保證鉆頭壽命。在側(cè)鉆時選用牙輪鉆頭，保證壽命在60 h左右，該井選用牙輪鉆頭型號為MD517，很好地完成了側(cè)鉆及第一增斜段的施工。第二趟鉆選用 PDC鉆頭，型號為M1365D，增斜段工具面穩(wěn)定有利于增斜鉆進，穩(wěn)斜段(1°～3°)/100 m 微增。

(3)使用抗高溫長壽命螺桿，減少起下鉆次數(shù)。該井最高循環(huán)溫度145℃，靜止最高溫度150℃，因此應選用175℃的抗高溫螺桿，普通螺桿易脫膠。

(4)選用175℃的抗高溫MWD。該井由于溫度高導致出現(xiàn)3次儀器故障，損失鉆井工期6.38天，如果該井除去儀器故障損失時間，實際鉆井周期為12天。

6 結(jié)語

(1)五段制側(cè)鉆水平井由于穩(wěn)斜段的存在，有效延伸了井眼軌跡的水平位移，實現(xiàn)了地質(zhì)避水的目標，適合于因出水嚴重而報廢的老井進行二次開發(fā)。

(2)通過井眼軌道優(yōu)化設計，可以減少鉆井起下鉆次數(shù)，提高鉆井時效，降低鉆井成本。

(3)在塔河油田高溫區(qū)塊，抗高溫螺桿、抗高溫MWD儀器及抗高溫鉆井液體系是保證超深側(cè)鉆水平井優(yōu)快鉆井的基礎(chǔ)。

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