渤海某油田淺層大位移井鉆井關(guān)鍵技術(shù)及其應(yīng)用

邱小華，席江軍，柳海嘯，劉海龍，楊元超

1.中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司（天津 300452）

2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津 300452）

隨著渤海油田勘探開發(fā)的不斷深入，新建開發(fā)項(xiàng)目中“低、邊、稠”占比較大，伴隨著用海矛盾問題的突出，國(guó)防、航道、漁業(yè)、環(huán)保等因素的制約，平臺(tái)選址受限，大位移井遠(yuǎn)程開發(fā)成為解決受限區(qū)域勘探開發(fā)的重要手段[1]。大位移井是定向鉆進(jìn)目的層與井口位置之間具有較大水平距離的井，常規(guī)大位移井是指水垂比大于或等于2 且測(cè)深大于3 000 m的井或水平位移超過3 000 m 的井[2]。渤海某油田主力油層發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，儲(chǔ)層埋深淺[3-4]。通過對(duì)該油田淺層大位移井鉆井作業(yè)技術(shù)與實(shí)踐的總結(jié)，以期為該油田后續(xù)進(jìn)行同類型井提供借鑒。

1 X35井作業(yè)難點(diǎn)及技術(shù)挑戰(zhàn)

1.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

X35 井為該油田的一口淺層大位移生產(chǎn)井，根據(jù)該油田前期作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，該井設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 X35井設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)圖

1.2 井眼軌道設(shè)計(jì)

在綜合考慮施工難度、避開斷層、井壁穩(wěn)定等因素后，通過對(duì)摩阻扭矩模擬，鉆具優(yōu)選后最終優(yōu)選出定向井軌跡設(shè)計(jì)（表1）。

表1 X35井設(shè)計(jì)軌跡

1.3 技術(shù)難點(diǎn)及挑戰(zhàn)

1）Φ406.4 mm 井段井斜大，井深795 m 井斜增至73°，井斜大后造斜段滑動(dòng)困難，穩(wěn)斜段旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)穩(wěn)斜難度大。Φ914.4 mm 導(dǎo)管采用錘入法下入，導(dǎo)管鞋處較為薄弱，存在壓漏和過度沖刷的問題。近年來作業(yè)的一些井，由于導(dǎo)管鞋處被過度沖刷或被壓漏導(dǎo)致一開作業(yè)時(shí)井口沒有返出，容易引發(fā)井下復(fù)雜情況。

2）穩(wěn)斜段長(zhǎng)，Φ311.1 mm 井段井斜均在73°以上，巖屑容易在井眼低邊形成巖屑床，井眼清潔困難[5]。

3）摩阻扭矩大，存在設(shè)備超負(fù)荷、套管下入困難的問題[6]。長(zhǎng)穩(wěn)斜段延伸井眼摩阻扭矩大，依靠管柱自重往往難以下放，容易導(dǎo)致各種復(fù)雜情況的發(fā)生。

4）該油田經(jīng)過多年開發(fā)，注采關(guān)系復(fù)雜，可能存在超壓或虧空層，虧空層地層薄弱，一旦發(fā)生溢流，容易引發(fā)“又溢又漏”復(fù)雜情況的發(fā)生。

2 主要技術(shù)措施及應(yīng)用效果

2.1 表層深鉆技術(shù)

為減少二開作業(yè)壓力，降低二開井眼扭矩摩阻，縮短作業(yè)工期，本井Φ406.4 mm 井眼實(shí)際鉆進(jìn)至1 091 m。優(yōu)選等壁厚馬達(dá)，降低了定子滯漲，能輸出更高扭矩[7]。鉆具組合如下：Φ406.4 mm Cone Bit+Φ244.5 mm Mud Motor(1.5°) +Φ355.6 mm STB+Φ203.2 mm HOC+Φ203.2 mm Screen Sub+Φ203.2 mm F/V+Φ203.2 mm UBHO+Φ203.2 mm Drilling Jar+Φ203.2 mm X/O+Φ139.7 mm HWDP×14Joints +Φ 139.7 mm DP。上部井段使用海水膨潤(rùn)土漿鉆進(jìn)，以釋放機(jī)械鉆速[8]。在860 m轉(zhuǎn)化為海水聚合物體系，以減少導(dǎo)管鞋處沖刷，同時(shí)重點(diǎn)關(guān)注鉆井液密度及固相含量。Φ406.4 mm 井段作業(yè)正常，Φ339.7 mm套管下入順暢。

2.2 軌跡控制技術(shù)

1）鉆頭優(yōu)選。根據(jù)該油田多年作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，Φ 311.1 mm 井眼優(yōu)選川克PDC 鉆頭，選用鉆頭水眼TFA 為1 122.58 mm2（1.74 in2），可滿足旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工作要求。鉆頭水眼選取偏小，會(huì)造成較大的水眼壓力損耗；選取偏大，影響鉆頭水力破巖效果，進(jìn)而影響PDC鉆頭機(jī)械鉆速。

2）負(fù)脈沖MWD儀器優(yōu)選。二開作業(yè)前進(jìn)行水力參數(shù)模擬，模擬使用正脈沖MWD 儀器鉆進(jìn)至完鉆井深3 672 m，排量4 000 L/min 時(shí)泵壓21.8 MPa，而使用負(fù)脈沖MWD 儀器時(shí)，排量4 000 L/min 泵壓為18.8 MPa（模擬結(jié)果見表2）。平臺(tái)管匯等設(shè)備壓力上限為20.6 MPa，使用負(fù)脈沖MWD 能夠明顯降低泵壓，有利于開大排量清潔井眼。本井選用負(fù)脈沖MWD 儀器，鉆達(dá)完鉆井深3 672 m 時(shí)，排量4 000 L/min，泵壓為19.0 MPa。負(fù)脈沖MWD儀器的使用，保證了井眼清潔，為后續(xù)順利下套管打下了良好基礎(chǔ)。

表2 負(fù)脈沖MWD井底泵壓模擬

3）微偏心擴(kuò)眼器工具優(yōu)選。為改善指向式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具Geo-Pilot 鉆進(jìn)后的井眼倒劃眼困難問題，在鉆具組合上增加了微偏心擴(kuò)眼器（圖2），可以實(shí)現(xiàn)隨鉆微擴(kuò)眼。工具有上、下兩組螺旋擴(kuò)眼刀翼，下刀翼組負(fù)責(zé)鉆進(jìn)期間的隨鉆擴(kuò)眼，上刀翼組負(fù)責(zé)起鉆過程中的倒劃眼，可有效清除定向井中巖屑床，提高倒劃眼時(shí)效。工具參數(shù)為：工具總長(zhǎng)1 420 mm，工具內(nèi)徑85 mm，理論擴(kuò)眼直徑326 mm，本體外徑178 mm，最大外徑311 mm，PDC 齒直徑13.4 mm。

圖2 鉆柱式隨鉆微擴(kuò)眼工具

選用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向配合微擴(kuò)眼工具，一趟鉆具組合鉆進(jìn)至完鉆井深，相比于上部使用馬達(dá)，下部更換旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向，時(shí)效性更高，且指向式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向，有利于提高井身質(zhì)量及軌跡平滑度。二開鉆具組合：Φ 311.1 mm PDC+Φ243.8 mm Geo-Pilot+Φ203.2 mm PM+Φ203.2 mm ILS+Φ203.2 mm M5+Φ203.2 mm Jet Pulse+Φ203.2 mm Screen Sub+Φ203.2 mm F/V+Φ 203.2 mm Drilling Jar+X/O+Φ139.7 mm HWDP×8Joints+Φ139.7 mm DP+X/O+Reamer+X/O+Φ139.7 mm DP。

2.3 井眼清潔與井壁穩(wěn)定技術(shù)

1）“適度抑制＋加強(qiáng)封堵+活度平衡”的鉆井液技術(shù)。大位移井需要鉆井液能較好的清潔井眼以及穩(wěn)定井壁、降低井眼摩阻扭矩。該油田主要使用強(qiáng)抑制性PEM鉆井液體系，而館陶組部分松散層位以及一些虧壓層較為薄弱，倒劃眼期間容易憋壓進(jìn)而導(dǎo)致井漏。通過對(duì)傳統(tǒng)PEM 鉆井液體系進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)，形成了“適度抑制+加強(qiáng)封堵+活度平衡”的鉆井液技術(shù)，該技術(shù)在X35 大位移井作業(yè)中發(fā)揮了重要作用。

針對(duì)明化鎮(zhèn)及館陶組地層巖性特點(diǎn)，優(yōu)化體系中封堵材料配比，使用1.0%PF-SZDL+1.0%HTC+1.0%PF-LSF+1.0%PF-LPF的封堵材料加量，可有效改善泥餅質(zhì)量，提高封堵承壓能力，減少倒劃眼期間可能發(fā)生的井漏等復(fù)雜情況。早期的PEM 鉆井液中沒有引入NaCl，鉆井液中K+含量高了抑制性太強(qiáng)，會(huì)使近井地帶井壁硬化[9]，含量低了又不能有效控制鉆井液性能、井壁質(zhì)量也不夠好，KCl的加量不控制好進(jìn)而就會(huì)導(dǎo)致倒劃眼困難的問題。室內(nèi)研究表明12%的NaCl 的抑制性與1.5%KCl 抑制性相當(dāng)，此外NaCl 可降低鉆井液水相活度，減少濾液侵入地層，提高了體系的固相容量限，也可有效實(shí)現(xiàn)減排。室內(nèi)研究表明，10%～15%的NaCl 加量最適合該油田的地層活度[10]，可達(dá)到適度抑制與活度平衡的效果。此外在PEM 鉆井液體系中引入了抗鹽提切降濾失劑PF-JHVIS，與PF-VIF、PF-XC H進(jìn)行復(fù)配，可有效提高切力，改善攜砂效果。優(yōu)化后的PEM 鉆井液靜切力恢復(fù)快，動(dòng)塑比高，具有很好攜砂與封堵能力。

在X35 井鉆進(jìn)期間，需維持PEM 鉆井液中120 kg/m3的NaCl 含量，YP在13～15 Pa，Φ3/Φ6 不低于6/8。上部淺地層鉆進(jìn)時(shí)，K+維持在較低水平，有利于提高機(jī)械鉆速。第一趟短起下后，通過膠液補(bǔ)充井漿K+含量至5 000 mg/L，有利于穩(wěn)定井壁。完鉆后短起下鉆到底后，提高鉀離子含量至12 000～15 000 mg/L，在井眼“干凈”的前提下進(jìn)一步穩(wěn)定井壁，有利于下套管作業(yè)。裸眼段加入足量PF-GREEN LUBE、PF-BLA B、RT-101、PF-GRA，提高潤(rùn)滑性、降低摩阻。

2）工程配套措施。上部井段使用海水膨潤(rùn)土漿鉆進(jìn)，以充分釋放機(jī)械鉆速。在垂深1 000 m 左右轉(zhuǎn)化鉆井液體系為PEM 鉆井液，鉆進(jìn)至2 736 m進(jìn)行一次短起下，清潔上部井眼。鉆進(jìn)至3 625 m，因鉆進(jìn)扭矩大，進(jìn)行第二次短起下，短起后扭矩改善明顯，然后鉆進(jìn)至完鉆井深3 672 m。使用PEM鉆井液鉆進(jìn)期間，排量始終維持4 000 L/min以上排量鉆進(jìn)，以保證井眼清潔。頂驅(qū)轉(zhuǎn)速維持在100 r/min 左右，高轉(zhuǎn)速有利于井眼清潔[11]，而繼續(xù)提高轉(zhuǎn)速，井內(nèi)定向工具信號(hào)傳輸受到干擾。合適的作業(yè)參數(shù)配合倒劃眼清潔井眼，起下鉆期間井眼順暢。

2.4 頂驅(qū)下套管與固井技術(shù)

頂驅(qū)下套管裝置可以提高下套管作業(yè)效率，相比于傳統(tǒng)下套管方式，可以在套管遇阻時(shí)及時(shí)循環(huán)鉆井液并旋轉(zhuǎn)套管[12]。頂驅(qū)下套管工具與頂驅(qū)相連，由頂驅(qū)提供旋轉(zhuǎn)動(dòng)力，其本身自帶液壓站，為錨定套管提供動(dòng)力，同時(shí)系統(tǒng)自帶密封系統(tǒng)，可以實(shí)現(xiàn)套管與頂驅(qū)下套管工具的密封（圖3）。目前使用的頂驅(qū)下套管工具可提供350 t以上拉力，最大扭矩可達(dá)67.7 kN·m，密封系統(tǒng)耐壓20.6 MPa。

圖3 海上油田頂驅(qū)下套管施工

為保證X35 井套管的順利到位，該井使用頂驅(qū)下套管技術(shù)，并下入CLS 高抗扭套管，套管下入順暢。Φ244.5 mm 套管性能參數(shù)為：公稱外徑244.5 mm，公稱內(nèi)徑244.4 mm，磅級(jí)59.5 kg/m，最佳上扣扭矩17.6 kN·m，作業(yè)扭矩67.7 kN·m，屈服扭矩101.6kN·m。

為保證套管居中，扶正器加放為浮鞋至Φ339.7 mm套管鞋每根1個(gè)剛性扶正器，Φ339.7 mm套管內(nèi)為3～5根1個(gè)扶正器。對(duì)下套管懸重進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果顯示，套管到位最終下放懸重31 t，上提懸重176 t，管柱未發(fā)生屈曲，本次不使用漂浮接箍（圖4）。該井最終下套管到位下放懸重33 t，與模擬基本一致，固井施工正常。

圖4 下套管懸重模擬圖

X35 井是該油區(qū)部署的一口淺層大位移井，通過多種技術(shù)的應(yīng)用，該井順利完成，整井作業(yè)工期較設(shè)計(jì)提前26%，單井事故率為零。

3 結(jié)論

1）負(fù)脈沖MWD 儀器可顯著降低作業(yè)期間泵壓，有利于開大排量清潔井眼。大位移井作業(yè)選用負(fù)脈沖MWD，能提高鉆井作業(yè)期間排量，更好地清潔井眼，減少井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

2）指向式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向加微擴(kuò)眼工具的組合使用，可改善Geo-Pilot工具倒劃眼困難問題，有效提高倒劃眼時(shí)效，同時(shí)有助于井眼清潔。

3）通過對(duì)傳統(tǒng)PEM鉆井液性能進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)，降低體系抑制性，提高封堵性，形成了適合該油田的“適度抑制+加強(qiáng)封堵+活度平衡”的鉆井液技術(shù)。

4）頂驅(qū)下套管技術(shù)能顯著降低大位移井的套管下入難度，有利于套管順利下放到位。