水平井优快钻井技术在大牛地气田D10PH-5井的应用

2012-11-10刘新成中石化华北石油管理局五普钻井公司河南新乡453000

长江大学学报(自科版) 2012年10期

关键词：机械钻速井眼钻具

刘新成 (中石化华北石油管理局五普钻井公司，河南新乡 453000)

王锦昌 (中石化华北油田分公司工程技术研究院，河南郑州 450006)

水平井优快钻井技术在大牛地气田D10PH-5井的应用

刘新成 (中石化华北石油管理局五普钻井公司，河南新乡 453000)

王锦昌 (中石化华北油田分公司工程技术研究院，河南郑州 450006)

D10PH-5井是大牛地气田施工的一口水平段长达1200m水平井，为了提高该井的机械钻速，在分析该区储层工程地质特征及钻井难点的基础上，通过采取水平井优快钻井技术，如优化井身结构、合理设计井眼轨迹、优选钻头类型和优化钻具组合、分井段采取相应钻井液技术等，提高了钻井速度，缩短了钻井周期，因而具有实际应用价值。

D10PH-5井；钻头选型；井身结构；大牛地气田；优快钻井

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北东部，属于上古生界石炭系、二叠系海陆交互相含煤碎屑岩含油气体系[1]。该气田产能建设初期主要依靠常规直井和定向井进行施工，每口井都必须经过压裂酸化改造后才能获得产能，大部分井改造后单井产能偏低。为了扩大泄气面积，提高气田单井产量，进而提高气田的开发经济效益，于2003年开始进行水平井试验，结果表明钻井周期长、平均机械钻速低和钻井成本高。为解决上述问题，进行了大量试验研究，并将水平井优快钻井技术应用于D10PH-5井，该井平均机械钻速高达11.38m/h，钻井周期仅31.71d，表明该技术是可行的，具有实际推广价值。

1 D10PH-5井基本情况及其钻井难点

1.1D10PH-5井基本情况

D10PH-5井大牛地气田在鄂尔多斯盆地部署的一口开发井，设计井深4097.39m(垂深2692～2697m)，水平段长1200m，目的层为下二叠统下石盒子组盒1段气层，完钻层位盒1段气层。

1.2钻井难点分析

1)井眼轨道难以控制大牛地气田下石盒子目的层非均质性强，井眼轨道控制难度较大。例如，DP1井、DP35-1井着陆点、水平段预测深度和实际深度有差别，导致填井侧钻。DP1井A靶点因气层垂深较预测上提8m，回填侧钻1次，水平段3次回填侧钻，1次悬空侧钻。DP35-1井A靶点深度较预测深度上提14.1m，为了准确中靶，被迫加大造斜率，最大造斜率达14.5°/30m，接近允许最大造斜率率(15°/30m)，工程施工风险加大。

2)分层段钻井存在潜在风险该区钻井钻遇不同地层时存在潜在风险，具体表现如下：①第四系黄土层不成岩,流砂层厚,裂缝发育,区域水层易出水；地层易垮塌；起下钻阻卡严重。②二开上部地层钻遇志丹群易发生泥岩膨胀掉块、井径扩大,纸坊组造浆性强,刘家沟组容易发生漏失。③直罗组、上石盒子组有煤层和煤线分布，容易发生煤层垮塌掉块、卡钻和形成大肚子井段。④和尚沟组、上石盒子组井段泥岩坚硬,细砂岩、粉砂岩研磨性强,和尚沟组含少量砾石,可钻性差,憋跳钻严重,牙轮钻头易发生牙齿剥落和掉牙轮事故。

2 重点工艺措施

2.1优化井身结构

大牛地气田前期实施的水平井井身结构为一开∅444.5mm钻头钻至500m，下入∅339.7mm表层套管；二开∅311.2mm钻头钻至A靶点，下入∅244.5mm技术套管；三开水平段∅215.9mm钻至完钻井深,水平段长800～1600m。由于大尺寸井眼钻井周期长、造斜段、水平段事故和复杂情况多[2]。为此，对D10PH-5井井身结构进行优化调整，调整后的井身结构采用∅311.2mm钻头开眼钻至300m，下入∅244.5mm表层套管；二开采用∅215.9mm钻头钻至A靶点，下入∅177.8mm技术套管；三开采用∅152.4mm钻头钻至设计井深，裸眼完井。该井身结构井眼尺寸较前期水平井井眼尺寸大大缩小，对提高机械钻速非常有利，同时二开技术套管封隔了A靶点以上易垮易漏的斜井段，可有效保证三开1200m裸眼井段的安全钻进。

2.2合理设计井眼轨道

该井的井眼轨道设计以利于提高机械钻速、降低摩阻、着陆点的控制和水平段井眼轨道调整为原则，保证井眼轨道平滑。因此，将该井的井眼轨道设计为直-增-平剖面，增斜段设计为单增剖面，并提示施工方若实钻地层与地质预测地层复合率高且偏差小，可直接按该井眼轨道造斜率钻进。单增井眼轨道设计不但有利于降低钻进过程中的摩阻，而且施工方易于选择造斜工具，可大大降低控制井眼轨道的难度，利于二开技术套管的顺利下入，该井井眼轨道设计参数如表1所示。

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表1 D10PH-5井轨道设计参数

2.3优选钻头类型和优化钻具组合

钻头是钻进过程中直接与井底接触的工具，钻头与地层的适应性以及钻头本身的质量特性是快速钻井的根本保证[3]。通过试验研究，优选出了一批与地层适应性好、机械钻速高的高效钻头，对优快钻进提供了重要保证。例如二开钻进使用215.9mm的PDC钻头GD1605T、M1655FC和M1655FC，三开钻进使用152.4mm的钻头P5235MJH和M1652C。

1)一开采用塔式钻具组合 ∅311.2mm钻头+∅203.2无磁钻铤×1根+∅203.2钻铤×8根+∅177.8钻铤×9根+∅127mm钻杆，该钻具组合采用低钻压、高转速，大排量，有效的提高了机械钻速，并控制了井斜。

2)二开上部井段采用钟摆钻具组合 ∅215.9mm钻头+∅158.8mm无磁钻铤1根+∅158.8mm钻铤1根+∅214mm扶正器+∅158.8mm钻铤7根+∅127.0mm加重钻杆串+∅127.0mm钻杆。二开斜井段∅215.9m钻头+∅172mm单弯动力钻具+∅178mmMWD无磁循环短节0.89m+∅159mm无磁钻铤9m+∅159mm无磁转换接头+∅127mm无磁承压钻杆9m+∅127mm加重钻杆+∅127mm斜台阶钻杆+∅127mm钻杆。

3)三开水平段钻具组合 ∅152.4mm钻头+∅120mm 1.0°单弯动力钻具+∅120mm无磁钻铤9m+LWD+∅88.9mm无磁承压钻杆9m+∅88.9mm斜台阶钻杆+∅88.9mm加重钻杆+∅88.9mm钻杆。

1)一开井段一开钻遇第四系浅灰黄色散砂层以及志丹群、安定组、直罗组的浅灰、浅棕灰色砂岩与绿色、棕色泥岩互层，地层胶结性差，可钻性好，易漏、易垮塌，再加上井径大、返速低。因此，采取的钻井液技术应以悬浮、携带岩屑和稳定井壁为主。

2)二开直井段该段岩性以砂泥岩互层为主，底部有棕红、棕褐色泥岩。其成岩性差，容易剥落掉块，造成井壁失稳。刘家沟底部的棕红色泥岩造浆严重，易吸水水化膨胀，易引起缩径和钻头泥包，导致性能不稳定。因此，采取的钻井液技术应以提高抑制性、调节流变性为主，严格控制失水，及时补充防塌剂，防止因钻井液长期浸泡造成的井壁失稳。

3)二开斜井段二开斜井段钻遇石千峰、上石盒子组，其岩性主要是棕褐色、褐色泥岩和灰色粗、中、细砂岩。该井段为造斜段，井斜大，钻井工艺复杂，易形成岩屑床，导致摩阻和扭矩增大，引起托压。同时钻井液的长时间浸泡易引起井壁不稳定。因此，对钻井液的润滑性、携岩性和防塌护壁性提出了更高要求。应根据地质提示，在进入泥岩前用LV-CMC和K-HPAN控制失水，在泥岩钻进时加入磺化沥青和超细碳酸钙对泥岩裂隙有效封堵起到支撑作用，防止泥岩垮塌。根据现场情况，提高钻井液比重至1.22g/cm3平衡泥岩的坍塌应力，保持钻井液有的强抑制能力，防止泥岩物质的水化分散引起泥岩垮塌[4]。

4)三开水平段钻遇地层是二叠系下石盒子组地层，岩性浅灰色细、中、粗砂岩及褐色泥岩。水平井产层裸露面积大，可钻性差，浸泡时间长，钻井液对气层损害严重。水平井段岩屑沉降距离长，井眼净化困难，易形成大段岩屑床，钻井液含砂量高，密度高，井底压差大，增加了压差卡钻机率，进一步增加了泥浆润滑性、流变性的要求。由于水平段长，钻具躺在井底，加之水平段携砂相对困难，井底沉砂相对较高，易形成岩屑床，所以钻具摩阻大、扭矩大及钻头加压困难，因而要求钻井液具有良好的润滑性。由于水平段裸眼段长，含有硬脆性泥岩和砂泥岩，所以要保证水平段的井眼稳定和不垮塌。因此，要求钻井液既具有良好的流变性、抗温性、抗污染性、携岩性、抑制性和防塌润滑性，又能满足保护储层的需要[5]。

3 应用效果

将水平井优快钻井技术应用于D10PH-5井后，完钻井深4090m，水平段长1200m，钻井周期仅31.71d，全井平均机械钻速高达11.38m/h。该井是大牛地气田钻井周期最短的井，并且是第一口钻井周期突破35d的水平井。其中一开使用∅311.2mmGA114钻头、塔式钻具组合及钾铵基聚合物钻井液体系，进尺396.00m，纯钻时间18h，平均机械钻速22m/h。二开直井段(396～2322m)使用螺杆+转盘的复合钻进模式配合高效PDC钻头(格锐特GD1605T一只，M1655FC两只)实现高钻速，一只GD1605T复合钻进速度达到了68.68m/h，单只钻头进尺440.95m，出井后掌心齿磨完，保径良好；另一只M1655FC钻头复合钻进效果良好，钻进井段836.95～1837.25m，平均机械钻速24.5m/h，出井后牙齿正常磨损，无崩齿。三开水平段(1200m)使用了5只PDC钻头，其中P5235MJH机械钻速高达16.11m/h，出井后为正常磨损，保径良好；另一只锐石M1652C钻头，钻进井段3266.91～3605m，进尺338.09m，平均机械钻速12.64m/h，出井后肩部齿正常磨损，掌心齿崩一个，本体无磨损。