超浅层大位移水平井钻完井技术

2014-05-17邓红琳王锦昌

特种油气藏 2014年3期

关键词：尾管固井管柱

邓红琳，王锦昌

(中石化华北油田分公司，河南郑州 450006）

超浅层大位移水平井钻完井技术

邓红琳，王锦昌

(中石化华北油田分公司，河南郑州 450006）

为提高渭北油田低孔、低渗、低压油藏的单井储量动用程度，增加油井产能，在渭北油田部署了超浅层大位垂比水平井——WB2P37井。在分析施工难点的基础上，对井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、倒装钻具组合、钻井液技术，下尾管固井等关键技术进行了研究，保障了该井钻完井施工的顺利进行。该井完钻井深为1 656 m，完钻垂深为392.97 m，水平位移为1 384.44 m，位垂比为3.52，油层套管一次下入到井底，固井质量良好。该井试验表明：在渭北油田超浅储层，垂深大于390 m、水平段长为1 000 m的大位移水平井进行下尾管固井完井的方案是可行的。该技术对国内其他同类油田的开发具有借鉴意义。

超浅层；大位移水平井；钻井；完井；尾管；渭北油田；WB2P37井

1 施工难点分析

渭北油田地处陕西省中部的黄土塬区，构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，横跨伊陕斜坡和渭北隆起［1－2］。油层埋深为350～550 m，采用水平井钻完井模式开发，由于垂深小，水平段钻柱及完井套管柱的有限延伸难度大，给钻完井施工带来了很大难度，具体表现在以下几个方面。

(1)WB2P37井目的层垂深为392.97 m，一开井段胶结疏松，不易定向钻进，因此定向井段只能选择在100.00～392.97 m井段，造斜段空间较小，平均造斜率较大，另外考虑后期需要在垂深300 m附近下采油泵，因此轨道设计时要预留一个稳斜井段。导致该井造斜井段的造斜率更大(0.233°/m)，增加了施工难度。

(2)直井段短，造斜点浅(113 m)，造斜段的狗腿度大，水平位移大(水平段长度设计为1 000 m)，位垂比大，直井段钻柱质量轻，在大斜度井段、水平井段钻进中，钻具平躺在下井壁，钻具与井壁的接触面积大，施工过程中摩阻高、扭矩大，下钻阻力大，造成施工中工具面摆放困难，钻进中托压严重，导致钻进时加不上压，钻速低［3］。

(3)地质要求水平段须下套管固井完井。由于垂深浅，水平段长，位垂比大，直井段完井管柱的质量相对较轻，下套管时，大斜度井段、水平井段套管与井壁接触摩阻大，靠套管自重很难将完井管柱顺利下入井底。

2 技术对策及工程设计方案

2.1 井身结构设计

该井的井身结构设计重点考虑了3个因素［4－6］：①第四系黄土层胶结疏松，易垮、易漏，一开必须快速钻过该层，下套管封固；②二开斜井段井壁易失稳，钻井液密度需提高至1.20 g/cm3，以平衡井壁垮塌，采用该钻井液密度钻进至水平段，势必对低压储层(目的层压力系数为0.6左右)造成较大的压差伤害，因此，二开钻进至水平段着陆入靶(A靶点)，下技术套管封固为宜；③地质设计水平段长1 000 m，位垂比大，完井套管下入时需要考虑加重钻具输送才能下入到井底，因此，采用三级井身结构，尾管悬挂的方式完井更为安全。综合以上因素设计了该井的井身结构(图1)。

2.2 井眼轨道设计及优化

井眼轨道设计以有利于提高机械钻速、有利于降低摩阻、有利于着陆点的控制和水平段井眼轨迹调整为原则，轨道采用直—增—稳—增—平双增轨道剖面［7－9］，井斜45°位置处设计31.22 m长的稳斜段，满足后期采油下泵的需求，最大造斜率为0.233°/m。轨迹设计主要参数见表1。

图1 井身结构设计

表1 轨道设计参数

2.3 钻具组合设计及优化

该井垂深浅、位垂比大，主要难点是三开水平段钻进过程中钻具能否有效加压和延伸问题。采用常规钻具组合，水平段钻进过程中上部直井段钻具不能提供足够的重力确保水平段有效加压钻进至井底，因此，设计采用倒装钻具组合，即将加重钻杆和钻铤加到井斜50°上方的井段，三开水平段钻进钻具组合设计为：Ø215.9 mm钻头+Ø172.0 mm单弯螺杆(1°)+回压凡尔+定向接头+Ø165.0 mm无磁钻铤+MWD+Ø127.0 mm斜坡钻杆×1 200 m+ Ø127.0 mm加重钻杆×200 m+Ø177.8 mm钻铤× 130 m+Ø127.0 mm钻杆×30 m。

2.4 钻井液设计

钻井液以稳定井壁和最大限度地减少对储集层的损害、保护油气层为主，设计采用钾铵基聚合物钻井液体系［10－12］，通过K+和NH4+的晶格固定和离子交换作用来抑制泥页岩吸水水化膨胀，稳定井壁。二开钻井液配方为：(2.0%～4.0%)钠土+ (0.1%～0.2%)Na2CO3+(0.1%～0.2%)K－PAM+ (0.2%～0.3%)K－PAN+(1.5%～2.0%)防塌剂+ (1.5%～2.0%)润滑剂，钻进至造斜井段提高钻井液密度，并通过封堵剂封堵地层的层理裂隙，有效防止造斜段泥岩及煤层的井壁失稳。具体性能指标见表2。

表2 分井段钻井液性能设计

水平段钻井液配方为：(3.0%～4.0%)膨润土+(0.2%～0.3%)KOH+(0.3%～0.5%)K－PAM+ (0.5%～1.0%)NH4－HPAN+(2.0%～3.0%)无荧光防塌剂+(2.0%～6.0%)润滑剂。水平段钻井液设计为低密度、低失水、强抑制、强润滑钻井液，以提高钻井液的稳定性及保护储层能力，严格控制钻井液失水量不大于5 mL，完钻后下入完井管柱前，钻井液中加入促进润滑的塑料小球，保证完井管柱下入过程中降低摩阻效果。

2.5 完井管柱及尾管固井设计

由于该井垂深浅，水平位移大，直井段管柱有效质量轻，下套管过程给下部套管的有效压力轻，因此设计采用尾管悬挂的方式完井，采用Ø127.0 mm加重钻杆送Ø139.7 mm尾管的方式下至井底，尾管悬挂在Ø244.5 mm技术套管内(井斜为45～50°)，尾管安全悬挂后，进行尾管段的固井完井作业。采用加重钻杆输送尾管，可有效提高直井段管柱的质量，给水平段管柱的延伸提供足够的下压力。

尾管固井工艺设计采用一次注双凝水泥浆体系封固尾管井段，尾浆(密度为1.88 g/cm3)封水平段，返深至A靶点；领浆(密度为1.88 g/cm3)封A靶点至悬挂器之间井段。尾浆及领浆性能参数设计见表3。

表3 水泥浆常规性能

3 实施效果

(1)现场轨迹控制及钻井指标效果。WB2P37井完钻井深为1 656 m，完钻垂深为392.97 m，水平位移为1 384.44 m，位垂比为3.52，钻井周期为30.81 d，全井平均机械钻速为7.04 m/h，取得了良好的应用效果。三开水平段采用倒装钻具组合。钻压为20～50 kN，排量为32 L/s，泵压为15～17 MPa，螺杆+转盘转速为50～60 r/min，每钻进100～200 m起钻1次，调整加重钻具的位置，保证加重钻具在井斜50°上部井段，确保有效加压，每钻进100 m短起下钻1次，及时清除岩屑床，加强螺杆的使用，避免定点循环，及时加入液体润滑剂减少摩阻，保证井下安全。该井水平段从586 m至1 656 m安全快速钻进1 070 m，未出现明显的托压现象，水平段机械钻速高达10.7 m/h，轨迹控制精准，准确中靶。

(2)下完井管柱及固井完井效果。完井管柱： Ø127 mm加重钻杆×320 m+尾管悬挂器(Ø244.5 mm×Ø139.7 mm)+变丝短节+Ø139.mm(N80、7.72 mm、LTC)套管×1 330 m，水平段套管串每1根加放1只滚轮树脂旋流扶正器。下尾管过程顺利，悬挂器安全坐挂，固井按设计方案顺利实施，水平段固井质量良好。