长水平段水平井钻井技术在中江气田的应用

2014-07-13仇恒彬董志辉张晓明

中国石油大学胜利学院学报 2014年2期

仇恒彬，董志辉，张晓明，张玲

（中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营257017）

江沙21－6HF和江沙21－7HF井组是部署在川西坳陷中江－回龙鼻状构造向西倾末端的一个长水平段水平井井组。本井组位于有利沉积微相区［1］，目的层为上沙溪庙组，埋藏深度为1 900～2 100m，储层孔隙度平均值为7.48%，为中低孔隙度储层，渗透率平均值为1.39×10－3μm2，属于典型的致密气藏，采用常规方式开发效果不佳。随着勘探开发的需求和技术水平的提高，应用长水平段水平井开发低渗油藏得到广泛的应用。

1 井身结构和井眼轨道设计

中江气田以往的水平井多采用三开井身结构［2］，井身结构复杂。二开采用大钻头钻进至水平段目的层，然后下入Φ244.5mm的技术套管；三开采用常规钻头钻至完钻井深。这种井身结构设计虽然有利于降低水平段的摩阻和扭矩，减少后期作业施工的难度，但是由于定向段钻头尺寸较大，造斜率容易失常使得机械钻速很低，加上中间完井作业时间，使整个钻井施工周期过长，达不到提速提效的目的。

由于该区块已经有二开井身结构水平井的施工情况［3］，并且提速效果显著，同时借鉴临区块的施工经验［4］，本井组2口井均采用了二开井身结构设计，在各开次的井深、井眼尺寸的具体设计数据见表1。

表1 江沙21井组井身结构数据

参照该地区已施工的水平井实钻资料，为满足地质设计的靶点要求，选用“直－增－稳－增－平”5段制剖面，在轨道设计的定向段中增加30～50m的调整段，避免导向工具在定向时出现全角变化率异常而增加后期井眼轨迹控制的难度。2口井的轨道设计数据见表2。根据江沙21井组实钻得到的沙溪庙组JS21目的层砂体岩性、含气性及顶界垂深等情况，结合物探预测，该井组2口井在原设计的A、B靶点间分别增加一个控制点K（水平投影见图1）。

表2 江沙21井组轨道设计数据

图1 江沙21井组水平投影

2 施工难点

（1）中江地区浅－中深层蓬莱镇组、遂宁组和沙溪庙组钻井过程发生井壁失稳已是一个普遍现象，施工中易出现井壁坍塌、井喷、卡钻等复杂情况［5］。中江10井、江沙10－1H井、川泉181井、川泉182井、回龙2井、江沙5井、回龙3井、回龙5井和川江566井等多口井在蓬莱镇组—沙溪庙组起下钻多次遇阻、划眼，井壁失稳是该地区的主要工程故障。

（2）钻井液密度高，对钻井液性能要求高。根据临井资料，预测本井组地层孔隙压力梯度在1.50～1.80MPa/100m，出于安全考虑，在定向段和水平段钻井液密度控制在1.60～1.95g/cm3，临井钻井液密度有的达到2.10g/cm3。同时本井组设计水平段长，后期摩阻扭矩大，对钻井液性能要求高。

（3）采用二开井身结构，裸眼段长，水平位移大，摩阻扭矩大，轨迹控制困难，严重影响钻井效率。江沙21－6HF和江沙21－7HF两口井裸眼段长度分别达到1 365和1 395m，水平段长度分别为1 189和827.50m，较长的裸眼段和水平段使钻杆很容易发生屈曲而产生自锁，钻压很难传递到钻头上，增加了后期滑动钻进时调整井眼轨迹的困难。

（4）防碰任务严峻。本井组部署2口长水平段水平井，井口最近间距3.16m，最近距离在直井段，直井段防斜打直十分重要；另外由于设计目的层厚度相对较薄，且受储层非均质性等影响，预测的A靶点垂深可能存在误差，增加了井眼轨迹控制的难度。

3 技术措施

3.1 直井段防斜打直技术

直井段防斜打直技术是解决丛式井组防碰问题的基本方法。本井组2口井的直井段均采用“Φ311.15mm钻头＋Φ244.5mm直螺杆（Φ310 mm本体扶正器）＋Φ241.3mm钻铤＋Φ308mm扶正器＋Φ203.2mm钻铤＋Φ139.7mm斜坡钻杆”的螺杆钻具配塔式钻具组合，小钻压吊打方式钻进，利用塔式钻具组合下部钻具重量大、刚度强、重心低、环空间隙小、稳定性好等特点，保持钻头平稳工作，同时利用螺杆钻具的高转速来提高机械钻速，并且加密测斜及时扫描预测防碰间距。2口井直井段的井斜角基本控制在1°以内，平均机械钻速达到17.44m/h，并且利用地层地质特性，直井段井眼偏向一致，2口井的最近距离从井口往下逐渐增大，保持在5m以上，达到了防碰的目的。

3.2 定向段和水平段优化轨迹技术

井眼轨迹平滑是减小长水平段水平井摩阻扭矩的关键。定向钻进时控制好全角变化率，避免因全角变化率失常额外加大摩阻扭矩，影响后期施工。水平段中通过优选钻具组合和优化钻井参数等措施达到稳斜效果，从而提高钻井效率。江沙21井组在定向段和水平段中使用1.5°单弯动力钻具（Φ210 mm螺扶）＋MWD和1.5°单弯无扶动力钻具＋MWD的两种钻具结构，达到了比较理想的效果。

（1）定向段。江沙21－6HF一开定向段使用Φ311.2mmPDC钻头＋Φ216mm1.5°/1.75°单弯动力钻具（Φ310mm螺扶）＋MWD的钻具组合。由于一开定向井眼直径大，定向初期1.5°单弯动力钻具造斜率低，为避免给后期施工增加困难，起钻下入1.75°单弯动力钻具定向增斜，基本能够满足设计要求。江沙21－6HF二开定向段和江沙21－7HF定向段均使用215.9mmPDC钻头＋Φ172mm 1.5°单弯动力钻具（Φ210mm螺扶）＋MWD的钻具组合，采用滑动、复合两种方式交替钻进，实钻井眼轨迹能够满足设计要求，并且井眼轨迹平滑。江沙21－26HF和江沙21－27HF井定向段最高全角变化率分别为27.58和27.16°/100m，并且在江沙21－7HF井中仅用3.48d完成了498m的定向段施工，平均机械钻速达到8.36m/h，取得了很好的应用效果。

（2）水平段。水平段均使用Φ215.9mmPDC钻头＋Φ172mm单弯动力钻具＋MWD的单弯钻具组合。在江沙21－6HF井中，前后分别下入1.5°和1.25°单弯动力钻具（Φ210mm螺扶）进行钻进。由于中江区块地层井眼井壁不稳定，考虑井下安全，简化钻具结构，没有在动力钻具后接欠尺寸扶正器，井斜角控制不太理想。在江沙21－7HF井的水平段中尝试采用Φ215.9mmPDC钻头＋Φ172mm 1.5°单弯无扶动力钻具＋MWD的单弯钻具组合，由于Φ172mm动力钻具无扶正块，复合钻进时其效果类似于常规钻具，有降斜趋势，但动力钻具在钻具前方具有一个1.5°的弯度，复合钻进时又具有增斜趋势，配合高效PDC钻头，通过调整钻井参数进行钻进，达到了提高机械钻速和控制轨迹的目的。现场施工中，钻压10～20kN钻进时井斜角降低，钻压20～40kN时井斜角基本不变，钻压40～60kN时井斜角增加，水平段井斜角变化基本趋于稳定（图2）。间断采用滑动钻进方式控制井斜角，江沙21－7HF井水平段滑动进尺占整个水平段长度的比值仅为1.69%，取得了非常好的井眼轨迹控制效果。

图2 江沙21井组水平段井斜角变化率

3.3 钻井液体系优化

江沙21井组所在的中江地区存在较大的坍塌应力，容易发生井壁失稳，造成井下复杂情况的发生［6］。优选钾钙基钻井液体系，其抑制性强，具有较好的防塌能力，通过补充定量的石灰和KCl，能够保持井眼的稳定性。直井段剑门关组及蓬莱镇组地层含大段泥岩，易水化分散，造浆性强，砂岩、砂砾岩井段易形成厚泥饼造成缩径，采用聚合物氯化钾钻井液，通过不断加入聚合物稀胶液和聚合物混合胶，逐步降低黏切，控制漏斗黏度在50～70s，动切力7～14Pa，塑性黏度25～30mPa·s，同时控制钻井液流变性能和失水量，降低泥页岩水化分散和膨胀，防止井壁失稳，延长井壁稳定时间，并配合使用大排量进行快速钻进。二开采用聚胺钙基钻井液，通过不断加入氯化钾、沥青类防塌剂和聚合醇等处理剂以及KCl、SMP－2、SPNH、SMT混合胶，增强钻井液抑制性，严格控制失水量，并保证钻井液具有较强的携砂能力。同时逐步增大润滑剂的加量，提高钻井液润滑防卡性能，达到携砂、降摩和避免岩屑床形成的目的。

3.4 PDC钻头优选

PDC钻头具有井下施工周期长、安全性高、钻井综合成本低等优点。根据中江区块的地层特点，结合PDC钻头适用性，定向钻进时优选短保径5刀翼PDC钻头，它具有定向工具面稳定、造斜能力强、机械钻速快等优点。在江沙21－26HF和江沙21－27HF定向段（Φ215.9mm井段）均采用保瑞特ABS1605F钻头，2口井的平均机械钻速分别达到6.91和8.36m/h，并且在江沙21－7HF井的定向段中，瞬间最高钻速达到30m/h，达到了预期的效果。这2口井的应用效果表明该型号钻头适应中江地区水平井的钻进，并有利于提高机械钻速，缩短钻井周期，达到提速提效的目的。

4 实钻效果

采用以上技术措施后，江沙21井组均按期完成施工要求，完钻指标见表3。在江沙21－7HF井中储层钻遇率达到100%，同时机械钻速大大提高，钻井周期缩短，创下了在川西地区3 001～3 500m的水平井施工中钻井周期最短、平均机械钻速最高、钻机月速最高的新纪录，取得了非常好的应用效果，为今后该地区的储层勘探开发提供了有效的指导方法。