福山油田钻井井身结构设计应用现状

崔 露，张晓东，杨雪松，徐明磊，罗文丽

（1.渤海钻探工程技术研究院，河北 任丘062552；2.南方石油勘探开发有限责任公司，海南 海口570100；3.华北油田公司合作开发部，河北 任丘062552）

井身结构既是影响油气井钻完井安全生产的重要因素也是油气田勘探开发钻达目的层的先决条件。因此，井身结构设计是钻井工程设计的基础，其合理性关系着钻井工程的施工和经济效益，影响着油气井的质量和寿命。

目前井身结构设计由早期的经验设计上升到以科学分析、计算为原则的系统工程设计阶段，主要取决于对四条压力预测剖面（地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力、漏失压力）、六个参数取值（抽吸压力允值、激动压力允值、井涌条件允值、正常或异常压力压差卡钻临界值、钻井液密度允值）、地质岩性、复杂地层的分布（必封点的确定－垮塌井段、漏失井段）、井壁稳定性、地下流体特性等的认识程度和钻井装备条件以及钻井工艺技术水平。

1 地质概况

福山油田是位于海南岛北部湾盆地的一个新生代含油气凹陷油田，地质条件复杂，多属小型断块构造。目前重点勘探开发区块为花场、花东、永安、美台，红光及白莲等，钻遇地层从上而下依次为第四系、上第三系（望楼港组、灯楼角组、角尾组、下洋组）、下第三系（涠洲组、流沙港组）和前第三系（表1）。

表1 地质分层岩性描述

油气主要目的层为涠洲组二、三段及流沙港组流一、二、三段，油藏类型为凝析油气田，圈闭高点埋深为1 600～3 900m。储集层涠洲组以冲积扇、河流冲积平原相为主，河道沉积的砂岩十分发育，物性较好，为中高孔、中高渗型储集层；流沙港组以三角洲前缘水下分支河道、河口砂坝和席状砂为主，砂岩单层厚度变化大，为中低孔～中低渗型储集层，具体表现为气油比高，原油密度低。

2 福山凹陷地层压力特性及复杂地层

2.1 地层压力

地层压力是钻井工程设计和施工的重要地质参数，直接关系到井身结构的设计和各开次钻井液密度的取值。地层压力可以进行预测、监测、检测，主要体现形式是在未钻井前利用邻井以及本井区地震资料可以预测待钻井的地层压力，在钻井过程中利用实钻获取的钻井与录井资料可以进行地层压力监测，而完钻（或中完）后利用测井、测试资料可以进行检测。针对福山油田花场、花东、永安、美台、白莲及红光区块，共统计300余井次的测试试油数据（表2）及实测地层破裂压力数据（表3）。

根据已完钻邻井实钻情况（地层压力随钻监测、井身结构、钻井液密度、井下复杂等因素）、实测测试试油数据及地层破裂压力数据，利用测井数据（井深、自然伽玛、纵波时差、井径、体积密度），应用地层压力预测软件声波时差法进行地层压力预测评估分析，得出福山油田地层压力在同一井眼内基本规律：孔隙压力＜坍塌压力＜破裂压力。如，花8－6x井地层压力预测数据（表4）－含流三段垂深最深井。

表2 已完钻井测试试油统计分析

表3 实测地层破裂压力数据统计分析

表4 花8－6x井地层压力预测结果

2.2 复杂地层钻井共性分析

1）上第三系望楼港组至下洋组地层岩性夹有玄武岩，上部钻井过程中易发生井漏，且玄武岩可钻性差，研磨性强，钻井过程中蹩跳严重，经常发生断钻具和卡钻等井下复杂情况。

2）下第三系涠洲组底部以软泥岩为主，具有可塑性，钻井液造浆率高，易缩径；同时，含大理的成岩性差的砂砾岩、砾状砂岩及含砾细砂岩渗透性好、孔隙度大，钻井过程中由于泥浆虑失量大，易形成虚厚泥饼，也易造成缩径。起钻过程中阻卡严重，划眼过程时有蹩泵、跳泵现象发生。平均阻卡力200～400KN，起钻后需多次正反划眼才通过，如果操作不当，钻具静止时间过长，还极易发生粘卡。

3）下第三系流沙港组流二段为硬脆性泥页岩地层层理，微裂缝发育，断口光滑平坦，泥浆滤失自由水侵入岩石后，易造成泥页岩吸水膨胀，这种微裂缝有虹吸作用，易吸收滤液于裂缝内，产生膨胀和水化应力，进而发生剪切破坏，产生破碎，造成剥落、掉块、垮塌；另外，地层本身具有应力性垮塌的特性，钻井过程中为了保护油气层采取近平衡钻进，泥浆密度不足以平衡坍塌压力，也易造成掉块垮塌。由于物理化学应力性作用，在钻井过程中易产生掉块、垮塌，形成“大肚子”井眼和砂泥岩互层的锯齿状井眼。

3 现有井身结构设计应用

通过统计分析近两年福山油田72口井井身结构设计及钻井情况，认为目前现有井身结构主要为常规井身结构及套管与钻头尺寸标配，其形式有3种：①二开制钻头×套管系列为Φ311.2mm×Φ244.5mm＋Φ215.9 mm×Φ139.7mm；②二开制钻头×套管系列为Φ444.5 mm×Φ339.7mm＋Φ215.9mm×Φ139.7mm；③三开制钻头×套管系列为Φ444.5mm×Φ339.7mm＋Φ311.2 mm×Φ244.5mm＋Φ215.9mm×Φ139.7mm。

方案1：二开制井身结构Φ311.2mm×Φ244.5mm（下深300～400m）＋Φ215.9mm×Φ139.7mm主要应用于花场、白莲区块完钻层位为流一段的评价、开发井。其在花场构造花107、花108、花121断块及白莲构造莲103断块完钻井深（垂深）小于3 300m／3 500m（斜深），井斜角小于40°，最大完钻钻井液密度为1.24～1.26g／cm3。

方案2：二开制井身结构Φ444.5mm×Φ339.7mm（下深350～450m）＋Φ215.9mm×Φ139.7mm主要应用于：①花场构造完钻层位为流一段的开发井，完钻井深（垂深 ）大于3 300m／3 500m（斜深）或是新断块第一、二口井，完钻井深（垂深）小于3 300m／3 500m（斜深），最大完钻钻井液密度为1.27～1.33g／cm3；②花东构造完钻层位为流二、三段的评价、开发井，完钻井深（垂深）小于3 300m／3 500m（斜深），最大完钻钻井液密度为1.40g／cm3以上；③白莲区块完钻层位为流二、三段，完钻井深（垂深）小于3 300m／3 500m（斜深），最大完钻钻井液密度为1.22～1.31g／cm3左右；④美台区块完钻层位为流三段、长流组，完钻井深小于3 100m（垂深）；⑤红光区块完钻层位为流三段的井，最大完钻钻井液密度为1.27～1.36g／cm3。

方案3：三开制井身结构Φ444.5mm×Φ339.7mm（下深200m）＋Φ311.2mm×Φ244.5mm＋Φ215.9mm×Φ139.7mm应用如下：①花场构造完钻层位为流一段水平井及完钻层位为流二、三段，完钻井深（垂深）大于3 500m（斜深），最大完钻钻井液密度为1.34～1.50g／cm3左右；②花东构造完钻层位为流二、三段所有井；③永安构造完钻层位为流一段的所有井；④白莲地区流二、三段井深超过3 500m的井；⑤美台地区流三段井深大于（垂深）3 100 m的井；⑥红光构造完钻层位为长流组的井。

4 应用效果分析

分析已完钻72口井实钻情况（表5）得出，完钻井深2 090.98～4 301.74m（垂深）／2 940～4 480m（斜深），主要井下复杂情况为上部地层井漏5井次、砂卡3井次、电测遇阻11井次、垮塌掉块填井侧钻7井次等，红光地区无发生任何井下复杂情况。

表5 已完钻72口井技术指标统计

（接上表）

5 结论及认识

1）目前，这3种常规井身结构方案能够满足福山油田勘探开发钻井的需求，在经济性、高效性及配套附件等方面可行性较高。由于井身结构设计综合考虑到了各种因素，应根据因素条件变化情况，在确保安全钻进的前提下可以适当优化，从整体上进一步节约高投资成本。

2）根据花场流一段已完钻水平井地层压力和实钻情况，在采用强抑制性钻井液体系的前提下，建议试验二开井身结构Φ444.5mm×Φ339.7mm（下深400m）＋Φ215.9mm×Φ139.7m。

3）根据工程设计中地层压力评估、实测试油和已完钻井实钻情况调研分析，在施工方进一步强化钻井液性能的条件下，建议花场、白莲及美台完钻层位流一段，完钻井深小于3 500m，采用方案1的井身结构；花东、白莲、美台完钻层位为流二、三段、永安完钻层位为流一段，井深小于3 500m，采用方案2的井身结构；其余完钻层位的井则采用方案3的井身结构。

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