顺北含辉绿岩超深井井身结构优化设计

刘彪 潘丽娟 易浩 李双贵

中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院

顺北含辉绿岩超深井井身结构优化设计

刘彪 潘丽娟 易浩 李双贵

中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院

顺北井区采用六级井身结构开发，存在大尺寸井眼长、套管层次多以及火成岩漏失，导致钻井效率低、亟需优化井身结构。采用Drillworks软件模拟了地层三压力剖面，成像测井与电镜扫描认识了火成岩裂缝分布，通过岩石矿物成分与理化性能分析了深部泥岩坍塌机理，通过对比非标套管与钻杆的强度与尺寸分析了管柱匹配性。结果表明全井存在4个不同压力系统，火成岩裂缝纵向分布缝宽0.5～2 mm、微裂缝缝宽2～3 μm，易塌泥岩伊蒙混层达70%，蒸馏水作用下线性膨胀率40%～45%，得到了3个必封点与1个风险点；通过配套钾铵基聚磺钻井液体系与漏失补救措施，保障了长裸眼井壁稳定；优选了Ø139.7 mm非标套管，完钻井眼尺寸由114.3 mm扩大至120.65 mm满足使用非标88.9 mm钻杆，将井身结构优化为四级。新结构满足高效钻井需求，缩短钻井周期达125 d。

超深井；火成岩；长裸眼；井身结构；套管优选；承压堵漏技术

塔河油田顺托果勒低隆北缘部分地区奥陶系桑塔木组发育火成岩侵入体，前期对地质情况认识不清，为确保安全钻井采用六级井身结构开发，继顺北1-1H井实现重大油气突破之后，该区块需进行大规模布井作业，若仍设计六级井身结构，钻井周期长，钻井费用高。从完钻井情况看，该区存在二叠系巨厚火成岩易漏与奥陶系桑塔木组辉绿岩侵入体易塌问题，为此，笔者在研究原井身结构存在问题基础上，分析了地层压力、火成岩裂缝与深部泥岩特征，配套了长裸眼穿古生界地层防漏堵漏技术与优化了套管层序，从而对井身结构进行了优化和调整。

1　井身结构存在的问题

Disadvantages of the casing program

1.1大尺寸井眼长

Long large-size borehole

新近系以上砂泥岩互层地层胶结程度差，承压能力低，下部二叠系火成岩地层裂缝发育，根据塔河油田开发经验，需进行承压堵漏作业，以便钻井阶段不发生漏失。因此，上层Ø339.7 mm套管下深需加深，以防止承压堵漏压漏套管鞋处地层，导致Ø444.5 mm井眼长达2 600 m，大幅度地降低了机械钻速。

1.2封隔二叠系不能确保无漏失

Potential mud loss even by plugging the permian

二叠系火成岩分布区域广，裂缝发育，但是缝宽、走向以及分布规律不清，导致不同井位漏失程度不同，见表1。顺北1井钻井液密度1.24 g/cm3穿二叠系无漏失，顺北1-1H井钻井液密度1.25 g/cm3穿二叠系漏失2 876 m3，进行了25次桥浆堵漏、1次水泥浆和1次化学固结堵漏［1］，堵漏时间长达40 d。针对二叠系漏失，传统做法是桥浆堵漏+承压［2］，确保地层流体密度大于1.65 g/cm3，采用低密度1.60 g/ cm3水泥浆固井时降低漏失风险，因此承压值达20 MPa，可能压漏地层。

表1　顺北井区二叠系漏失情况Table 1 Mud loss in the permian of Shunbei block

1.3古生界地层承压能力低

Low pressure bearing capacity of the Paleozoic strata

奥陶系桑塔木组辉绿岩（6 898～6 938 m）坍塌应力高，钻井液密度1.80～1.85 g/cm3维持井壁稳定，但石炭系、泥盆系、志留系等上部古生界地层砂泥岩发育，初始地层承压能力仅1.38 g/cm3，导致顺北1井穿辉绿岩，钻井液密度1.25 g/cm3增至1.35 g/cm3时上部地层出现不同程度漏失18次，经6次堵漏施工，最高提钻井液密度至1.43 g/cm3，仍不能满足继续钻井要求，被迫回填，提前下入Ø193.7 mm套管至辉绿岩顶部，再用一个开次专揭辉绿岩地层。

1.4套管层次复杂

Complicated casing structures

目的层为缝洞型储层，易漏，若以抑制辉绿岩井壁稳定的钻井液密度1.85 g/cm3进入目的层，漏失风险大。按塔河油田开发经验，考虑降低漏失风险与保护储层，必须下一层套管至目的层顶部，导致套管层次复杂，井身结构级数达六级。

2　 井身结构优化设计

Optimization of casing program

2.1地层压力分析

Analysis on reservoir pressure

利用Drillworks地层压力分析软件［3］对已完钻井的测井资料、地破、试油、岩性分析与计算，建立了顺北区块地层三压力剖面（见图1）。

图1　三压力剖面Fig. 1 Three-pressure profile

（1）地层孔隙压力1.01～1.23 g/cm3，属正常压力系统；石炭系地层压力最大1.23 g/cm3，鹰山组压力1.08～1.16 g/cm3。

（2）地层坍塌压力0.9～1.83 g/cm3，二叠系、志留系压力1.23～1.25 g/cm3、1.21～1.27 g/cm3，桑塔木组辉绿岩异常1.83 g/cm3。

（3）地层破裂压力，井深2 000 m以下2.0 g/cm3左右，桑塔木组上泥岩1.91～2.09 g/cm3，桑塔木组下泥岩1.98 ～2.03 g/cm3。

从三压力剖面分析，桑塔木组辉绿岩异常体不易与上部地层合揭。

2.2复杂地层特征分析

Analysis on complex formation

火成岩以英安岩与凝灰岩为主，成像测井与岩心电镜扫描结果见图2、3、4。英安岩高导缝发育倾角15～86°，倾向杂乱，走向杂乱；裂缝纵向分布以溶蚀孔、洞为主，沿裂缝呈星点状分布。岩心表观裂缝发育，缝宽0.5～2 mm，充填砂岩、粉砂岩，非均质性强。英安岩与凝灰岩内部矿物晶体的晶间微观裂隙发育，矿物内部解理发育，微裂缝缝宽2～3 μm。因此，火成岩微观裂缝发育程度高，受压易沟通，增大漏失范围；纵向以张性裂缝［4］为主，若地层破裂易上、下窜流［5］，导致漏失难以控制。如顺北1井，实钻漏点不少于8个。

图2　火成岩井段裂缝特征Fig. 2 Characteristics of fractures in the igneous rock section

图3　火成岩岩心Fig. 3 Core of igneous rocks

古生界地层平均井径扩大率仅14.2%，但志留系地层以泥岩为主，井径扩大率达24.5%；泥岩中黏土含量38%，伊蒙混层含量70%，长石与石英含量53%；蒸馏水环境下三组泥岩线性膨胀率达40%～45%，但滚动回收率70%～80%较高［6］，表现出泥岩膨胀性强。

图4　电镜扫描图Fig. 4 SEM graph

综上所述，若将二叠系与古生界志留系合揭，需要提高上部地层承压能力，同时兼顾抑制泥岩水化膨胀特性。

2.3必封点确定

Determination of plugging points

三压力分析表明，井深1 000～1 500 m破裂压力系数1.78～1.83，而二叠系地层采用1.60 g/cm3低密度水泥浆固井时井底压力当量密度最大1.8 g/cm3，因此，需套管深下，防止固井时压漏套管鞋位置，要求套管下深不小于1 500 m。

二叠系岩性特征分析表明，火成岩裂缝发育，实钻密度高于1.25 g/cm3易漏，地层较薄弱；然而，古生界志留系泥岩地层坍塌压力系数1.27易井壁失稳；同时，古生界地层破裂压力梯度2.0 MPa/100 m左右，表明提高地层承压能力空间较大。此外，志留系泥岩理化特征分析表明，通过提高钻井液抑制膨胀性能，可以有效降低井壁失稳。

侵入体顶部地层破裂压力梯度仅1.91 MPa/100 m，而辉绿岩地层坍塌压力梯度1.83 MPa/100 m，压力窗口窄，需下一层套管至辉绿岩地层顶部。

目的层为缝洞型储层，钻井液密度过高易漏失，而上部奥陶系恰尔巴克组泥岩发育，测试阶段若井壁失稳会“压死”油层，必须下一层套管至目的层顶部，封隔泥岩地层。

以上分析表明，顺北区块存在3个必封点与1个风险点，（1）第1个必封点封隔浅部地层需套管下深1 500 m；（2）第2个必封点桑塔木组侵入体顶部；（3）第3个必封点目的层顶部；（4）风险点为二叠系、石炭系、志留系地层存在合揭可能。

2.4井身结构优化

Optimization of casing program

顺北地区前期采用六级井身结构：一开Ø660.4mm钻头×300 m，Ø508 mm套管×300 m；二开Ø444.5 mm钻头×2600 m，Ø339.7 mm套管×2 598 m，为三开承压堵漏创造条件；三开Ø311.2 mm钻头×5 082 m，Ø273.1mm套管×5 081 m，封隔二叠系及以上地层；四开Ø241.3 mm钻头×6 895 m，下入Ø193.7 mm技术尾管，封隔辉绿岩侵入体以上地层；五开Ø165.1 mm钻头×7 271 m，下入Ø142.88 mm技术尾管，封隔辉绿岩至目的层顶部地层；六开Ø114.3 mm钻头×7 446 m，钻揭目的层。该井身结构优点在于三开封隔二叠系地层，二开套管深度达2 600 m，为二叠系承压堵漏提供了较好条件，缺点在于井身结构级数较多，导致钻井周期长，钻井费用高。

根据三压力剖面、岩性特征、实钻情况以及必封点的优选，结合工区物资装备条件，优化井身结构为四级：一开Ø346.1 mm钻头×1 500 m，Ø273.1 mm套管×1 499 m，封隔浅部疏松砂泥岩地层；二开Ø250.88 mm钻头×6 895 m，Ø193.7 mm套管×6 893 m，封隔辉绿岩侵入体之上地层；三开Ø165.1 mm钻头×7 271 m，Ø139.7 mm技术尾管×（6 792～ 7 268 m），封隔辉绿岩至目的层顶部；四开Ø120.65 mm钻头×7 446 m，钻揭目的层。

四级井身结构相比六级井身结构有4个优点：（1）削减了井身结构级数，大尺寸井眼Ø660.4 mm与Ø444.5 mm缩小至Ø346.1 mm，有利于提高机械钻速，且节约2个开次缩短中完钻井周期24 d；（2）二叠系-志留系地层同开次揭示，采用Ø250.88 mm钻头确保了有利于提速的层位位于相同开次，便于组织提速工具，缩短钻井周期；（3）套管使用总量减少165 t，节省材料费用149万元；（4）放大完井井眼尺寸至Ø120.65 mm，满足Ø88.9 mm非标钻杆［3］通过，该钻杆相比Ø73 mm钻杆，抗拉强度提高457 kN，每1 000 m降低循环压耗1.65 MPa，降低了断钻杆风险和释放了水力能量。

2.5套管优选

Selection of casing

Ø139.7 mm套管小接箍套管与Ø142.88 mm无接箍套管性能参数对比见表2，Ø139.7 mm套管按BEB套管校核法［7］计算，最大地层孔隙压力系数1.3，抗拉、抗挤、抗内压系数18.64、1.28、7.8，满足套管强度要求；同时，抗拉强度增加692 kN，线重降低13.59 kg/m，套管下深更大；小接箍套管可安装弹性扶正器，有利于提高套管居中度，确保固井质量；Ø139.7 mm套管通径121.1 mm，增大了完钻井眼尺寸，保障了钻具安全。

表2　两种套管性能参数对比Table 2 Property parameter comparison between two types of casings

3　井壁稳定技术配套

Supporting techniques for borehole stabilization

四级井身结构成败关键在于长裸眼穿二叠系与深部泥岩时，不出现大的漏失与井壁失稳问题。地层特征分析表明，二叠系微裂缝与张性裂缝发育，不易承受较大压力，需强化钻井液随钻封堵能力；而古生界深部泥岩尤其是志留系地层水化膨胀性强，应强化钻井液抑制性。

3.1防漏防塌钻井液技术

Leak-resistance anti-collapse drilling fluid system

针对二叠系火成岩地层漏失，由前期通过承压堵漏［8］提高地层承压能力，转变为提前封堵微裂缝，强化钻井液随钻堵漏能力；控制钻井液密度1.24～1.25 g/cm3，采用塔河油田成熟的钾铵基聚磺钻井液体系，优选刚性封堵剂超细碳酸钙与柔性封堵剂乳化沥青、乳化石蜡，通过缝板封堵性实验［8-9］，得到了3%超细碳酸钙+2%乳化沥青形成的滤饼渗透率最低，最致密，封堵效果最好，见图5。

图5　钻井液封堵性评价Fig. 5 Evaluation on plugging performance

针对古生界深部泥岩地层易塌，采用“抑制水化-物化封堵-应力支撑”三元协同对策［10-12］，优选聚胺、有机硅醇等处理剂，并评价了氯化钾和有机硅醇的协同作用，形成了适用于古生界地层防漏防塌钻井液体系。

理化性能分析表明，志留系泥岩五组岩样滚动回收率（150 ℃）达80%～85%，线性膨胀率低于2%，实钻钻井液密度低于1.27 g/cm3，确保了安全钻井。配方：3%膨润土+0.1%NaCO3+ 0.2%NaOH+0.2%KPAM+0.3%PFL-LV+0.5%AMPS +6.0%SMP-3+3.0%SPNH+0.5%抗盐抗高温降滤失剂+4.0%HTLM+5.0%KCl+0.5%聚胺+2.0%有机硅醇+0.3%SP-80+2.0%超细碳酸钙。

3.2漏失补救措施

Remedial measures for mud loss

二叠系火成岩岩性特征较复杂，随钻堵漏钻井技术并不能确保不发生漏失，一旦井漏需按二叠系不同漏速，采取相应的处理方式。

若纵向裂缝性漏失，当漏速小于5 m3/h，可采用堵漏浆钻进［13］，以中粗-细核桃壳与单封、云母等堵漏材料复配，浓度12%～15%堵漏浆。配方：井浆+1%核桃壳（中粗）+2%核桃壳（细）+2%SQD-98+2%PB-1+1%云母（中粗）+2%云母（细）+2%QS-2。

若漏速大于5 m3/h或井口失返，需承压堵漏，但是为确保承压不沟通微裂缝，承压能力应不大于1.35 g/cm3，满足钻井液密度1.27 g/cm3钻穿志留系地层时上部地层不漏失即可。

4　实例应用

Case study

四级井身结构已应用5口井，均实现了安全钻井目的，未出现因地层因素影响导致的钻井复杂，平均钻井周期节省125 d。二开井段机械钻速相比邻井提高33%～42%，钻井周期缩短35～42.5 d，志留系地层井径扩大率仅9.65%～12.5%，固井质量除二叠系地层合格外，其他井段良好；三开井段以钻井液密度1.81 g/cm3揭示辉绿岩地层未出现明显掉块，平均井径扩大率11.5%，辉绿岩井段井径扩大率16.7%，钻井周期较邻井缩短12.1～15.2 d，Ø139.7 mm套管下入时间较Ø142.88 mm套管节省2～3 d，固井质量合格率提高45%。其中，顺北1-2H井Ø193.7 mm套管直下深度7 058 m创中石化最深记录，二叠系巨厚火成岩与下部地层合揭的防漏堵漏工艺，突破了塔河油田传统设计观念，为类似区块井身结构优化与提速提效工作开展，提供了借鉴。

5　结论

Conclusions

（1）通过地层压力与复杂地层特征分析，确定1500 m以浅地层、侵入体之上以及目的层之上为必封点，通过井壁稳定技术配套，成功合揭了二叠系易漏与志留系易塌地层，优选Ø139.7 mm非标套管替代Ø142.88 mm直连扣套管，将井身结构由六级优化为四级。

（2）根据二叠系易漏与深部泥岩易塌特征，采用以防漏为主，承压堵漏与高浓度堵漏浆钻井为辅的技术思路，制定“抑制水化-物化封堵-应力支撑”三元协同对策，实现了二开井段安全钻井。

（3）优选了Ø139.7 mm非标套管相比Ø142.88 mm直连扣套管，省去安装扶正短节工序，采用弹性扶正器提高了套管居中度，并将下开次井眼尺寸由Ø114.3 mm扩大至Ø120.65 mm，从而满足了Ø88.9 mm非标钻杆使用，确保了安全钻井。

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（修改稿收到日期 2016-03-28）

〔编辑 薛改珍〕

Casing program optimization of ultra-deep well with diabase reservoir in Shunbei block

LIU Biao， PAN Lijuan， YI Hao， LI Shuanggui
Research Institute of Petroleum Engineering， Northwest Oilfield Company， SINOPEC， Urumqi， Xinjiang 830011， China

The six-section casing program is adopted in the Shunbei block， but it is disadvantageous with long large-size borehole，excessive casing sections and mud loss in igneous rocks， which lead to low-efficient drilling. Therefore， it is necessary to optimize the casing program. In this paper， three reservoir pressures were simulated by using the Drillworks Software. The distribution of fractures in igneous rocks was identified by using the image logging and SEM （scanning electron microscope）. The collapse mechanisms of deep shale were investigated on the basis of its mineral composition and physical and chemical properties. The matching between nonstandard casings and drilling pipes was analyzed in terms of their strength and size. It is shown that there are four pressure systems in hole. The fractures distributed vertically in igneous rocks are 0.5～2 mm wide and the microfractures are 2～3 μm wide. The illite/smectite formation accounts for 70% of caving mudstones and its linear expansion ratio in distilled water is 40%～45%. Three plugging points and one risk point were defined. The long open-hole section was stabilized by taking mud loss remedial measures with potassium ammonium polysufide drilling fluid system. The Ø139.7 mm non-standard casing was selected and the completion hole diameter was enlarged to 120.65 mm from 114.3 mm， so that the Ø88.9 mm non-standard drilling pipe could be used and the casing program was optimized into four-section mode. By virtue of the new casing program， the drilling was performed efficiently， with the drilling cycle shortened by 125 d.

ultra-deep well； igneous rock； long open-hole； casing program； casing selection； mud loss control under pressure

刘彪（1983-），2010年毕业于长江大学油气井工程专业，主要从事钻井工艺优化与设计工作。通讯地址：（830011）新疆乌鲁木齐市新市区长春南路466号西北油田分公司工程技术研究院B509室。电话：0991-3161141。E-mail： lieren2222@126.com

TE21

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0296- 06

10.13639/j.odpt.2016.03.004

LIU Biao， PAN Lijuan， YI Hao， LI Shuanggui. Casing program optimization of ultra-deep well with diabase reservoir in Shunbei block［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 296-301.

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”之课题“碳酸盐岩缝洞型油藏钻井技术完善与推广”（编号：2011ZX05049-02-02） 。

引用格式：刘彪，潘丽娟，易浩，李双贵.顺北含辉绿岩超深井井身结构优化设计［J］. 石油钻采工艺，2016，38（3）：296-301.