委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

陈　雷　杨国彬　张　玮　吴　萌

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

陈雷杨国彬张玮吴萌

中国石油集团钻井工程技术研究院

陈雷等.委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术. 天然气工业,2016, 36(8): 100-106.

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1～4.5),井眼曲率大(7°/30 m ～10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点.为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题.该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井.该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴.

委内瑞拉 奥里诺克 浅层疏松砂岩 丛式三维水平井 大位移 井眼轨迹控制 井壁失稳 水垂比 储层保护

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块,储层埋藏浅(290～430 m)、地层疏松、胶结性差,具有高孔隙度、高渗透率的特点.针对委内瑞拉石油能源矿产部要求开发方案采用丛式井平台设计的要求及浅层三维水平井的难点问题,系统地开展了井眼轨道优化设计、井眼轨迹控制、钻井液等方面的丛式水平井钻井技术研究,保证现场安全作业,满足提高采收率及当地环保需要,为浅层大位移三维水平井钻井开发提供技术支持.

1　浅层丛式三维水平井钻井技术难点

由于提高采收率及当地环保需要,开发方案要求采用丛式井平台设计(图1),单井井型均为三维水平井,垂深400 m左右,水平段长1 000 m,井深1 800～2 000 m,水垂比在3.1以上,最大达到4.5,钻井施工难度大、作业风险高,工程上存在以下技术难点.

图1　丛式三维水平井设计模拟图

1.1井眼轨迹控制难度大

上部地层松软、下部为弱胶结性砂岩储层,定向井段造斜能力低,大刚度钻具与高造斜率之间的矛盾以及疏松地层中钻井参数对轨迹的影响大等因素,都给井眼轨迹控制带来很大挑战;对一口实钻水平井,从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的,如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道,势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系,也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度,而由于胡宁区块目的层垂深的限制,增加了上部轨迹控制的难度[1-6].

1.2摩阻扭矩大

设计45 m造斜点,直井段短,钻柱悬重轻,井眼曲率大,钻柱弯曲变形后产生较大的摩擦阻力,钻具传递钻压困难.随着井深和水平位移的增加,摩阻不断增大,也给水平段后期钻进和套管下入带来了极大的困难.在钻进过程中将加重钻杆和钻铤始终安置于直井段和初始造斜井段以实现钻具悬重的合理配置,需频繁倒换钻具,此外,水平段钻井后期钻具摩阻扭矩大(E3-21井钻至1 430 m以后钻具摩阻扭矩介于75～89 kN),需要通过复合钻进甚至盲打等措施尽可能钻达设计井深.为达到设计的井斜和方位,上部造斜段狗腿度大,一般要在钻深470 m附近,狗腿度应介于8°/30 m～9°/30 m.这就会造成钻柱及完井管柱弹性形变量过大,管柱产生的摩阻增加[7-10].

1.3井壁稳定及井眼清洁

胡宁区块地层胶结疏松,井壁稳定性差,上部泥岩易缩径,中下部砂岩井段易坍塌造成砂卡等井下复杂;地层可钻性好钻速快,泥浆泵排量大易冲刷井壁,钻压也跟不上,定向钻进需要控制钻进速度,大量岩屑容易在全角变化率的地方堆积.此外,由于钻井液黏切高,滤失量大,在满足携砂需要的同时易形成较厚的泥饼,增大了井眼清洁的难度[11].

1.4储层保护

区块在施工过程中存在气侵现象,同时考虑井壁稳定等因素,钻井液密度相对偏高,现场使用三种不同粒径的超细碳酸钙作为屏蔽暂堵剂,钻井液中的固相和液相会部分侵入地层,不利于储层保护[11-13].

2　丛式水平井轨迹控制与防碰技术

2.1井眼轨迹精确控制技术

原开发方案设计二开后在表层套管鞋下开始造斜,KOP(造斜点)设计在165 m左右,经过技术研究,为保证给下部造斜和扭方位提供足够空间,提前至表层造斜,KOP设在45.7 m(150 ft)处,一开Ø406.4 mm表层井段井斜角达到13°左右;Ø311.2 mm井眼的中间段定为主要的增斜-稳斜-增斜井段,稳斜段井斜角设计为68°左右,中间段基本是二维定向作业,轻度扭方位并增斜至88°进入水平窗口B点(储层里),下入Ø244.5 mm套管;三维扭方位主要在三开Ø215.9 mm井眼前部进行,然后再钻出1 000 m直水平段.

通过研究和优化设计,确定井眼轨迹结构设计为直井段→增斜段→稳斜段→增扭段1→增扭段2→扭方位段→直水平段[5-6,8].井眼轨迹见图2.

图2　实钻三维井眼轨迹图

1) 直井段控制.由于造斜点上提至45 m处,直井段较短,且地层松软,地层倾角小,在直井段钻井施工中,如果只靠钻柱自身悬重,一般加不上钻压,且井斜难以控制,主要采用钟摆钻具进行控制.

2)增斜井段控制.从造斜点开始至450 m井深处为增斜井段,要求井斜达到约70°,造斜率保持在平均6°/30m.在此井段增斜钻至约155 m完成一开钻进,下表层套管固井后继续二开增斜钻进.

3)稳斜井段控制.此段井斜要求不大于70°,全角变化率不大于1.5°/30 m,垂深约在着陆点以上20 m,着陆点处井斜约85°,三开继续造斜至90°.

4)增斜扭方位井段.此段包括两个部分,二开增斜钻进至着陆点下技术套管固井,这部分井斜控制在87°左右,微调方位3°～5°,第二部分为三开增斜段,此部分需将井斜增至90°.

5)扭方位井段.此井段微调井斜,全力增方位至设计水平段方位,全角变化率控制在4°/30 m.

6)直水平段.维持方位不变,依据随钻电阻率+ 伽马电测曲线调整井斜,保持全角变化率在3°/30 m以下,确保储层钻遇率.水平井段要保证在储层中钻进,必须减少测斜盲区,使用短钻铤代替无磁抗压缩钻杆,配合使用多点测斜仪,准确掌握井眼轨迹的变化趋势.与现场地质录井相结合,及时掌握录井方面的数据,了解地层厚度、走向、倾角、岩性以及盖层等相关情况.水平段主要选择1.5°和1.25°两种不同型号的马达.

为了保证储层段砂岩钻遇率,水平段钻井采用了地质导向探测系统,在实际钻遇地层与设计地质分层不相符的情况下,利用地质导向工具实时调整井眼轨迹,采用上翘、下探、大幅变向进行地层岩性追踪,躲避泥岩,实现了砂岩钻遇率达100%.井眼轨迹设计参数见表1.

表1　井眼轨迹设计主要参数表

2.2防碰技术

受地面条件和委内瑞拉环保要求限制,该区均采用水平井(定向井)丛式井钻井技术,平台钻井数量多,防碰绕障问题非常严重,高效开发井又需要一定的靶前位移,许多井往往从一个平台打到另一个平台附近或下面,即要考虑与本平台邻井的防碰,又要考虑与相邻平台井的防碰;水平井既有直井段的防碰问题,又有造斜段和水平段的防碰问题.在整个防碰设计过程中,研究设计井眼与周围邻井的位置关系,确定防碰方案最为关键.

图3为丛式井地面平台设计,井口间距10 m,加密后井口间距5 m,排间距60 m;平台布井井数介于14～28口,井距300 m, 加密后井距150 m.

绕障设计的具体做法:先根据三维空间透视图和防碰扫描图确定设计井眼可能与邻井相碰的井段,然后假设该井段周围有一点,当新的设计井眼通过该点时,该点周围可想象的空间范围内与邻近相碰的概率小于允许值;最后设计一条包括该点的水平井轨道.

现场的防碰措施主要包括以下几个方面:

图3　丛式井平台井场布置图

1)加强测量仪器系统误差的校正工作,测量仪器需经过有资质的计量检定机构进行精度校验.

2)掌握正钻井和已完钻井较为真实的轨道情况.

3)选择能够随时监测磁场强度(地磁倾角)的测量方式,实现随钻数据监测.

4)在现场施工过程中,及时计算、扫描相邻井的相对关系,当距离接近5 m时采取措施避开.

5)在上部防碰井段使用牙轮钻头+导向马达+ MWD结构,并控制机械钻速.

6)在防碰井段必须坚持钻台和震动筛的坐岗观察措施,发现异常立即停钻分析,且必须首先考虑防碰问题.

7)钻井工程设计增加在防碰井段录井要求.

3　下套管技术

由于该区块三维水平井水平位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1～4.5),井眼曲率大(7°/30 m～10°/30 m),弯曲变形后会产生较大的摩擦阻力,增加了大刚度套管柱的下入难度,此外,垂深浅,完井管柱与井壁间隙小,水平段井壁稳定性差等不利条件,也给下套管作业带来了极大风险.

针对水垂比高的三维水平井套管负荷小,下入过程中摩阻大的问题,胡宁区块的浅层三维长水平段井主要采用井口加压,配合漂浮下套管的复合技术来解决套管下入问题.

现场采用的是利用顶驱自重进行井口加压,下套管时现场加工"顶驱加压接头",可实现套管下放过程中随时加压,已在现场推广应用,这种井口加压方式简单实用,操作方便.顶驱加压接头的加工可以现场就地取材,利用废旧钻杆母接头端截取0.6 m的长度,下部焊上直径为250 mm、厚度10 mm的钢板(图4).

使用漂浮下套管技术,首先需要对空气段长度进行优选.计算不同空气段长度下的下入载荷,优选出对管柱下入最为有利的空气段长度,选取下入载荷最大时的空气段长度作为最终所选用的空气段长度.在空气段长度优选结果的基础上,计算不同摩阻系数下的漂浮下入载荷,漂浮下套管过程中,随着套管下入深度的增加,套管在直井段时,主要受套管自重的影响,井口载荷增大.当漂浮套管段由于套管柱内部封闭空气,受钻井液浮力作用时,摩阻降低,井口载荷随之增大,当漂浮套管段全部进入水平段时,井口载荷达到最大.此后,随着管柱的进一步下入,漂浮接箍上部套管柱由于灌注钻井液,造斜段的摩阻增大,因此井口载荷增加趋势变缓或略有减小[14-16].具体技术措施为:

1)在完井管柱端部采用滚动引鞋来降低管柱下入的摩擦力,引导管柱下入,同时在管柱的中部加装滚轮扶正器,以减小管壁与井壁间的摩擦力.

2)对于管柱本身负荷小的情况,可在尾管顶部单根内放入合适尺寸的钻铤用以加重管柱,当尾管接近水平裸眼井段时,为确保尾管下至设计井深,可在尾管送入工具上部再加钻铤和加重钻杆.

3)对于井壁稳定性差、井壁易坍塌的井段,在管柱下入前必须使用专用的通井工具通井.

4)必要时可采取井口顶驱加压的方式帮助管柱下到设计井深.

图4　现场井口加压操作装置照片

4　钻井液技术

通过对该地区使用的钻井液情况分析各井段钻井液配方及性能基本能满足本区块安全钻井需要,但是二开地层造浆严重,固控设备使用效率低,钻完各开次都需清罐、重新配置钻井液,增加了成本,而且钻井液遇稠油会胶结增稠,形成稳定的高黏度水包油乳状液,因此需对钻井液方案进行优化设计.

4.1钻井液设计需着重考虑的因素

1)稳定井壁:二开大段泥岩造浆严重,井眼易缩径,三开井段地层弱胶结,疏松砂岩易坍塌造成砂卡,也易发生压差卡钻,钻井液需具有良好的抑制造浆及封堵护壁防塌能力.

2)提高润滑性和携岩性:长水平段井眼钻具摩阻扭矩大,井眼清洁困难,易形成岩屑床,钻井液应具有良好的润滑性和携岩能力[11,13].

3)储层保护:高孔高渗储层易发生固相损害,稠油遇钻井液后形成的胶结物易堵塞筛管,因此钻井液与稠油应具有良好的相容性,对储层大孔喉能形成有效封堵[12].

4)降本增效:钻完各开次清罐和重新配制钻井液,浪费时间,增加钻井液和废液处理成本,优化钻井液配方,强化固控,实现二、三开钻井液共用和钻井液重复利用.

4.2钻井液方案设计

全井采用了水基钻井液体系,优化配方设计,满足全井段疏松地层井壁稳定、长水平段井眼清洁和储层保护等问题.

4.2.1表层段

采用膨润土钻井液体系.

主要处理剂和配方:H2O+0.3%～0.5%Na2CO3+5%～8%膨润土+0.1%～0.5%CMC等聚合物处理剂.

维护处理方法与要求:

1)膨润土浆预水化16 h以上,然后加入各种处理剂.

2)使钻井液具有良好造壁性与携岩性,保证井底钻屑能被充分带出,防止卡钻,并具有一定的防渗漏功能.

4.2.2中间段

采用无土相强抑制聚合物钻井液体系.

主要处理剂和配方:H2O+7%～10%醋酸钾+ 0.5%～1.5%CMC+2%～3%改性淀粉+0.2%～0.3%黄原胶+0.5%～1.5%杀菌剂+0.3%～0.5%大分子包被絮凝剂+碳酸钙加重

维护处理方法与要求:

1)为抑制地层造浆,钻井液应足量加入醋酸钾(维持K+浓度大于等于30 000 mg/L).

2)为及时有效的清除钻井液中的劣质固相,应在充分使用四级固控设备的同时,向钻井液中持续加入大分子聚丙烯酰胺类包被絮凝剂.

3)用碳酸钙做加重剂,为将二开钻井液转化为三开钻井液创造条件.

4.2.3水平段

采用无土相黏弹性聚合物钻井液体系.

主要处理剂和配方:H2O+5%～7%醋酸钾+ 0.5%～1.5%CMC+2%～3%改性淀粉+0.2%～0.3%黄原胶+0.5%～1.0%PAC+0.5%～1.5%杀菌剂+ 1%～2%流型调节剂(根据需要)+8%～12%柴油或矿物油+0.5%～1.5%乳化剂+合理级配碳酸钙

维护处理方法与要求:

1)为防止岩屑床形成,应确保钻井液动塑比大于等于1,及时添加流型调节剂材料,提高钻井液携岩能力.

2)以封堵大孔喉(60～100 μm)为重点,优化选择20～30 μm、40～45 μm、70～75 μm三种粒径的CaCO3级配,考虑160 μm大孔喉的存在,可添加少量115～120 μm粒径的CaCO3.

3)形成具有高效封堵作用的高质量含CaCO3泥饼,既有利于疏松砂岩水平段的井壁稳定,同时还可有效防止钻井液深入储层.

4)为减少钻井液与稠油相容性差造成的储层伤害,应优化钻井液配方,向钻井液中加入约10%的柴油及适量乳化剂,溶解、乳化混入钻井液中的稠油,提高钻井液与稠油的相容性,同时还可提高钻井液的润滑性和护壁防塌能力.

5　现场应用效果

委内瑞拉胡宁区块浅层丛式三维水平井钻井利用上述安全钻井技术,成功完成了7口三维大位移长水平段钻井,其中E3-23井完钻井深1 984.1 m,垂深375.3 m,水平位移1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井(表2).

6　结论与认识

1)井眼轨迹优化和控制技术的应用,实现了浅层疏松砂岩地层高造斜率和长水平段井眼轨迹控制.

2)通过对防碰问题的研究,制定了防碰技术措施,现场严格施工,密切监视,有效地解决了井网之间的碰撞问题.

表2　现场应用井统计表

3)"顶驱加压接头"的制作和使用,简单方便,有效解决了套管下入时井口加压的现场实际问题;同时漂浮下套管技术与措施也为浅层大位移水平井套管下入提供了技术保障.

4)在原钻井液体系基础上进行了配方与处理剂优化,提出了各井段钻井液维护处理方法和要求,最大限度地解决了井壁坍塌和井眼清洁问题,更好地保护了储层,为疏松砂岩长水平段安全钻进提供了技术保证.

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(修改回稿日期 2016-06-23 编 辑 凌 忠)

Drilling safety technologies for 3D cluster horizontal wells of Junin Block in Orinoco, Venezuela

Chen Lei, Yang Guobin, Zhang Wei, Wu Meng
(CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.100-106, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The reservoirs of Junin Block in Orinoco, Venezuela, are shallow and unconsolidated. 3D extended-reach cluster horizontal wells are characterized with large displacement (over 1300 m), high horizontal displacement to vertical depth ratio (HD/VD=3.1-4.5) and high borehole curvature (7°/30m-10°/30m). Therefore, drilling operations in this block are technically challenged with difficult well trajectory control, large drag and torque, poor wellbore stability and difficult liner casing running. Solutions were figured out to the problems of high drag and torque and backing pressure of drilling tools caused by shallow vertical depth and long horizontal intervals and the wellbore stability and reservoir protection of weak-consolidation unconsolidated sandstone reservoirs were guaranteed by taking a series of measures , including 3D well drag and torque analysis at different offsets, well trajectory optimization design, ultimate well depth simulation and calculation, and drilling fluid system and formula optimization. The combined technology of floating casing running and wellhead pressurization was used to run the casing down to the design depth. The research results were successfully applied in 7 horizontal wells in the Junin Block. Among all the drilled wells, Well E3-23 is the 3D horizontal well with the maximum HD/VD is 4.5, and its total vertical depth (TVD) is only 375.3 m, measured depth (MD) 1 984.1 m and horizontal displacement 1 688.4 m. This technology provides a reference for the efficient development of domestic shallow oil and gas fields.

Venezuela; Orinoco; Shallow unconsolidated sandstone; 3D cluster horizontal well; Extended reach; Well trajectory control; Wellbore instability; HD/VD; Reservoir protection

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.014

中国石油天然气集团公司重大科研项目"海外复杂油气藏安全高效钻井技术集成与应用"课题4"委内瑞拉胡宁4浅层大位移丛式三维水平井钻完井技术"(编号: 2011D-4504).

陈雷,1964年生,高级工程师;主要从事钻井完井技术方面的研究工作.地址:(102206)北京市昌平区沙河镇西沙屯桥西中石油创新基地A34地块A521室.ORCID:0000-0003-0356-3856.电话:(010)80162166.E-mail:chenleidri@cnpc.com.cn

杨国彬,1971年生,高级工程师;长期从事钻完井技术研究和海外钻完井技术支持等工作.地址:(102206)北京市昌平区沙河镇西沙屯桥西中石油创新基地A34地块A511室.电话:(010)80162140.ORCID:0000-0002-3560-2998.E-mail:yangguobindri@ cnpc.com.cn