渤海35油田非均质储层钻井应对技术

袁则名， 和鹏飞， 丁 胜， 边 杰， 马志忠

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

渤海35油田非均质储层钻井应对技术

袁则名， 和鹏飞， 丁 胜， 边 杰， 马志忠

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

渤海35油田沙河街组水平井穿层较多，整体水平段砂泥岩比例不稳定、交互较多，若处理措施不当，易发生井壁失稳，也易造成防砂管柱下入困难、盲管配管较多以及投产后筛管堵塞严重的问题。通过钻进过程中使用随钻工具及时跟踪，调整井眼轨迹，对钻井液体系、钻井工艺技术等方面进行调整，有效提高了渤中深部地层强非均质水平井油层钻遇率,得出了一些实际操作的方法和经验，对深部地层强非均质水平井现场实施具有较高的参考价值。

水平井；钻井；强非均质；钻遇率；渤海油田

渤海油田开发初期各油田开发层位主要以中浅层为主，如东营组以上储层。随着开发深入，逐步转向深层构造，以沙河街组及以下地层为代表。但由于深层地质条件复杂，受沉积情况和断块影响，地层变化差异较大、地应力强，并且对区块构造、储层分布及油水界面认识不够深入，导致深层开发中工程不可预见的风险增大。同时在油田开发初期，往往采用工艺相对简单的定向井开发模式，取得较好的效果，而在开发深入后，以水平井为代表的复杂井型逐步占据开发的主要工艺，由于受到沉积环境的影响，水平段钻进时，经常钻遇大段泥岩，而该泥岩地层微裂隙发育，容易缩径、坍塌，给该区块水平井钻完井带来诸多安全问题。文章对渤中地区沙河街组水平井泥岩钻进技术难题进行了深入分析和探讨，并提出了相应的解决措施，为保障该地区钻井作业具有积极意义。

1 地层分层及主要岩性

渤中35油田从已钻井情况来看，地层自上而下为平原组、明化镇组、馆陶组和东营组、沙河街组和中生界潜山地层，如表1所示。

油田的含油层系发育于东营组下段和沙河街组。

表1 渤中35油田地层情况

2 油田水平井开发的特点与难点

油田沙河街组水平井段储层预测单砂体横向展布精度低，钻遇泥岩的可能性较大，泥岩井壁容易失稳，钻井风险较高；泥岩段的不稳定性会增加防砂管柱的下入风险，同时在生产阶段筛管易因泥岩堵塞而影响产能。

2.1 沙河街储层面积较小，零散分布，储层预测精度低

采用水平井开发的基础一般是对目标砂体在空间布置的预测较为精准。渤中35油田主要油藏类型为复杂断块油藏，储层发育程度低，以河流相砂体为主要储层类型，单个砂体的厚度较薄，储层横向变化快，砂体叠合程度差，纵向上油汽水关系复杂。

2.2 井眼轨迹控制难度大

例如B5H井钻前设计目的为评价砂体西侧储层发育情况，着陆过程中钻遇油层垂厚1.7 m，属于薄层范围，水平段钻进井眼轨迹控制难度较大。

2.3 井眼易缩径，井壁稳定性差

本区块沙河街组泥岩地层坍塌压力较大且坍塌周期短，井壁容易失稳，钻井风险较高。对于储层段砂泥岩互层严重的水平裸眼井，泥岩段不稳定性会增加防砂管柱的下入风险。

3 水平井钻井技术对策

3.1 钻前优化设计方案及时调整井型

设计方案主要由地质设计、钻完井工程设计两部分组成[3-6]。其中地质设计主要是落实部署区目的层的构造、沉积相、储层物性、电性、油气层显示特征。钻完井工程设计是在地质设计的基础上为满足地质要求而提供可行性工程技术方案。

对强非均质水平井，如果在水平井段钻遇大套泥岩后，根据钻进情况调整井眼轨迹，并以此及时调整井型，可变更水平井为大斜度井或者其他井型。及时变更完井方式，可较大幅度地提高薄互层油藏的单井产能和生产有效期，为提高该类油藏的开发找到了一条可行的经济开发技术路线。

主体方案：B5H井按照水平井设计，如果水平段储层钻遇情况较好，则采用裸眼筛管完井方式。

备用方案：如水平段钻井过程中钻遇较长的泥岩段，则钻穿该套砂层，留足完井口袋，下入尾管，采用射孔完井方式。

3.2 优选地质导向工具等钻井工具

目前对薄油层水平井开发，主要使用LWD地质导向和近钻头地质导向工具。水平井水平段储层钻遇率受到构造不确定性、储层非均质性及钻进时钻井工程因素的影响。因此，现场水平段钻进时，应用录井岩屑、随钻测井资料以及已开发的邻井标志层等技术措施，进一步了解水平井水平段岩性、目的层构造及油气变化，根据以上资料信息为依据调整水平井水平段井眼轨迹，确保强非均质储层钻遇率。

3.3 优选钻井液体系和细化性能要求

在钻井液设计方面，提出如果渤海35油田在水平段钻进过程中，首选弱凝胶钻井液体系，如果在水平井段钻遇大套泥岩后(泥岩超过2柱)，则转换为低水活度的强封堵型无固相钻井液体系。该泥浆体系主要技术：提高泥浆体系的抑制性，降低储层泥页岩水化膨胀性；降低其泥浆体系中的水活度与储层泥页岩活度较接近；提高钻井液密度、控制失水；增强对泥岩的抑制、封堵及防塌能力，以提高泥岩地层稳定性，优化后钻井液性能参数：密度1.18～1.32 g/cm3，失水量3.4～4.6 mL，Ø3/Ø6为9～10/11～12，膨润土含量28.6～35 kg/m3，Ca2+含量240 mg/L，漏斗粘度45～56 s/qt，动切力11～14 Pa，pH值9～9.5，K+含量38000～53000 mg/L，含砂量0.2%。通过在该油田的其他井应用，整个钻进过程中井壁稳定，没有泥页岩掉块，钻井作业非常顺利，效果达到了预期效果。

3.4 备用采用钻后扩眼技术

在石油天然气的开发钻井过程中，由于井壁不稳和受地层挤压等原因，经常会遇到井眼直径缩小导致钻井过程难以继续以及水平井眼缩小等问题，一般使用扩眼器来进行扩眼作业。

渤中35油田深部地层强非均质水平井钻井设计中要求，如果在水平井段钻遇大套泥岩，则在完钻后，采用钻后扩眼方式。

3.5 细化工程操作方式

对强非均质水平井，如果在水平井段钻遇大套泥岩后，应及时调整钻井参数，并采取增加泥岩段倒划眼次数、修整井壁等措施，预防事故或复杂情况的发生。

4 工程应用与效果分析

4.1 实际井眼轨迹情况

B5H设计三开水平段430 m，在钻进过程中钻遇到300多米大套泥岩，而发现储层段只有55 m，不能满足开发的需要，因此迅速将该井从井斜88.48°调整成70.16°，并由设计3448 m加深钻进至3600 m，如表2所示。最终钻遇到100 m砂岩段，储层显示较好，满足了开发的需要。

表2 B5H井轨迹设计与实际情况对比

4.2 实际井身结构情况

根据储层和轨迹变化，及时调整井型，由水平井改为套管井，继续开发下部未开发的储层。并改变完井方式，由裸眼完井变更为生产井射孔完井生产。

4.3 具体工程操作

B5H井在钻遇大套砂泥岩互层后，主要采用了如下技术措施。

(1)“狗腿”度在1.5°～3.5°的井段，上下2柱倒划眼多拉几次。倒划眼参数：排量2000 L/min，转速120 r/min(也可根据现场情况第二次改变参数进行倒划眼，修整井眼轨迹)，并控制倒划眼速度≯0.05 m/s。

(2)每倒划眼300 m，循环一次，采用高转速、大排量。

(3)在管鞋下一柱循环，避免扶正器在管鞋处。本井通过调整钻井参数，有效预防了复杂情况的发生。

4.4 钻后扩眼情况

在B5H井中钻后对2931～3600 m井段进行了扩眼。

扩眼参数：钻压20～50 kN，排量2000～2200 L/min，泵压20～21 MPa，转速90 r/min，扭矩10～35 kN·m。扩眼时间18 h。在扩眼过程中，参数正常，适当控制扩眼速度，扩眼完成一立柱后，快速划眼一次。扩至设计井深后充分循环携砂，直至井底干净。下尾管安全顺利，尾管下入过程中未出现遇阻、遇卡现象。扩眼后井眼环空增大，保证了后期固井质量，保证了射孔完井完成。

4.5 钻后单井产量情况

B5H井预测累计产油4.1万m3，生产年限2年。后由生产井改为水源井。截止目前为止，油气田实际投产效果好，已投产井单井产量均达到整体开发方案要求产量(如图1)，目前生产情况良好，投产初期日产原油176.30 m3/d，平均含水40.85%，远低于同期油田平均含水46.76%，如图2。

图1 渤海油气田B平台投产后日产量数据

5 结语

受限于地质认识和预测精度，钻完井工程需要根据实际钻井情况随时调整工程方案。以B5H井为例的非均质储层开发情况，在钻前根据地质目的和认识深度，开展了水平井裸眼开发方案和套管射孔完井方案的充分设计准备。同时通过地质导向工具应用、钻后扩眼技术应用和工程操作细化，及时调整井眼轨迹、及时改变井身结构和启动备用方案，避免了设计水平段钻遇300多米大套泥岩而导致的钻井风险、地质储量落空等问题，通过实际作业情况看，整个方案切实可行，单井投产后的实际产量也远超油田整体开发方案的产量要求，效果较好。

图2 B5H井投产后油井含水率

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CountermeasuresforHeterogeneousReservoirDrillinginBohai35Oilfield

/YUANZe-ming,HEPeng-fei,DINGSheng,BIANJie,MAZhi-zhong

(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co., Tianjin 300452, China)

The horizontal well drilling passes through different strata in Shahejie formation of Bohai 35 oilfield, sandstone-mudstone ratio is unstable in the whole horizontal section with lots of interbedding, which is easy to lead to wall instability, difficulty of sand control pipe running, many blind pipes setting and serious screen pipe blockage in production. By the use of while-drilling tools, timely tracking and adjustments of borehole trajectory, drilling fluid system, drilling technology and some other aspects, the oil reservoir encountering rate in severe heterogeneous reservoir of deep strata in middle Bohai Sea has been effectively improved. Some operation methods and experiences can be reference to the field construction of severe heterogeneous reservoir horizontal well in deep strata.

horizontal well; drilling; severs heterogeneity; oil reservoir encountering rate; Bohai oilfield

2017-05-11；

2017-10-18

袁则名，男，汉族，1980年生，油气井工程专业，硕士，从事海洋石油钻完井技术监督工作，天津市塘沽区渤海石油路688号工程技术公司办公楼，hepf2@qq.com。

TE242

B

1672-7428(2017)11-0042-04