哈深斜1井钻井难点及工程设计

2018-01-09时凤霞杨衍云

中国石油大学胜利学院学报 2017年4期

时凤霞,杨衍云

(1.中国石油大学胜利学院油气工程学院,山东东营 257091; 2.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营 257017)

哈深斜1井位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市乌尔禾区西北部,构造位置为准噶尔西部隆起哈山山前构造带前缘冲断带。本井区地层由SE向NW逐渐抬高,形成单倾的斜坡特征,受SW-NE向逆断层的影响,井区发育SW-NE走向的正、逆断层,井区内断层、骨架砂体和不整合面构成了油气运移的良好通道网络,成藏条件优越。但本井存在地质条件复杂、易井斜、机械钻速低、固井质量难以保证等问题,通过对其进行详细可行的钻井工程设计,保证了本井较高的机械钻速,避免了复杂情况的发生,为同区块后续井的设计与钻探提供了借鉴意义。

1 工区概况

哈深斜1井是一口预探井,井型为定向井,设计井深4 719.90 m,垂深4 075.00 m,造斜点在1 946.87 m,目的层为二叠系乌尔禾组(P3w)、二叠系夏子街组(P2x)、二叠系风城组(P1f)。其钻探目的是了解哈山前缘冲断带二叠系的含油气情况。

结合邻井及地震资料分析,该井从上至下依次钻遇白垩系、侏罗系八道湾组、三叠系百口泉组、二叠系乌尔禾组、夏子街组、风城组、石炭系地层,地质分层及岩性描述如表1所示。

表1 地质分层及岩性描述

2 钻井难点

2.1 机械钻速低

白垩系、侏罗系、三叠系地层均含有不同程度的砂砾岩,钻进过程中蹩跳钻现象严重,对钻头、钻具的使用寿命影响大,容易发生掉牙轮或断钻具事故;风城组地层含白云质增多,研磨性逐渐加强,PDC钻头牙齿磨损较为严重。

2.2 井身质量难控制

该井地层倾角大,易井斜,其中夏子街组倾角达40°,八道湾组、百口泉组地层易膨胀脱落,造成井下掉块、蹩钻现象严重。

2.3 复杂情况多发

通过对邻井资料分析,白垩系地层易发生复杂情况,哈浅6井溢流1次,哈浅2井溢流2次,哈1井溢流1次,哈浅4井发生井漏,乌31、哈浅4两口井在八道湾组发生井漏,为此该地层钻进时要采取措施控制溢流、井漏的发生。

2.4 固井施工难度大

邻井在钻遇白垩系、侏罗系、石炭系时均发生不同程度漏失,本井固井时要防井漏;根据地震资料分析,风城组可能存在一高压系统,所以固井过程中要注意高压防窜。

3 钻井设计及技术对策

3.1 井身结构设计

井身结构设计是钻井工程的基础设计,它不仅关系到安全钻井,还会影响油井的质量和寿命,同时对钻井效益的提高有着特别重要的意义[1-2]。对于一些深井探井,由于地层情况复杂,加之周围邻井少,获取地层信息有限,在设计井身结构时,既要考虑钻井安全,同时要兼顾钻井成本[3- 4]。因此本井在进行井身结构设计时,对邻井资料进行充分分析,结合本井所钻遇地层的岩性特点,进行了井身结构优化,井身结构如图1所示。

图1 哈深斜1井井身结构

3.2 钻头及钻具组合的选择

3.2.1 钻头优选

根据钻头的使用原则,上部松软地层可选择机械钻速高的铣齿钻头,深井段地层钻进应选择进尺多的镶齿钻头[5],结合地层特点和实践经验,对钻头进行优选。一开钻遇白垩系与侏罗系八道湾组,由于地层倾角大,为降低井斜角，只能小钻压吊打钻进。为提高钻井速度,使用适合钻中上部地层、保径密封好、使用时间长和机械钻速快的MP2钻头。二开钻遇三叠系百口泉组、二叠系乌尔禾组,岩性主要为灰色泥岩、粉砂质泥岩、含砾泥岩、棕色泥岩与灰色砂砾岩、含砾泥质细砂岩不等厚互层,含砾层位钻进过程蹩跳钻现象严重。对含砾较多地层,用HJ517G钻头过渡,含砾较少地层采用HJ537G钻进,可极大地提高机械钻速。三开钻遇二叠系夏子街组、风城组及石炭系,岩性为灰色、棕色含砾细砂岩、灰色细砂岩与灰色、棕红色泥岩、砂质泥岩互层、白云质泥岩与灰色白云质凝灰岩、泥质白云岩、深灰色凝灰岩、安山岩。风城组上部地层白云质含量较低,对钻头磨损小,可选择使用PDC钻头[6];下部地层白云质含量增加,可使用高效牙轮过渡。

3.2.2 钻具组合的选择

为保证井身质量,采用防斜打直技术[7],导眼、一开钻进设计选用塔式钻具组合;二开为保证直井段打直,设计选用4套钻具组合(塔式钻具、钟摆钻具、常规钻具、垂直钻具),并设计0.75°单弯动力钻具予以纠斜。垂直钻具组合:Φ311.1 mm钻头+垂直钻井系统+Φ203.2 mm钻铤3根+Φ177.8 mm双向减震器+钻具止回阀+Φ177.8 mm钻铤1根+Φ310 mm扶正器+Φ177.8 mm钻铤1根+Φ177.8 mm随钻震击器+Φ177.8 mm钻铤3根+旁通阀+Φ127 mm加重钻杆15根+Φ139.7 mm钻杆。动力钻具组合:Φ311.1 mm钻头+Φ215 mm0.75°单弯动力钻具+Φ203.2 mm钻铤1根+MWD+Φ177.8 mm钻铤3根+Φ139.7 mm钻杆;增斜段设计为1.25°单弯动力钻具;稳斜段设计常规钻具和复合钻具,复合钻具组合:Φ311.2 mm钻头+Φ215 mm1.25°单弯动力钻具+Φ203.2 mm无磁钻铤1根+MWD+Φ228.6 mm钻铤3根+Φ127 mm钻杆。

为提高钻井水力参数,增强井眼的净化能力,应尽可能减少使用Φ127 mm内加厚钻杆的数量。

3.3 钻井液体系设计

根据哈深斜1井钻井地质设计要求和钻井液的使用原则,结合该井地层特点及邻井复杂情况,要求钻井液各层段有针对性:满足防水侵、防垮塌、防缩(扩)径、防漏失、防卡、防硫、抗污染等要求。

一开地层白垩系、侏罗系地层成岩性差,松散,地层易造浆,易垮塌,防坍塌卡钻;白垩系地层防地表浅水层造成的井涌,八道湾组泥岩和煤层易发生缩径和井壁坍塌,应加强钻井液的抑制性,严格控制失水[8-9]。施工时机械钻速快,环空钻屑浓度高,该井段钻井液必须具有很强的悬浮携带能力和稳定井壁能力。二开三叠系、二叠系乌尔禾组地层岩性为泥岩、砂泥岩互层,易发生缩径、坍塌卡钻,要求钻井液必须具有较强的抑制能力,确保其造壁性、防塌性和良好的流变性;同时增强钻井液的封堵能力,从而保证井壁稳定,防渗漏;乌尔禾组断层及附近注意防漏,提前加入随钻堵漏剂。三开二叠系夏子街组、凤城组泥岩、砂岩、砾岩不等厚互层,地层稳定性差,防剥蚀、碰撞掉块、坍塌和漏失,因此三开钻井选抑制性聚合物润滑防塌钻井液体系。二叠系风城组风二段可能钻遇高压层,易发生溢流、井喷,应提高上部承压能力,及时调整钻井液密度,避免上漏下涌复杂情况发生。各开次钻井液体系设计见表2。

表2 各井段钻井液体系

3.4 固井设计

3.4.1 水泥浆体系设计

二开固井重点是防下套管遇阻和井漏,针对此问题,采取漂珠低密度水泥浆体系;三开套管下入比较深,井底温度和压力大,应选择抗高温固井工具和水泥外加剂,并加入塑性纤维,防止固井井漏,提高固井质量[8]。水泥浆设计见表3。

表3 水泥浆体系设计

3.4.2 固井技术措施

(1)固井施工设计根据实际井况合理设计套管扶正器,准确预测最高施工压力,合理设计Φ244.5mm技术套管、Φ139.7 mm油套套管固井作业密度。

(2)技术套管固井时,要提高固控设备利用率,及时消除岩屑,有效控制固相含量在设计范围内;下套管前用原钻具通井,对缩径、遇阻、狗腿度变化比较大井段反复划眼,大排量循环洗井,确保套管下到设计深度;下套管时严格控制下放速度,严禁猛提猛放而造成井漏。

(3)油层套管固井前要保证井眼稳定,必要时进行承压堵漏。准确加权平均领浆和尾浆井径曲线,附加水泥浆量不少于5%。所用水泥浆API失水<100 mL、析水<1.4%、流性指数>0.6。领浆满足施工安全,尾浆设计短候凝水泥浆体系,稠化时间应控制在施工基础上附加60～90 min,呈“直角”稠化。采用研磨型冲洗液,低黏高切隔离液,紊流-塞流复合顶替模式,有效控制水泥浆窜槽问题。

4 现场施工

哈深斜1井严格按照钻井工程设计要求,于2012年6月14日开钻,2012年12月5日完钻,完钻井深4 641.50 m。2013年1月6日固井质量完毕,完井,钻井周期为171天19.5小时。导眼下入Φ508 mm导管,常规固井,水泥浆返至地面;一开下入Φ339.7 mm表层套管至580.62 m,常规固井,水泥浆返至地面;二开下Φ244.5 mm技术套管至2 519.85 m,单级固井,水泥浆返至地面;三开下Φ139.7 mm油层套管至4 417.72 m,水泥浆返至2 000 m,固井质量合格。一开最大井斜角1.58°,井深575 m,二开直井段最大井斜角4.92°,井深1 998 m,三开A靶靶心距3.72 m,B靶靶心距13.49 m,井身质量合格。

施工过程中,参考钻井工程设计及邻井钻头使用情况,同时结合地层特点和实践经验,优选好每只钻头和钻具组合,一开地层普遍含砾,钻进时蹩跳钻严重,采用小钻压吊打钻进。二开对含砾较多地层,使用HJ517G钻头过渡,在砂泥岩段优选百施特型号为MS1952SS的PDC钻头,812～963 m采用吊打,机械钻速为13.73 m/h;为控制井斜,尝试在钻具组合中加入尺寸较大的钻铤(如9″钻铤)或者18 m扶正器+螺杆钻具组合。在砂泥岩含砾较少地层采用降斜钻具组合配合PDC钻进,含砾地层采用HJ517G牙轮钻头过渡,极大地提高了机械钻速(牙轮钻头平均机械钻速为2 m/h,PDC钻头平均机械钻速为3.8 m/h),减少了起下钻时间,节约了钻井周期。全井累计进尺4 641.50 m,平均机械钻速2.10 m/h。