霍尔果斯背斜深井井身结构优化设计

2018-03-19曹光福谢建安陈松平辛小亮

钻探工程 2018年2期

刘奥，曹光福，谢建安，陈松平，辛小亮

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 434100； 2.中国石油新疆油田公司勘探公司，新疆克拉玛依 834000)

霍尔果斯背斜位于准噶尔盆地南缘山前冲断带中段霍玛吐背斜带，属山前构造，地层高陡，地质情况复杂[1]。上部地层胶结疏松，易发生井漏和井壁失稳。中下部地层倾角大，存在高压与多套压力系统，构造破碎带多，裂缝发育，泥岩密度大，在钻进过程中易发生卡钻、起下钻遇阻、井漏、井眼垮塌等井下复杂事故。下部地层岩石可钻性差，有多处断层和破碎带，可能存在垮塌、出水、井漏等风险。这些特征标志着霍尔果斯背斜深探井钻井施工高难度、高风险、周期长、高成本，严重限制了该地区油气勘探开发[2]。

要实现安全、高效、优质钻井，满足勘探开发的需要，首先要设计合理的井身结构[3-5]。合理的井身结构设计既要满足工程要求，又要尽量避免“漏、喷、塌、卡”等复杂情况的发生,从而保证施工安全，同时最大限度地降低钻井成本，达到预期的钻探目的[6-8]。而在霍尔果斯背斜，原井身结构难以满足深井的需要，因此，有必要根据该地区的地质特征，结合预测的地层压力，对井身结构进行优化设计，形成适用于霍尔果斯背斜深部高压地层的探井井身结构。

1 地层特征及钻井难点分析

1.1 泥岩含量高，地层水敏性强

塔西河组以灰绿色泥岩，膏质泥岩为主，安集海河组以灰绿色、深灰色以及灰褐色泥岩为主，粘土矿物含量较高，伊/蒙混层含量40%以上，水敏性强，极易水化分散、水化膨胀，清水滚动回收率仅为3%～45%，水化膨胀后呈蜂窝状，如图1所示，易造成井眼缩径、垮塌、起下钻遇阻、卡钻等复杂事故。

图1 伊蒙混层水化膨胀电镜图

1.2 压力系统复杂，高低压同存

受山前构造影响，霍尔果斯背斜地层高陡，地应力大。中上部地层倾角较大，在40°～50°，防斜难度大；中部地层安集海河组、紫泥泉子组，属于异常高压层，最高压力系数达2.55，并且地层坍塌压力，地层压力和地层破裂压力十分接近，压力窗口窄，且紫泥泉子组裂缝发育，油气显示活跃，使用高密度钻井液易导致裂缝张开发生井漏，发生井漏后可能由漏转喷，井控风险较大；深部地层岩石可钻性差，地层压力预测精度低，可能存在异常高压。

1.3 漏失层位多，漏失量大

霍尔果斯背斜断层发育，地层破碎带长，孔隙、裂缝发育，漏失具有“漏失层段多、漏失量大、安全密度窗口窄”的特点，井漏主要发生在中下部地层，占井漏总数的80%，漏失量大，防漏堵漏难度高。

2 井身结构现状

从霍尔果斯背斜勘探开始，第一口以紫泥泉子组为目的层位的预探井H10井采用了三开的井身结构：一开采用Ø339.73 mm表层套管下到500 m，封固独山子组的松散易塌易漏地层，并安装具有一定井控能力的井口。二开封隔塔西河组、下盘沙湾组地层以及安集海河组高低压同层，缩短裸眼井段长度，为下部井段安全钻井创造条件。由于实钻中出现泥浆密度低则安集海河组井壁失稳，泥浆密度高则上部地层严重井漏，钻至2642 m提前中完，下入Ø244.5 mm套管，二开井段共计发生5次卡钻、7次井漏。三开封隔下盘安集海河组地层及目的层紫泥泉子组，由于技术套管未完全封隔安集海河组，三开泥浆密度最高达2.53 g/cm3，紫泥泉子组地层压力逐渐回落，导致密度窗口狭窄，井漏频繁，钻至3484 m提前完钻(未钻穿紫泥泉子组)，采用了Ø139.70 mm油层尾管下到3484 m，封固产层，三开井段共计发生卡钻4次、井漏28次、溢流2次，全井段复杂时率达到11.2%。高风险、多复杂的地质特征，严重制约了该区域的钻井速度。

由于安集海河组异常高压，并受井身结构的限制，H10井钻井中遇卡、划眼、卡钻、井漏等现象频繁。通过对H10井复杂情况进行分析，对该地区的井身结构做出了优化，将套管尺寸放大一级，增加一层技术套管，采用四开井身结构，表层套管Ø508 mm下至深度200 m，封隔独山子组上部地层，并为安装井口装置提供条件，第一层技术套管Ø339.7 mm下到安集海河组顶部，封隔塔西河组、沙湾组和安集海河组顶部易漏失地层，防止下部采用高密度钻井液钻进时发生井漏，为安集海河组专打专封创造条件，第二层技术套管Ø244.5 mm进入紫泥泉子组顶部，封隔安集海河组和紫泥泉子组上部高压层，为储层段安全快速钻井提供条件，四开采用Ø139.7 mm油层尾管，固井水泥返至悬挂器位置，完井回接Ø177.8 mm套管至井口，固井水泥返至地面，从而封隔储层，满足完井和生产要求。H001井、H002井、H003井、H101井均采用此种四开井身结构获得了较好的效果，H002井的复杂时率降低至5.83%，H101井三开使用高密度油基钻井液，复杂时率仅2.06%，解决了稳定井壁与防漏的矛盾，减少了漏失、卡钻等复杂事故的发生率。

3 井身结构优化设计

经过前期的实践，对于井深≯4000 m的探井，采用标准的四开井身结构很好地解决了稳定井壁与防漏的矛盾，但对于井深>5000 m的深井，如果仍采用标准的四开井身结构，四开井段将达到2000 m以深，穿过地层达到4层，钻井风险增加。为降低钻井风险，必将增加一层技术套管，封隔复杂层。五开井身结构存在井身结构繁冗、机械钻速低、钻井周期长、套管层次太多、成本高等缺点。为此，根据霍尔果斯背斜已钻井资料，对于深探井进行了井身结构优化设计。

3.1 地层压力预测

根据霍尔果斯背斜完钻井的测井资料、钻井液密度、地破实验数据、钻井复杂等资料，对H11井进行了三压力预测，如表1所示。

从表1中可以看出，沙湾组以上地层为正常压力系统，地层压力系数1.16～1.21。安集海河组—东沟组为异常高压，地层压力系数2.18～2.47，且坍塌压力和破裂压力十分接近，压力窗口窄。东沟组地层压力回落，地层承压能力低，易发生漏失。

表1 H11井三压力预测结果

3.2 井眼与地层力学平衡关系

在对复杂深探井进行井身结构设计与普通井一样，合理的井身结构需满足防井涌、防压差卡钻、防漏和关井时防漏的要求，井眼与地层达到力学平衡，即处于两层套管之间的裸眼井段必须满足以下4个力学平衡方程[9]：

ρmax≥ρpmax+Sb+Δρ

(1)

0.0098(ρmax-ρpmin)Hpmin≤Δp

(2)

ρmax+Sg+Sf≤ρfmin

(3)

ρmax+Sf+SkHpmax/Hc1≤ρfc1

(4)

式中：ρmax——裸眼段最大钻井液密度,g/cm3;ρpmax——裸眼段最大地层压力当量密度,g/cm3;Sb——抽汲压力系数,g/cm3;Δρ——附加钻井液密度,g/cm3；ρpmin——裸眼段最小地层压力当量密度,g/cm3；Hpmin——裸眼段最小地层压力处的井深，m；Δp——压差卡钻允值,MPa;Sg——“激动”压力系数,g/cm3;Sf——地层破裂压力安全增值,g/cm3;ρfmin——裸眼段最小地层破裂压力当量密度,g/cm3;Sk——井涌允量,g/cm3;Hpmax——裸眼段最大地层压力处的井深,m;Hc1——上一层套管的下入深度,m;ρfc1——上一层套管鞋处的地层破裂压力当量密度,g/cm3。

3.3 必封点的确定

在进行常规的井身结构设计时，通常采用自下而上的设计方法，即先根据地层压力剖面挑出符合抗内压强度的套管，再根据套管的抗外挤确定每层套管的下入深度，最后对套管强度进行校核，保证套管下入深度最浅，套管费用最少。这种方法需要对下部地层特性有足够的了解。而对于地质情况复杂存在多套压力系统的深探井，就无法确定套管的下深。因为此设计仅以地层压力剖面作为参考，而在地层压力剖面上却又无法反映许多井下复杂情况，如易漏易塌层、盐岩层等。为了保障施工作业顺利进行，则需要对一些易塌、易漏等复杂地层进行及时封隔，如页岩层、塑性泥岩层、裂缝型溶洞、破裂带地层等。因此，在对风险探井进行井身结构设计时，应先根据地层情况确定必封点的位置，再应用传统的设计方法确定各层套管的尺寸和下深，以确定该井的具体井身结构[10]。H11井的必封点的确定如下。

(1)必封点1:2530 m。安集海河组为异常高压，地应力高，泥岩易坍塌，稳定井壁所需钻井液密度高，上部地层为正常压力，且地层承压能力低，不能在同一裸眼井段内。

(2)必封点2:3498 m。东沟组地层压力回落，地层承压能力低，易发生漏失，并封隔紫泥泉子组高压油气。

3.4 井身结构优化设计方案

为了控制钻井成本，降低复杂发生率，提高机械钻速，根据霍尔果斯背斜地层压力预测结果，结合已钻井井下复杂情况，对原有的四开井身结构进行优化设计，保持四开井身结构不变，套管系列不变，增加必封点2的深度，并采用高密度油基钻井液，保持井壁稳定，降低钻井风险，优化后的井身结构如表2所示。

优化后的四开井身结构与五开井身结构相比，减少了一层技术套管，增加了第二层技术套管的下深，缩小了安集海河组、紫泥泉子组的井眼尺寸，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，降低了钻井成本。

表2 井身结构优化设计

4 高密度油基钻井液

针对安集海河组、紫泥泉子组采用高性能油基钻井液进行钻进[11-13]，油基钻井液配方：54%0号柴油+3%主乳化剂TYODF-301+1.5%辅乳化剂TYODF-401+2%润湿剂TYODF-501+0.5%增粘剂TYODF-601+4%降滤失剂TYODF-201+2%封堵剂YX(600目)+2%封堵剂YX(800目以上)+4.8%水+1.8%氯化钙+2%石灰TYODF-801+重晶石。

基本性能参数为：密度2.15～2.65 g/cm3；漏斗粘度70～160 s；API滤失量<1 mL，初切力4～10 Pa，终切力7～25 Pa；油水比90/10～95/5；塑性粘度<120 mPa·s，动切力8～30 Pa；破乳电压>1000 V；高温高压滤失量<5 mL；页岩回收率>95%，表现出较好的抑制性。为准确评价该油基钻井液的稳定性，测量了其在不同温度(30 ℃、50 ℃)条件下下的破乳电压仍>1600 V，表现出较好的稳定性。并通过加入2%和5%的石灰对该油基钻井液的抗污染性进行了评级，结果如表3所示。

表3 高密度油基钻井液抗污染性评价

由表3可知，当油基钻井液受到石灰污染时，随着石灰含量的加入，其切力变化不大，说明其性能仍然满足工程需要；当加入量达到5%时，其破乳电压为1128 V，说明其乳化稳定性仍然很好，在钻井过程中仍能保证其抗污染性。

5 现场应用效果

H11井是霍尔果斯背斜第一口深探井，完钻井深5170 m，完钻层位白垩系连木沁组，采用了优化后的四开井身结构，首次实现了在安集海河组、紫泥泉子组两套压力系统下进行套打,即在两套压力系统并存条件下进行三开钻进。安集海河组地层强水敏性，井眼稳定性差，易掉块或垮塌，造成在钻进作业中阻卡频繁，漏失严重，称之为“死亡之海”，针对于该地层，该井三开段使用高密度油基钻井液体系，历时16.7 d钻至井深3460 m中完，与设计相比提前10 d。结合个性化PDC钻头+垂直钻井系统，该钻头采用4刀翼13 mm加强型复合片X3齿，尖/圆混合布齿和负倾角设计，加强其攻击性能，并结合大刀翼，强化保径和倒划眼设计，提高钻头使用寿命，历时5.5 d钻穿“死亡之海”安集海河组，未出现井漏现象，平均机械钻速13.08 m/h，比最快邻井H101井提高22.3%，比H001井提高5倍以上；在紫泥泉子组井眼尺寸放大一级的情况下，机械钻速比邻井H101井提高37.8%，井漏次数减少，仅发生一次，漏失量17.6 m3。三开段井径扩大率<1%，复杂事故发生率低，证明使用高密度油基钻井液能够解决安集海河组强水敏、井壁稳定性差的难题，减少了钻井成本，提高了机械钻速，缩短了钻井周期。