顺北1-4H井超深小井眼中短半径水平井钻井难点及技术对策

2018-06-11张建龙刘卫东刘长军高炳堂

钻探工程 2018年4期

关键词：顺北井眼钻具

张建龙，温　伟，刘卫东，刘长军，高炳堂

(1中国石化石油工程技术研究院，北京 100101； 2.中国石化西北油田分公司监督中心，新疆库尔勒 841600； 3.中国石油管道局工程有限公司第四分公司，河北廊坊 065000)

0　引言

随着油气资源的不断开发，浅层及其它易开发的油气资源越来越少，开发难度大的砂砾岩、超深储层越来越多。

中国石化顺北油气田是近年才开发的油气藏。该油气田是中国石化西北油田分公司实施“塔河之外找塔河”战略后在顺北区块找到的塔河油田接替区域。该区块于2015年开采，2016年开始规模性开发，预计储量达到17亿t。

顺北油田储层为奥陶系一间房组、鹰山组及蓬莱坝组，油藏埋藏深度达到7300～8600 m，油藏特点是储层埋藏深度大，地层温度、压力高，局部地区储层上部奥陶系桑塔木组地层还含有易漏、易掉块的辉绿岩地层，进一步增加了顺北油田油气开发难度。受到油藏埋藏的地质条件限制，顺北油田目标地层多采用超深小井眼中短半径水平井技术开发。

顺北1-4H井是中国石化西北油田分公司部署在顺托果勒低隆北缘的一口开发井，该井设计目标地层垂直深度达到7546 m，完钻井深8049.50 m，垂深7561.96 m,水平段长430.20 m，创造了Ø120.65 mm井眼中短半径水平井井深最深及水平段最长纪录。顺北1-4H井顺利完成为进一步探索超深中短半径水平井优快钻井技术提供帮助，也为顺北油田后期采用中短半径水平井开发提供借鉴。

1　顺北1-4H井概况

顺北1-4井地层情况见表1。该井设计四开井身(见表2)，设计造斜点7530 m，造斜率23.8°/30 m。受到奥陶系桑塔木组辉绿岩的影响，四开Ø120.65 mm井眼采用中短半径水平井钻井。实际造斜点7475 m，增斜段平均造斜率25.27°/30 m。

表1　顺北1-4H井设计地层层序

注：上下地层之间关系：实线表示整合接触,点划线表示平行不整合接触,波浪线表示角度不整合接触。

2　顺北1-4H井水平井钻井难点分析

顺北1-4H井钻井难点主要表现在以下几个方面。

2.1　钻具易弯曲变形引起托压，影响定向钻井

顺北1-4H井井眼及钻具尺寸小，钻具柔性大，钻具易弯曲变形,增大钻具与井眼接触面积，同时井眼曲率大，易形成岩屑床，阻碍钻具上提及下放，从而增大钻井摩阻，引起托压，滑动钻井时上部钻具处于静止状态，钻井摩阻增大，托压现象更加明显。顺北1-4H井滑动钻井、复合钻井、及起下钻等不同工况大钩负荷变化情况如图1所示。

表2　顺北1-4H井井身结构

从图1可以看出，7500 m开始不同工况大钩负荷变化曲线均发生明显的变形，形成了明显的托压现象。托压从大到小的工况依此为滑动钻井、复合钻井、下钻、离底旋转。滑动钻井托压最大，7060 m处滑动钻井比复合钻井托压增大22 kN，7760 m处托压更大。7984 m处因托压无法定向。

图1顺北1-4H井大钩负荷变化情况

2.2　超深小井眼温度高，可用测量仪器少

顺北1-4H井进行Ø120.65 mm井眼水平井钻井前，顺北地区完钻井只有顺北1-1H井。顺北1-1H井井眼尺寸为Ø149.2 mm,井深7602.05 m,仪器配套可借鉴的资料少。

顺北地区地温梯度达到2.0～2.18 ℃/100 m，顺北1-4H井设计井底垂深7546 m，预计井底静止温度165 ℃以上，而小井眼循环排量低，循环降温效果差，可用测量仪器少。

目前国内厂家生产的仪器抗温一般在140 ℃左右，虽然有些厂家已经生产了抗温175 ℃仪器，但研发完后尚未形成工业化应用。

国外高温仪器直接供应流程复杂，供应少，租用价格高。国内虽然引进了标称抗温175 ℃仪器，但目前引进的175 ℃仪器实际抗温能力很多不到165 ℃。

2.3　Ø120.65 mm井眼使用的Ø95 mm螺杆振动大，对仪器测量精度影响大

螺杆钻具均为中空结构(图2)，钻具抗弯强度对应的弯曲力计算如式(1)所示。

F=kσS=kσπ(2R-d)d

(1)

式中：F——螺杆钻具弯曲所需力，kN；σ——材料抗弯强度，MPa；R——螺杆钻具外径，m；d——螺杆钻具壁厚，m;k——系数，常数；S——横截面积,m2。

图2　螺杆结构示意图

从式(1)可以看出，螺杆钻具外径越大，钻具弯曲需要的力也越大，钻具的抗弯能力也越强，Ø95 mm螺杆比Ø120.65 mm螺杆抗弯能力更低，钻具更容易发生弹性变形。

钻具发生弹性变形后，弹性变形的形成及恢复易引起钻具的振动，弹性振动的强度又受到材料抗弯强度、受力性质及大小、力矩影响。对于某一种材料，其抗弯强度一定，螺杆钻具的弹性变形主要受到交变力的大小及力矩大小影响，交变力越大，变化频率越高，钻具受到的力越大，螺杆钻具的弹性变形能力就越强。当弹性变形达到一定程度时就会引起固定在电路板上的元器件损坏。

北京石油机械厂Ø95 mm螺杆在顺北1-4H井出现多次振动损坏仪器，影响正常测量情况。定向钻井至7563.38 m工具面出现异常，随即MWD仪器无脉冲信号。随后复合钻进钻至7576.73 m，钻时明显变慢，钻时由18～20 min/m增加到35 min/m，泵压由23 MPa升高到25 MPa，最高升高到28 MPa，出现憋泵现象，同时定向工具面出现异常。工具面一直保持在75°无变化，振动值也一直处于高危振动警告区域。起钻检查发现仪器探管扶正金属块及固定螺丝被振断，电路板线圈脱落，电容掉落(图3)，仪器监测的振动值达到68～75 G(图4)。

图3　顺北1-4H井振动对仪器损伤

图4　顺北1-4H井仪器监测振动值变化

2.4　超深中短半径水平井轨迹控制难度大

顺北地区目标地层一间房组灰岩地层缝洞发育，超深中短半径水平井轨迹控制难度主要表现在钻具托压引起工具面摆放困难及小钻具钻遇大裂缝地层时轨迹延伸易受裂缝等影响发生改变。

顺北1-4H井水平段复合钻进至7796.76 m后钻遇左下倾裂缝，本来复合钻井井斜及方位均增大的趋势突然变为井斜突然减小、方位变小的趋势(图5、表3)。

图5　顺北1-4H井水平段钻遇裂缝轨迹变化

序号测深/m井斜/(°)方位/(°)17787.4489.0302.827796.7689.2303.237802.9086.8302.947805.8286.9303.4

3　顺北1-4H井水平井钻井技术对策

顺北1-4H井井眼尺寸Ø149.2 mm，井眼深度达到8049.50 m，在这样超深小井眼中短半径水平井钻井面临许多难题(前面已进行了分析)，针对顺北1-4H井超深小井眼中短半径水平井面临的主要难题，采取如下技术措施。

3.1　优化钻具组合及钻井液性能，减少滑动钻井托压

通过优化钻具中刚度较强的加重钻杆使用数量来改善钻具组合的变形状况，尽量减少钻具弯曲引起的钻具托压，同时通过改变钻井液的润滑性能来提高井眼的润滑状态，通过调整钻井液的携岩性能减少岩屑床的形成，从而减少钻井托压。

根据顺北1-4H井井眼情况，使用不同长度加重钻杆后7550、7600、7650 m处托压情况如图6所示。

图6　顺北1-4H井不同长度加重钻杆托压情况

从图6可以看出，随着加重钻杆使用长度的增加，7600 m托压情况明显好转，7550及7650 m处托压情况变化不大，使用100 m加重钻杆时7650 m处托压甚至还有微增趋势，加重钻杆长度达到300 m时托压比较小，加重钻杆长度达到500 m时，7550 m以下各点托压情况均有所改善，长度达到700 m时托压最小，达到800 m后托压明显增加。根据顺北1-4H井及邻井钻井情况，推荐选用加重钻杆500～700 m，最少使用200～300 m。

3.2　选用已改进的进口175 ℃仪器解决高温测量问题

顺北1-4H井设计井深7761.21 m，设计垂深7546 m，预计井底温度165 ℃左右。

国内已经工业化应用MWD仪器抗温140 ℃左右仪器，抗温175 ℃ MWD仪器虽然已经生产，但尚未进行工业化应用，仪器抗温性能有待检验。

国内进口了不少高温MWD仪器，国内引进的高温MWD仪器使用情况如表4所示。

表4　国内引进的小井眼高温MWD仪器性能及使用情况

国内已进口的高温MWD仪器没有高额的动迁费，使用成本相对较低，引进的高温MWD仪器在国内应用效果良好。

中国石化石油工程技术研究院引进的APS仪器在元坝地区Ø152.4 mm井眼、顺北1-1H井Ø149.2 mm井眼均进行了成功应用。虽然Ø120.65 mm井眼定向在顺北地区均是首次应用，但在与顺北1-4H井相近深度、相近尺寸的顺北1-1H井成功应用，给顺北1-4H井提供了MWD测量保障，引进的抗温175 ℃ MWD仪器为顺北1-4H井等Ø120.65 mm井眼定向测量基本提供了测量保障。

但是，随着仪器的使用,仪器的测量及抗温性能在不断降低,同时由于国内引进的抗温175 ℃仪器实际抗温能力在160～165 ℃，而Ø120.65 mm井眼尺寸小,循环降温效果差。为了更好保障顺北1-4H井Ø120.65 mm井眼随钻测量,最好对仪器电路板及抗温敏感元件进行更新,以达到更好的抗温性能。

改进后的进口175 ℃ MWD仪器，提高了测量核心部件的新度，进一步提高了测量系统的抗温能力，配合循环降温，能够满足顺北1-4H井等类似井的MWD测量需要。

3.3　优选动力钻具，减小钻具振动对MWD测量影响

动力钻具包括螺杆钻具及涡轮钻具等等,由于结构不同，动力钻具压耗也存在较大的差别，一般螺杆钻具压耗为2～4 MPa，涡轮钻具压耗达到8～14 MPa。

顺北1-4H井井眼尺寸太小，井超深，涡轮钻具因压耗太大，影响正常钻井排量，难以满足携带岩屑要求，动力钻具只能选用螺杆钻具。

国内生产抗温180 ℃的螺杆钻具的生产厂家有北京石油机械厂、天津立林石油设备有限公司、德州石油联合机械厂等等。顺北1-4H井井眼尺寸只有Ø120.65 mm，只能使用Ø95 mm动力钻具。由于Ø95 mm螺杆钻具国内使用少且高温橡胶灌注复杂，生产Ø95 mm螺杆钻具生产厂家更少，只有北京石油机械厂及天津立林石油设备有限公司等单位。

从式(1)可以看出，螺杆钻具振动强度与受到的力矩大小有关。由于螺杆钻具外壳为单弯结构，螺杆钻具所受力矩与弯点以下钻具长度有关，弯点以下长度越长，螺杆钻具所受力矩也越大，螺杆钻具的弹性振动也越强烈；因此，为减少螺杆钻具的振动频率，应选择弯点以下长度比较短的螺杆。

北京石油机械厂5LZ95×7.0螺杆弯点下长度为0.93 m，天津立林石油设备有限公司5LZ95×7.0 SF螺杆弯点以下长度为0.763 m。为了避免螺杆振动对MWD仪器带来损伤，顺北1-4H井定向钻井应选用天津立林石油设备有限公司生产的5LZ95×7.0 SF螺杆。

3.4　加密监测，定向脱离裂缝，减少裂缝对轨迹控制的影响

顺北1-4H井目标地层断层发育，在构造运动的作用下,断层形成时容易在周围产生许多伴生裂缝，微小的裂缝对井眼轨迹影响小，大的裂缝面容易对井眼轨迹造成影响，引导易变形的小钻具沿裂缝面前进，虽然有些大裂缝可能被次生方解时或其它物质充填，但依然存在明显的地层各向异性，依然可能对轨迹控制产生影响。

对于可能存在大裂缝的井眼，最好加密监测井眼轨迹、钻时、气测及钻井液总体积等的变化情况。缩短轨迹测量间隔距离，将测量间隔由5 m改为1～2 m，井眼轨迹测量方式可以为动态监测或静态测量。一旦发现井眼轨迹出现明显的异常变化，立即改变定向钻井方式，消除裂缝对井眼轨迹控制的影响，及早脱离裂缝，避免轨迹出现大的波动，保持井眼轨迹的光滑。

4　技术措施应用情况分析

顺北1-4H井从7475 m开始定向钻井，定向后受井队条件限制，钻具组合中加重钻杆只有27根。水平段钻井期间，周围完钻的Ø120.6 5mm中短半径水平井大部分因提前钻遇油气层而未钻进至水平段就提前完钻，钻进至水平段的水平井一般水平段也只钻进200 m左右，水平段最长的顺北1-6H井钻进至7789.07 m因漏失完钻。顺北1-4H井水平段钻井至7980 m定向时，水平段长已经达到360.70 m，无可借鉴的定向经验。该井7980 m定向时开始出现严重的托压定向困难情况，通过采用有效措施，顺利完成了该井定向钻井任务。

在螺杆选用方面，7475～7810 m使用北京石油机械厂生产的Ø95 mm螺杆钻具，由于螺杆钻具振动太大，振动值达到68～75 G，造成MWD仪器电路版及扶正器损坏；现场定向技术分析后通过采取有效措施顺利完成了定向服务任务。

在仪器配套方面,优选了APS 175 ℃高温MWD仪器，仪器使用期间，使用振动大的北京石油机械厂的螺杆时出现了仪器损坏问题(图3)。通过前述分析，及时更换振动较小的天津立林公司的螺杆钻具，并将MWD仪器探管扶正块由金属材质更换为橡胶材质，MWD仪器测量正常，未出现过任何仪器问题。仪器测得井底最大温度165 ℃，最大循环温度154 ℃。

在裂缝影响轨迹控制方面，顺北1-4H井水平段复合钻井井眼趋势为微增井斜及方位(7787.44～7796.76 m,井斜由89°增加到89.2°,方位由302.8°增加到303.2°)。复合钻进至7802.9 m，井斜突然由89.2°降低到86.8°，方位由303.2°降低到302.9°。钻井时没有出现明显的钻井液漏失现象，发现问题后立即从7818 m开始定向，测量间隔距离由5 m改为1 m，测量采用动态测量、静态校验方式。定向时尽可能加大钻压，定向至7857 m后井斜由7815.45 m的86.1°增加到7853.45 m的88.5°，方位也增加到304°，快速解决了裂缝对井眼轨迹控制的影响。

顺北1-4H井通过采取上述措施有效保证了安全、优质钻达地质设计的目标地层，达到地质开发目的。该井水平段钻至8049.09 m出现了钻井液失返性漏失，强钻至8049.50 m完钻，完井测试日产原油185 t，日产天然气9万m3。创造了Ø120.65 mm井眼水平段最长、完钻井深最深的纪录。