高压地区定向探井钻井实践

2018-12-06郭世侯温富贵吴泓璇徐先觉蒋建乐

钻采工艺 2018年6期

郭世侯，温富贵，吴泓璇，徐先觉，蒋建乐

(1川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院2国家能源高含硫气藏开采研发中心钻完井工程技术研究所3川庆钻探国际工程公司)

土库曼斯坦阿姆河右岸C区块位于土库曼斯坦东部，地下分布了阿盖雷、霍贾古尔卢克、召拉麦尔根等多个小构造，地表存在山丘、峡谷、村庄、农田等，部分井由于受到地下目标和地表情况的双重限制，不得不用定向井开发。在先期少量直井钻探中，发现基末利阶存在高压盐水层，所用钻井液密度在2．35～2．47 g/cm3之间，而且由于其埋深较深(一般在2 500～3 400 m之间)，井段较长、下部储层裂缝发育，漏喷风险大、产量高等特点，且探井还有其他不可预见的风险，需用Ø311．2 mm井眼钻过高压盐水层，为下部井眼钻探备用一层技术套管。大尺寸井眼钻高压盐水层本已不易，用定向井钻探，必然会遇到更多钻井困难。

一、地质简介

C区块地层从上至下为第四系、新近系、古近系、白垩系上统、白垩系下统(阿尔布阶、阿普特阶、巴雷姆阶、戈捷里夫阶、凡兰吟阶)、侏罗系上统(提塘阶、基末利阶、卡洛夫－牛津阶)提塘阶为砂泥岩，一般厚度在200 m左右，属正常压力梯度地层;基末利阶(细分为上石膏层、上盐层、中石膏层、下盐层、下石膏层)为巨厚盐膏层，一般厚度在500～1 100 m，是区域盖层，也是异常高压层，压力系数达到2．2～2．32 g/cm3;卡洛夫—牛津阶为灰岩，是主要储层，裂缝发育，易喷易漏，压力系数一般1．7～1．9 g/cm3。

二、技术难点分析

1．仪器工具受限

(1)在大尺寸井眼、高密度条件下，泵压高，排量低，螺杆无力易制动，滑动钻进几乎不可能。

(2)高密度下，大尺寸螺杆钻具寿命较短，一般寿命只有20～80 h，因此也不能全程用螺杆复合钻来防止缩径［1］。

(3)MWD仪器在高密度钻井液中冲蚀严重，损坏机率大，不能确保随时有信号。

(4)高密度钻井液条件下，用测斜仪吊测时，测斜仪有可能下落不到位且容易造成卡钻，只能进行起钻投测，增加了起下钻次数，成本较高、井控风险大。

2．井眼轨迹控制难点分析

(1)基末利阶是高压层，其下方就是储层，用定向井钻探，高压层段必然是斜井段，需要采取控制措施。且高压水经常出现在上盐层，造成高压层段长，轨迹控制难度大。

(2)由于储层裂缝发育，漏喷风险大、产量高等特点，且探井还有其他不可预见的风险，需用Ø311．2 mm井眼钻过高压盐水层，为下部井眼钻探备用一层技术套管，所以基末利阶高压层是用Ø311．2 mm大尺寸井眼施工，大尺寸井眼定向时扭矩波动大，工具面不稳定［2］，控制难度更大。

(3)对于探井，设计地质分层不准确，地层垂深不确定性较大，施工过程中需要调整井眼轨迹实现中靶要求，造成井眼轨迹有起伏，不平滑，增加了控制难度。

(4)基末利阶总厚度大，要避免在基末利阶高压层中造斜，则上移造斜点，造成斜井段较长，控制难度增大。

(5)用带稳定器组合的钻具组合控制井眼轨迹时，调整稳定器尺寸和位置只能对井斜进行控制，对方位不能进行有效控制，需要掌握地层漂移规律，根据钻井经验预留一定漂移量，增加了脱靶风险。

3．施工安全风险

(1)基末利阶石膏层可钻性差，钻时慢，用螺杆滑动易发生粘卡;用无井下动力钻具组合，需要的转速高，扭矩大，钻具易疲劳损坏。

(2)基末利阶本身是盐膏层，易蠕动变形，容易造成缩径卡钻。

(3)大尺寸井眼、高密度钻井液条件下，滤饼更厚，摩阻大，卡钻风险大。

(4)高密度钻井液中，容易因抽汲和压力激动引起井漏或溢流。

(5)对于探井，压力系数不准确，钻井过程中存在溢流、井漏风险，如被高压盐水流出，易造成盐析卡钻。

三、技术对策

(1)在进入高压层前完成定向任务，然后用稳定器组合进行高压层段井眼轨迹控制，下完技术套管后，再下定向组合对井眼轨迹进行调整。

(2)轨迹设计时要根据地上、地下目标的要求，确定好造斜点、造斜率、定向结束时的井斜大小，优化稳定器组合控制井段的轨迹剖面，反推出最佳的井口位置。

(3)轨迹设计要留有余地，要充分考虑地层垂深不确定误差影响，确保在使用高密度之前已完成定向造斜任务。

(4)由于稳定器组合控制井段长，要严格控制定向施工末段姿态和方位预留量，充分利用地层漂移规律达到中靶要求。

(5)根据地层破裂压力，保证有效定向施工长度和有利于减少Ø311．2 mm斜井段事故复杂，Ø339．7 mm套管尽量下深一点。

(6)稳定器组合控制井段先使用大尺寸稳定器组合，后期可使用小尺寸稳定器组合，减少起下钻划眼机率，降低摩阻扭矩，减少钻具事故。

(7)定向井段严格控制造斜率，及时修复井眼，保障井眼光滑，确保上部井眼畅通。

(8)高压井段钻进期间，每钻进2～3 d进行一次短程起下钻，对井壁进行及时拉划，防止缩径。

(9)在膏盐层段的技术套管使用Ø250．8 mm高强度加厚套管，以提高套管抗膏盐层蠕动变形的抗挤毁能力。同时，套管串中使用遇油膨胀封隔器，防止高压盐水窜通。

(10)Ø250．8 mm+Ø244．5 mm套管下至下石膏层底部，防止钻穿下部低压储层发生恶性井漏，为储层段施工提供稳定的井眼轨道。

(11)控制好Ø311．2 mm井段最后井斜角大小，要能适应探井地层变化对井眼轨迹的要求，做到在Ø215．9 mm井段能增、能降，能有在部分井段使用定向组合对后续井眼轨迹进行控制的能力。

(12)高压层段有吊测、投测和MWD随钻测斜方式，先用MWD随钻测斜摸清稳斜组合的稳斜效果，再用吊测或起钻投测方式进行长段监控。

四、现场实践及认识

1．对策实施情况

目前已在C区进行了WJor－21(西召拉麦尔根－21)和EHojg－21(东霍贾古尔卢克－21)两口定向探井的设计和施工。两口井都是在进入高压层前完成定向施工，后面用稳斜组合钻到固井井深，下技术套管后，再根据情况进行增降斜控制。两口井都达到了设计靶区要求，施工总体比较顺利，技术对策基本能够满足井身轨迹控制和安全钻井的要求。WJor－21设计用33．82°稳斜705 m，实际从2 745 m稳斜钻至中完井深3 407 m，稳斜段最小井斜角29．29°，最大井斜角34．93°，最后方位角203．57°，井斜和方位波动都小，井眼轨迹控制非常成功。EHojg－21设计用47．74°稳斜841 m，实钻中因后期摩阻扭矩大，机械钻速低，稳斜557 m后，提前中完。

2．成功的做法

2．1优化WJor－21井井眼轨迹设计

(1)设计造斜点2 530 m，并在预计高压层前50 m完成定向增斜作业，以避免受探井层位划分不准确的影响。

(2)使用5°/30 m左右的低造斜率，减少后续稳斜段频繁起下钻形成键槽的可能性。

(3)设计稳斜段井斜大于25°，降低长段稳斜时，方位发生过大漂移造成脱靶的风险。

(4)Ø250．8 mm套管固井后，能使用定向组合进行一定的井眼轨迹控制，达到矢量入靶或适应地层垂深变化的要求。WJor－21井井眼轨迹设计见表1。

表1WJor－21井井眼轨迹设计数据表

2．2优化WJor－21井井身结构

(1)二开使用Ø444．5 mm钻头钻进至巴雷姆阶顶部10 m，下Ø339．7 mm套管，水泥返至地面。封固巴雷姆阶以上成岩性差，胶结疏松的不稳定地层，套管鞋坐在白垩纪巴雷姆阶顶部地层，提高地层承压能力，增强井控能力，为三开顺利钻进创造稳定的上部井眼条件。

(2)三开使用Ø311．2 mm钻头钻进至下石膏层底部，下Ø244．5 mm+Ø250．8 mm复合技术套管，水泥返至地面。封隔盐膏层以上不稳定井段和高压盐膏层段，为四开顺利钻进创造稳定的上部井眼条件。为防止钻进至下部层位造成井漏，见下石膏底部薄灰岩夹层即可中完。WJor－21井井身结构设计见表2。

表2WJor－21井井身结构设计数据表

2．3优化高压层段稳斜钻具组合

由于盐与石膏物理性质相差大，可钻性不同，需要根据可能钻遇的岩性来选择稳斜效果好的钻具组合，配合适当的钻井参数来实现井眼轨迹控制和高效钻进。预测的地质分层精度越高，选择的钻具组合越合适，井眼轨迹越平滑，起下钻越少。

(1)提塘阶及上石膏层稳斜较好的组合:Ø311 mm PDC钻头+Ø203 mm浮阀+Ø203 mm钻铤 ×2．07 m+Ø308 mm扶正器+Ø203 mm无磁钻铤1根+Ø203 mm钻铤×2柱+631×410转换接头+165．1 mm钻铤×1柱+127 mm加重钻杆×10柱+127 mm钻杆。

(2)上盐层稳斜较好的组合:Ø311 mm PDC钻头+Ø203 mm浮阀+Ø308 mm扶正器+631×630定向接头+Ø203 mm无磁钻铤1根+Ø203 mm钻铤×2柱+631×410转换接头+Ø177．8 mm钻铤1柱+Ø165．1 mm钻铤 ×1柱+Ø127mm加重钻杆10柱+Ø127 mm钻杆。

(3)中石膏层稳斜较好的组合:Ø311 mm PDC钻头+Ø216 mm 1．25°弯螺杆+Ø308 mm扶正器+回压凡尔+631×630定向接头+Ø203 mm无磁钻铤×1根+Ø203 mm钻铤×1柱+631×410转换接头+Ø177．8 mm钻铤1柱+Ø127 mm加重钻杆×10柱+Ø127 mm钻杆。

(4)下石膏层稳斜较好的组合:Ø311．2 mmPDC钻头+浮阀+Ø203 mm钻铤×1．5 m+Ø306 mm扶正器+Ø203无磁钻铤1根+Ø203 mm钻铤×1柱+631×410转换接头+Ø177．8 mm钻铤×1柱+Ø127 mm加重钻杆×10柱+Ø127 mm钻杆。

2．4主要控制措施

(1)WJor－21井实际从设计造斜点上50 m，井深2 480 m开始造斜，目的是防止直井段井斜过大对下部轨迹控制造成影响。

(2)因是大尺寸井眼定向，反扭矩大，工具面稳定性差，起始造斜使用牙轮钻头，井斜达到15°后，换PDC钻头提速。本井钻至2 658 m，井斜19°后换PDC钻头钻至井深2 745 m，井斜32．3°，方位199°，起钻换稳斜组合。

(3)根据定向结束后，井斜还有增斜趋势，预留了1．5°井斜、2°方位向右飘移量。

(4)稳斜段使用随钻和投测监测井眼轨迹数据，根据测斜结果和可能钻遇的地层岩性，及时调整钻具组合。

(5)改变钻压、排量等钻井参数能够使同一钻具组合表现出增斜和降斜效果，达到减少起下钻的目的。

(6)高压井段钻进期间，每钻进2～3 d进行一次短程起下钻，对井壁进行及时拉划，防止缩径。

3．出现的问题及建议

(1)WJor－21井初始造斜段地层软硬交错，跳钻严重，工具面不稳定，造斜率低，井径较大。今后尽量把造斜段选在单一层位，避免钻过多个地层。

(2)高密度下，吊测仪器落不到底，被迫投多点测斜仪起钻。今后可从仪器加重杆重量和钻井液性能调整上加以改进。

(3)海蓝MWD在2．40 g/cm3钻井液密度下能够正常工作，可用于稳斜段轨迹监测，但冲蚀严重，应兼顾成本，不宜长期使用。

(4)螺杆在2．40 g/cm3钻井液密度下寿命短，起钻划眼困难，建议高密度下不用螺杆。

(5)WJor－21井出现下盐层缺失，地质分层达到了50 m以上差异，说明探井的轨迹设计一定要留有调整余地。

(6)WJor－21井用2．36 g/cm3钻进至井深3 182．03 m出现井漏，层位为中石膏层，最大漏失速度15 m3/h，降排量循环一段时间停漏，钻井液密度从2．36 g/cm3降至2．34 g/cm3，地层缩径，起钻出现上盐层长段划眼，出口返出7～8 cm的大块盐，划眼非常困难，后把钻井液密度提高到2．40 g/cm3才得到缓解，提密度至2．40 g/cm3未再漏。说明降密度容易造成井壁失稳，井漏后不宜盲目降密度。

(7)井漏后，一段时间用排量24 L/s、泵压11 MPa钻进，携砂无问题，但钻时很慢，井壁滤饼厚，起下钻困难。后用31 L/s、泵压18 MPa钻进，钻时从200～230 min/m降低到110～140 min/m，机械钻速明显提高。

(8)在高钻井液密度定向井中，后期用Ø306 mm稳定器能达到Ø308 mm稳定器的支撑作用，用于近钻头处能实现微增斜而不降斜。

(9)改变钻压、排量等钻井参数能够使同一钻具组合表现出增斜和降斜效果，达到减少起下钻的目的。

(10)中完后，刚性较钻进时更弱的通井组合在井深2 794 m左右上提和下放遇阻，并且遇阻后下放、上提都能解卡，转动正常，划眼无法消除，分析井壁某处存在类似大肚子的环型槽。经过单扶、双扶和三扶通井后，下放基本正常，上提挂卡有严重趋势，后套管顺利下到位。

(11)四开用密度1．97 g/cm3，黏度43 s的聚磺盐水钻井液钻进至井深3 449．72 m发生井漏。降密度至1．92 g/cm3后发生溢流，压力窗口窄，可供定向施工的井段短，建议固技术套管后尽快把把井斜方位调整到位，然后下入稳斜组合钻进。

(12)EHojg－21总体设计思路与WJor－21井一样，但稳斜段井斜角更大，稳斜段更长，三开后期钻进时扭矩大。

(13)EHojg－21三开中用密度2．42 g/cm3的聚璜饱和盐水钻井液钻进至井深2 482．51 m，发生溢流;后用密度2.47 g/cm3钻井液压井成功。

(14)EHojg－21四开中为防止石膏缩径，使用了螺杆复合钻扩大井眼，并在易漏层前调整好井眼轨迹。

(15)EHojg－21用密度1．80～1．78 g/cm3，黏度50 s的聚磺盐水钻井液钻进时，在井深2 852．81 m、2 985．85 m、2 997．10 m、3 010．02 m等处发生井漏并伴有气显示，说明储层裂缝发育，压力窗口窄。

(16)EHojg－21四开井段设计为自由降斜段，放宽靶区要求，降低了轨迹控制难度，穿过多套产层，最后获得了高产。可见，探井井斜不宜太大，不应过度追求横向暴露储层面积，还是应以纵向探明产层为主。