川西海相难钻破碎地层超深水平井轨道设计

2019-03-09杜征鸿李林黄贵生胡生科

石油钻采工艺 2019年5期

杜征鸿李林黄贵生胡生科

1. 中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院；2. 中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司

川西海相雷口坡组碳酸盐岩气藏位于四川龙门山冲断带内，其资源量达1 764.97×108m3，是中石化勘探开发的重点领域。钻遇地层自上而下为侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组，三叠系须家河组、小塘子组、马鞍塘组、雷口坡组。根据中石化“十三五”规划，该区块计划部署8个钻井平台29口大斜度定向井或水平井，建成产能30×108m3。2018年以前，该区块还没有定向井和水平井建井先例。前期4口直井钻探表明，设计造斜点以深的须二段—小塘子组地层具有高研磨性，可钻性级值大于8，机械钻速仅1.19 m/h；雷口坡组含风化壳，地层破碎，安全钻进风险大［1-4］。为提高高研磨性地层的定向效率和降低破碎地层的安全钻井风险，针对川西海相面临的钻井工程难点，围绕“高效、安全”开展技术攻关，提出了一种基于川西海相工程地质特征的四增剖面设计思路，对该区域超深水平井安全快速钻井探索出一种新途径。

1 川西海相超深水平井钻井难点

川西海相雷口坡组碳酸盐岩气藏埋深5 800～6 300 m，前期直井主要采用四开井身结构［4-5］，但后期大规模开发则采用三开井身结构（图1）。设计造斜点位于须家河组二段—小塘子组，增斜段钻遇须二段、小塘子组、马鞍塘组和雷口坡组等4套地层。钻井作业主要存在以下技术难点。

设计造斜点位于须家河组二段—小塘子组，增斜段钻遇须二段、小塘子组、马鞍塘组和雷口坡组等4套地层。钻井作业主要存在以下技术难点。

(1)造斜点埋深约5 000～5 500 m，增斜段钻遇的须二段—小塘子组地层属铁质胶结，石英含量达72%，可钻性级值大于8，前期直井钻探中国内外各类型钻头适应性均较差，钻头及稳定器磨损快［4，6］，平均机械钻速仅1.19 m/h。

图1 川西海相超深井井身结构Fig. 1 Casing program of ultra-deep well in the marine gas reservoirs of western Sichuan

(2)陆相须家河组—小塘子组属于异常高压段［7］，钻井液密度普遍超2.0 g/cm3，PZ113井钻井液密度最高达2.25 g/cm3，井底温度超过140 ℃，辅助破岩工具受高密度钻井液及井底高温、高压影响，应用受限、效果不佳。

(3)海相储层雷口坡组含风化壳，溶孔、溶洞、微裂隙极其发育，胶结性差，强度低，且属于亲水性，前期钻井作业虽采用了多种井壁稳定技术，但仍在钻进、通井等工况发生了6次因井壁失稳造成的卡钻事故，安全钻进风险大［8］。

2 四增剖面设计思路

2.1 PZ1-1H井原轨道设计剖面分析

PZ1-1H井设计采用“直—增—稳—增—平”的双增剖面，造斜点位于小塘子组，井深5 500 m，造斜率20 (°)/100 m，原设计剖面分段数据见表1。

按原井眼轨道设计，以20 (°)/100 m的造斜率定向施工，将会面临小塘子组定向效率低及雷口坡组滑动钻进卡钻风险大的双重难题［9-13］。如将造斜点移至小塘子组以下避开高研磨性地层，造斜率将增至24 (°)/100 m以上，导致下部破碎地层滑动钻进井段进一步增长，安全钻进风险加大，同时也不利于后期完井工具下入。

表1 PZ1-1H井原设计剖面分段数据Table 1 Segmental data of original section design of Well PZ1-1H

2.2 造斜点优选

根据川西海相超深水平井钻井工程设计，造斜点所处层位均为难钻地层须家河组—小塘子组。对已钻直井造斜点附近地层的平均机械钻速统计结果见表2，可以看出，在须四—小塘子组地层平均机械钻速均低于1.74 m/h。因此，在满足靶前位移设计的要求下，造斜点优选原则为降低须家河组—小塘子组难钻地层的造斜率或进尺，从而达到提高定向效率，缩短定向周期的目的［5］。

2.3 造斜率优化

川西坳陷金马—鸭子河构造地质情况复杂，自上而下到目的层将钻遇15套地层，目标靶点垂深设计普遍存在较大误差。因此，采用常规“直—增—稳—增—平”双增剖面进行定向施工时，存在以下问题：(1)定向初期工具面不稳，实际造斜率低于设计要求；(2)斜井段较长，托压现象严重，机械钻速降低；(3)储层标志层不明显，加上地层倾角的影响，轨迹矢量入靶难度大。基于此，探索设计出了一套在现有定向工艺条件下更容易实现的四增井眼轨道剖面，见表3。

表2 须四段—小塘子组实钻机械钻速统计 m/hTable 2 Statistics of actual ROP in the fourth member of Xujiahe Formation-Xiaotangzi Formation

表3 井眼轨道造斜率设计范围Table 3 Design range of the deflection rate of well trajectory

四增井眼轨道剖面具有“优、快、省、精”的特点，从造斜点到入靶可划分为4个阶段：

第1增斜段：造斜初期井斜小、地层可钻性差，实钻中工具面不稳定，造斜率偏低，并且在高研磨性地层长距离滑动钻进，机械钻速慢。为此，将第1增斜段的造斜率由 20 (°)/100 m 降至 10～15 (°)/100 m，以提高定向效率。

第2增斜段：钻遇地层为马鞍塘二段。本段地层可钻性相对较好，工具面易摆放到位，不易托压，增斜和扭方位钻进相对简便、快捷，因此本井段以快速增斜、扭方位为主。

第3增斜段：钻遇地层为马鞍塘一段。此时，井斜已增至40°以上，易形成岩屑床，托压现象越发突出，故在设计时应降低造斜率，取消稳斜段，缩短整个造斜段长度，以提高机械钻速和降低黏附卡钻风险。

第4增斜段：钻遇地层为马鞍塘一段底部至目的层雷口坡组。该段设计造斜率应在保证矢量入靶要求下尽量低，以便快速穿越雷口坡组顶部风化壳破碎地层，降低卡钻风险。同时提高轨迹可控空间，避免出现因目的层垂深不确定带来的实钻轨迹无法满足地质靶点调整要求、造成填井侧钻的情况。

3 PZ1-1H井四增剖面设计

3.1 四增剖面设计应用

应用上述四增剖面设计思路，以PZ1-1H井工程设计为基础，在不改变井口坐标和靶点数据的基础上，设计出不同造斜点和造斜率的井眼轨道剖面。(1)造斜点垂深上调50 m，至井深5 450 m，优化后轨道剖面见表4；(2)造斜点不变，在井深5 500 m，优化后轨道剖面见表5；(3)造斜点垂深下调50 m，至井深5 550 m，优化后轨道剖面见表6。

3.2 摩阻扭矩分析

假设大钩悬重250 kN，钻井液密度1.95 g/cm3，塑性黏度 34 mPa·s，动切力 12 Pa，钻井液排量 33 L/s，套管内摩擦因数0.25，裸眼段摩擦因数0.30，井身结构及套管参数见图1。

钻具组合：Ø241.3 mm PDC钻头+ Ø185 mm单弯螺杆 (1.5°)+回压凡尔+ Ø177.8 mm无磁钻铤×1根+ Ø172 mm MWD 短接×1根+ Ø127 mm 加重钻杆×20根+ Ø127 mm钻杆×210根+变扣接头+Ø139.7 mm钻杆。

表4 PZ1-1H井剖面设计分段数据(造斜点5 450 m)Table 4 Segmental data for section design of Well PZ1-1H (kick-off point at 5 450 m)

表6 PZ1-1H井剖面设计分段数据(造斜点5 550 m)Table 6 Segmental data for section design of Well PZ1-1H (kick-off point at 5 550 m)

使用Wellplan软件对上述4种剖面进行摩阻扭矩模拟分析，得到了不同工况下井口大钩载荷和扭矩随井深变化关系，如图2和图3所示。

图2 不同工况下井口大钩载荷随井深变化关系Fig. 2 Variation of wellhead hook load with the well depth under different working conditions

由图2、图3可知，不同造斜点井深及造斜率对摩阻扭矩影响差异小于5%。综合考虑复合钻进自然增斜，不同地层的地质特征，井下安全和后期完井作业等情况，PZ1-1H井井眼轨道设计剖面推荐表4(造斜点5 450 m)，该方案具有以下优点：(1)小塘子组地层造斜率控制在12 (°)/100 m内，可避免造斜初期造斜率无法满足设计要求的情况，同时可增加难钻地层复合钻进段长，提高机械钻速；(2)马鞍塘组二段和一段增斜率控制在18 (°)/100 m，取消了稳斜调整段，缩短了易形成岩屑床井段长度，更有利于井下安全；(3)马鞍塘组一段底部及雷口坡组地层的增斜率控制在16 (°)/100 m内，有利于目的层垂深发生大幅调整后的井眼轨迹控制，并且缩短破碎地层滑动钻进段长，可有效降低井下卡钻风险。