南堡13-1706大位移井钻井技术

2019-07-25王先洲左洪国夏景刚黄红亮王景王玮

石油钻采工艺 2019年2期

王先洲左洪国夏景刚黄红亮王景王玮

中国石油渤海钻探第五钻井工程分公司

冀东南堡滩海油田随着勘探开发不断深入，中深层沙河街、奥陶系油藏成为近年来的重点产能建设主力储层［1-2］，水平位移 3 000 m 以上的大位移井不断增加，摩阻扭矩大、井壁失稳等因素制约着大位移井的应用。通过对井眼轨道优化、摩阻扭矩预测、排量泵压预测、钻具安全分析，提升了对大位移井钻井实践可行性的认识。冀东油田部署了一口大位移井南堡13-1706井，开发奥陶系潜山油藏，通过多种技术的集成应用，顺利完成该井的施工任务，实钻水平位移4 941 m。

1 井身结构设计与井眼轨道设计

1.1 井身结构设计

根据冀东南堡滩海油田的地层特点，考虑井眼轨迹的控制和钻井工艺要求，减少长裸眼井段钻井液浸泡时间，缩短下部裸眼段的长度，降低钻具摩阻和扭矩［3］，有利于水平位移的更大延伸，南堡13-1706井采用五开井身结构(见表1)。

表1 南堡 13-1706 井井身结构设计Table 1 Casing program of Well Nanpu 13-1706

1.2 井眼轨道设计

根据大位移井井眼轨道悬链线或准悬链线理想剖面设计经验［4］，综合考虑施工难度、避开断层、井壁稳定和注采工艺要求等因素，剖面以简单、易控、安全为原则，在满足工具造斜能力的条件下，优选增斜率，降低摩阻和扭矩，优选合理的剖面，减少定向控制井段。采用直-增-稳-增-稳-增-稳的轨道设计，上部井段考虑轨迹平滑，增斜率设计为2.1～2.4 (°)/30 m，深部井段重点考虑深部增斜难、实钻地质对轨迹动态调整的需要及造斜率与摩阻扭矩的关系等，设计为 3.0 (°)/30 m。通过对摩阻扭矩预测、钻具动态模拟优选出最终井眼轨道设计(见表2)。

表2 南堡 13-1706 井井眼轨道设计Table 2 Trajectory design of Well Nanpu 13-1706

2 技术难点

(1)浅部大井眼段造斜，造斜率难控制；1 096.33 m稳斜至5 313.40 m，稳斜段长，稳斜效果难以保证；直-增-稳-增-稳-增-稳的轨道设计，轨迹复杂；水平位移大，储层需根据地质要求调整轨迹，轨迹控制困难，摩阻扭矩大［5］，深部增斜，易造成严重托压，滑动钻进困难。

(2)一开、二开井眼尺寸大，钻井液环空返速低；深部井段循环泵压高，排量受限；井斜大，斜井段长，易形成岩屑床，井眼清洁难度大。

(3)馆陶组存在大段玄武岩、玄武质泥岩，易水化膨胀、坍塌掉块；东二—沙河街地层泥岩微裂缝发育，易发生硬脆性垮塌和水敏性垮塌［6］；大位移井施工工序复杂、周期长，井壁长时间浸泡易产生周期性垮塌。

(4)馆陶组底部砂砾岩发育，易发生渗透性漏失；东营组断裂带多，设计钻遇9个断层，易发生失返性漏失；揭开潜山及潜山钻进时，失返性漏失风险大；三开、四开套管下入深，环空间隙小，存在压漏地层、憋漏地层风险。

(5)采油井、注水井密集，地层压力异常，喷漏同存风险高。

(6)摩阻扭矩大，存在钻具失效、设备超负荷、套管下入困难等施工风险。

(7)井底温度180 ℃以上，对入井仪器抗温性和钻井液高温稳定性要求高。

3 施工能力评估

3.1 摩阻扭矩预测

摩阻和扭矩是大位移井施工的重要参数，很大程度上决定了水平位移的延伸长度。经分析该井四开井段为负荷最大井段，采用Landmark软件对四开井段进行摩阻、扭矩预测。

3.1.1 模拟条件

钻具组合：Ø215.9 mm 钻头+Ø172 mm×1.25°螺杆+Ø203 mm欠尺寸稳定器+Ø165 mm浮阀+Ø165 mm 无磁钻铤×2 根 (MWD)+Ø127 mm 加重钻杆×15 根+Ø178 mm 随钻震击器+Ø127 mm 加重钻杆×6 根+Ø127 mm 钻杆×3 000 m+Ø139.7 mm 钻杆(Ø127 mm钻杆为S135 级，壁厚 9.19 mm，内径108.61 mm； Ø139.7 mm钻杆为S135 级，壁厚10.54 mm，内径 118.62 mm)。套管内摩擦因数 0.25，裸眼段摩擦因数0.30；钻井液密度1.35 g/cm3，塑性黏度24 mPa·s，动切力10 Pa；设计滑动钻进钻头扭矩2 kN·m，钻压50 kN；旋转钻进钻头扭矩3 kN·m，钻压 80 kN。

3.1.2 模拟计算结果

四开井段扭矩最大为44.65 kN·m，考虑1.25的安全系数后最大扭矩55.81 kN·m，小于Ø127 mm S135-NC52钻杆最小抗扭值83.9 kN·m，钻具抗扭是安全的。起钻最大拉力为 1 531 kN，Ø127 mm S135-NC52 钻杆抗拉强度 3 311 kN，抗拉安全系数为2.16，钻具抗拉是安全的。滑动钻进钻具未发生屈曲，旋转钻进满足施工要求，为了保证施工安全，钻压尽量不超过80 kN；加强对钻具的检测、倒换，防止钻具疲劳；控制钻井液摩阻系数小于0.06，减轻滑动钻进托压现象。70型顶驱已不能满足施工需求，需更换大功率顶驱。

3.2 排量及泵压预测

在设定各井段钻井液密度、井深及常规钻具结构情况下，软件计算结果见表3。Ø311.1 mm井段，钻速 5 m/h、井斜角大于 40°后，携岩排量需要 60 L/s；Ø215.9 mm 井段，钻速 5 m/h、井斜角大于 60°后，携岩排量需要 32 L/s；Ø152.4 mm 井段，携岩排量需要18 L/s，Ø311.1 mm 井眼泵压达到 33.5 MPa以上，常规钻井泵不能满足施工要求。

表3 各井段排量、泵压计算结果Table 3 Calculation results of displacement and pump pressure at each hole section

3.3 设备及钻具升级

(1)对钻井泵及高压管汇升级改造，满足大排量及高泵压需要。将2台1600H钻井泵改造成高压泵，另一台钻井泵更换为F2200H高压泵。高压管汇及水龙带全部更换为52 MPa级别。新增VFD房一套，满足电控要求。

(2)将顶驱更换为DQ90BSC型，工作扭矩可达到70 kN·m。

(3)将Ø127 mm钻杆更换为S135内平外加厚Ø127 mm大水眼新钻杆，接头及工具全部更新。

4 主要技术措施及应用效果

4.1 井眼轨迹控制技术

4.1.1 一开直井段 (0～251 m)

一开井段采取“防斜打直”措施，采用PDC钻头+钟摆钻具结构，钻井参数控制为钻压40 kN，钻速 70 r/min，排量 70 L/s，泵压 5 MPa。井斜控制在0.5°以内，为造斜段和稳斜段的施工创造良好的条件。

钻具组合：Ø660.4 mm SKW121C 钻头+Ø203 mm无磁钻铤×1 根+Ø203 mm 钻铤×2 根+Ø444 mm 稳定器+Ø203 mm 钻铤×1 根+Ø139.7 mm 加重钻杆。

4.1.2 造斜、稳斜段

二开～五开井段，根据轨迹控制的要求，尽量选择动力导向钻具组合，使用MWD控制井眼轨迹，做到井眼轨迹随变随调，确保井眼轨迹的圆滑，在满足轨迹控制需要的基础上尽量简化下部结构，以达到降低施工载荷的目的［7-9］。

二开井段使用1.5°单弯螺杆，保证造斜率；三开、四开井段使用1.25°单弯螺杆，保证稳斜效果，且具有一定的调整能力，潜山卡层前甩掉螺杆、仪器，简化钻具；五开井段使用1.25°抗高温螺杆，满足抗温需要。造斜、稳斜段用加重钻杆代替钻铤，以降低摩阻和扭矩；长稳斜段优选稳定器尺寸，保证稳斜效果；钻具加装随钻震击器，减少井下复杂和事故发生。

钻进中根据测点的井斜、方位以及钻具的实钻造斜率，预测井底的井斜和方位，分析井眼变化趋势，及时调整钻井参数，不断优化修正待钻井眼轨道，尽可能多采用旋转钻进，保证井眼轨迹圆滑。井斜超过30°后，坚持每柱打完后倒、正划眼两次，每钻进200～300 m短起下一次，保证井眼平滑，及时破坏岩屑床。

4.1.3 轨迹控制技术实施效果

通过轨迹控制技术的实施，使该井的井眼轨迹得到了很好控制。上直段井斜0.5°以内，位移1.6 m；一次增斜段全角变化率2.4(°)/30 m，最大全角变化率 3.42(°)/30 m；稳斜段全角变化率 0.83(°)/30 m，最大全角变化率1.56(°)/30 m；二次、三次增斜段全角变化率 3.45(°)/30 m，最大全角变化率 4.7(°)/30 m。

4.2 降摩减扭技术

现场降摩减扭主要采取以下措施：(1)控制好井眼轨迹，使井眼轨迹圆滑，以降低摩阻和扭矩；(2)简化钻具结构，加重钻杆替代钻铤，三开后使用Ø127 mm 钻杆代替Ø139.7 mm 钻杆，减小钻柱与井壁的接触面积；(3)强化固控设备的使用，及时清除有害固相，严格控制固相含量在13%以下，钻井液含砂量小于0.2%；(4)每钻进200～300 m进行短程起下钻，随井深、井斜和位移增加，每钻进100～150 m或不超过24 h进行短程起下钻；(5)保持钻井液良好的流变性能，改善滤饼质量，采用固液复合润滑方式，加入乳化渣油、极压润滑剂、特制乳化沥青和石墨，保持乳化渣油含量大于6%，极压润滑剂含量大于3%，控制钻井液摩阻系数小于0.06；(6)钻进中密切注意井下扭矩和动载情况，对摩阻、扭矩跟踪分析，拉力、扭矩异常增大时，采取提高钻井液黏度、短起下、大排量循环、稠稀塞携带、加入携岩剂携砂、倒划眼、常规钻具通井等措施，保持井眼清洁；(7)在钻头200 m以上，加装岩屑床破坏器，每4柱钻具使用1根岩屑床破坏器，防止形成岩屑床；(8)现场对井眼清洁进行实时跟踪分析，确保井眼高度清洁［10-11］；(9)钻具组合中加装减磨接头，降摩减扭，保护上层套管。

设备和钻具的升级实现了三开钻进排量不小于 60 L/s，四开钻进排量不小于 32 L/s，泵压最高达33 MPa，对井眼清洁发挥了重要作用。携岩剂配制的段塞洗井液具有较好的井眼清洁效果，携带出的砂量明显增加。岩屑床破坏器入井工作深度在5 280～5 967 m(井斜 57.5～82°)，入井后转速从 60～80 r/min增至90～100 r/min，扭矩从37～44 kN·m降至29～35 kN·m。该井最多使用4个岩屑床破坏器，钻井参数得到优化，岩屑返出量增加，ECD监测无明显异常，起下钻通畅。全井最大摩阻、扭矩段在Ø215.9 mm井眼段下部，最大扭矩达到56 kN·m，采取降摩减扭技术，保证了施工安全。

4.3 钻井液技术

南堡13-1706井玄武岩、沙河街泥岩易垮塌，井斜、位移大，井底温度高，钻井液必须有良好的防塌性、携岩能力和抗温能力。根据冀东南堡滩海的地层特点和大位移井的特点，优选出了不同井段的钻井液体系。

(1)二开井段使用聚磺钻井液体系，适当提高黏切，保证钻井液悬浮携带能力。钻进到预计断层前加入1%～2%超细碳酸钙、沥青粉进行封堵，提高地层承压能力，出现渗漏，加入1%单向压力封闭剂进行随钻封堵。

(2)三开使用KCl强封堵钻井液体系。保持KCl含量5%～8%；钻至玄武岩前，及时调整钻井液密度，控制 API失水 2.0～4.0 mL、HTHP 失水＜12 mL，防止水敏性垮塌；加入FT-342、特制乳化沥青，提高钻井液封堵防塌能力；保持钻井液黏度55～60 s，动塑比0.4～0.6 Pa/(mPa·s)，φ3读值≥3，φ6读值≥6，提高钻井液悬浮携带能力［12-13］。

(3)四开使用KCl抗高温强封堵低侵入钻井液体系。保持KCl含量8%以上，加入0.5%～1.0%聚胺抑制剂，进一步提高钻井液抑制能力。加足抗高温降滤失剂 SPNH、LHJS-3、DSP-II、SMP-II，控制API失水≤2 mL，HTHP 失水≤7 mL。使用阳离子沥青粉及特制乳化沥青，强化封堵效果。引进微纳米封堵技术，加入3% HGW化学固壁剂、2%HSM胶束封堵剂，形成疏水结构和憎水膜，减少钻井液滤液侵入地层。5 200 m后控制钻井液密度1.35～1.38 g/cm3，维持井壁力学稳定。井斜角大于60°后，采用倒装钻具结构，精细操作，避免导致井壁剪切致塌。控制钻井液黏度 65～85 s，YP≥13 Pa，动塑比0.5～0.8 Pa/(mPa·s)，φ3读值≥6，以满足井眼清洁的要求。每次短起下钻到底后，用0.5%携岩剂配制20 m3黏度 140～160 s、密度 1.50～1.60 g/cm3的重稠塞段塞洗井，避免或延缓岩屑床的形成。

(4)五开使用低固相抗高温钻井液体系。使用DSP-II、LHJS-3、FT-3000、SNPH降低钻井液滤失量，加入高温稳定剂，提高钻井液抗温能力。控制钻井液黏度 55～65 s，YP≥10 Pa，动塑比 0.4～0.6 Pa/(mPa·s)。

实践表明，所用的钻井液具有良好的防塌性和携砂能力，井底温度达到180 ℃，钻井液性能稳定；馆陶组玄武岩、玄武质泥岩长达1 000 m，东营组、沙河街组大段泥岩长达2 450 m以上，未发生井壁失稳现象，起下钻畅通；钻进中返砂正常，起下钻开泵顺利，无划眼现象；下套管、固井顺利。

4.4 套管安全下入技术

大位移井井身结构复杂，大尺寸套管下入深；直井段浅，直井段套管重量轻，大斜度井段套管贴向井壁，摩阻大；扶正器数量的增加有利于套管居中，提高固井顶替效率，但扶正器外径大于套管尺寸，固井时会增加环空流动阻力。

根据套管扶正器安装间距计算推荐方法，一般大斜度井大斜度油层段1刚2弹/3根，大斜度非油层段1弹/2根，小斜度非油层段1弹/3～4根。该井水平位移大，为了确保套管安全下入，减小环空流动阻力，保证固井质量，减少了扶正器下入数量。Ø244.5 mm 套管 4 000 m 至阻位，每 3 根套管加放1只刚性滚轮螺旋扶正器；其他井段作为填充段，不加扶正器。Ø177.8 mm尾管第1根套管加1只刚性扶正器，第2、第3根套管各加放1只弹性扶正器，4 725～4 900 m 井段每 3 根套管加放 1 只刚性扶正器，套管重合段每5根套管加1只刚性扶正器，技套鞋上下单根加1只刚性扶正器，悬挂器下部连续2单根各加1只刚性扶正器。

下套管前对套管下入摩阻进行预测，从表4预测结果看出，可安全下入套管。

表4 下套管摩阻预测Table 4 Prediction of casing running drag

下套管前，用常规钻具带欠尺寸双稳定器通井，大排量循环，井底清洗干净后，短起至套管鞋，验证裸眼段是否存在阻卡现象，井眼畅通后再下套管；通井循环时，采用 40 s稀浆和 130 s稠浆各 20 m3交替洗井，破坏岩屑床，再用0.7%携岩剂配制25 m3稠浆携砂，保证井眼干净；通井起钻前，用固、液润滑剂封闭裸眼段，进一步降低摩阻系数；下完套管后，使用防塌降黏降滤失剂降低钻井液黏度，保证固井质量。

该井三开段最大井斜 59.55°，水平位移 3 111 m，Ø244.5 mm 套管下至井深 4 371.03 m，套管下入顺利，固井质量合格，水泥返高851 m。四开井段最大井斜 82°，水平位移 4 522.45 m，Ø177.8 mm 尾管顺利下至5 965.50 m，固井质量合格，水泥返至地面。