W4井大斜度定向井钻井技术研究及应用

2020-07-14林雍森褚道余

海洋石油 2020年2期

林雍森，邱康，褚道余

（中石化海洋石油工程有限公司，上海 200120）

W4井位于北部湾盆地涠西区块W构造。北部湾盆地位于南海北部大陆架的西部，面积约为3.7×104km2，总体上呈现下断上坳的特征，是在古生代基底上发展起来的典型陆内裂谷盆地，盆地内的沉积以下第三系为主体，为一中、新生代断陷沉积盆地。涠西区块位于北部湾盆地北部坳陷北部[1]，2003年中国石化上海海洋油气分公司获得北部湾涠西区块探矿权，2005年开始实施钻井作业，截至2015年底，已完成钻井7口。从目前已钻探情况及周边海域构造的资料来看，该区域地层常出现井壁垮塌、井径扩大、起下钻困难、电测遇阻等复杂情况，既大大增加了建井周期，又影响了地质资料的取全取准。

W4井是涠西区块第二口定向井，结合第一口定向井—H2井作业施工情况，根据北部湾涠西区块地层特点，深入分析影响钻井作业和地层资料获取的主要因素，从井壁稳定、钻井提速工艺、储层保护等关键技术方面，进一步完善了涠西区块大斜度定向井钻井技术，解决了钻井过程中的主要技术难题，加强了对储层的保护措施。2015年底完成了W4井定向井钻井施工，整个施工过程顺利，与钻井设计相比，共节约钻井周期5.25 d，取全取准了地层资料，获得了多层油气发现，测试两层，获得超过1 300 m3/d产能。

1 涠西区块定向井钻井主要技术难点

1.1 涠二段、流二段井壁失稳严重

中海油涠洲区块钻井实践表明，涠二段及流二段井壁失稳引起的事故率占到了60%，多次导致埋钻具、井眼报废等严重事故[2-6]；解决涠二段及流二段的井壁失稳问题成为了涠西构造建井安全和提高地质资料质量的首要问题。

中石化涠西区块涠二段、流二段为砂泥岩互层，泥岩段长，泥岩蒙脱石含量高，且微裂缝发育，易水化分散。在钻井过程中，泥岩掉块严重，井眼扩大率大，起下钻频繁遇阻卡，导致后续的下套管和测井施工不顺畅（图1）。尽管H1井、W1、W2、W3井井型为直井，但是涠二段、流二段泥岩地层多处井径扩径比较严重，导致起下钻多次遇阻，因此引发的复杂情况占到了96%；相对于直井，定向井维持井壁稳定的难度通常更大。涠西区块第1口定向井（H2井）井斜角为38.1°，12-1/4"、8-1/2"井段多次出现起下钻遇阻和钻进过程中掉块情况， 8-1/2"井段测井时，多次尝试电缆测井均遇阻，期间通井无任何阻卡，在最后一次尝试电缆测井时，电缆遇卡，穿心打捞后，被迫采用钻杆输送测井，影响了测井资料的获取，多次尝试电缆测井也严重影响了作业时效。

图1 涠西已钻井井径扩大率

通过对涠西区块已钻井钻井液使用情况的总结，认为目前涠西区块关于井壁失稳的主要问题表现在：① 钻井液失水较高，抑制性较差，与地层配伍差；② 钻井液不能有效封堵微裂缝，钻井液侵入地层导致泥岩内部水化；③ 钻井液密度过低，不能有效平衡井周应力；④ 高温泥饼虚厚造成深部井眼缩径。

1.2 角尾组到下洋组疏松地层造斜难度大

涠西区块断层发育，断距小，为降低钻井风险，提高油气发现几率，满足地质要求，中靶点选择范围较小；导致涠西构造定向井造斜段上移，造斜点一般在下洋组上段，甚至角尾组下段；该井段地层砂岩发育，岩石强度虽然无实验数据，但是在较小钻井参数（牙轮钻头、1~5 t、3 000 L/ min、8 rpm）下，机械钻速达到了35 m/h，侧面反映了岩石胶结性差，强度低。该类地层侧向支撑力差，造斜率低，工具面不稳，容易受到钻杆刮削[7]，形成“大肚子”，且井眼再入容易冲刷出新井眼，钻具无法找到老井眼。

1.3 流沙港下部地层钻井提速难度大

从已钻井钻头使用情况来看，流沙港下部地层岩石硬度大、强度高、部分含砾，可钻性差，导致机械钻速低，通常小于4 m/h；且非均质强、多夹层等引起钻头卡滑现象，破岩效率低，钻头寿命短。另一方面，流沙港组地层倾角大，一般都大于15°，在高钻进参数下，井眼轨迹控制难度大，为了保证井眼轨迹质量，通常需要降低钻压、排量；限制了钻进参数的选择范围。

表1 涠西某井地层倾角

1.4 储层保护难度大

根据涠西区块定向井井身结构设计基本原则，预测储层主要分布在涠三段、流三段，均在稳斜段，维持井壁稳定要求的钻井液密度大，正压差当量密度大于0.25 g/cm3，容易造成井内流体和固相颗粒侵入地层。同时，受到大井斜的影响，固井质量也难以保证，影响了储层的有效封隔。

2 涠西定向井钻井关键技术和工艺措施

针对涠西区块存在定向井钻井施工技术难点，对定向井施工技术进行了包括钻井提速、储层保护等方面的技术优化。

2.1 井壁稳定优化技术和封堵钻井液体系

针对涠西构造涠二段、流二段井壁失稳机理，提出了力学和化学协同作用维持井壁稳定方法；针对由应力不平衡引起的井壁失稳，分析定向井失稳规律，建立了井眼轨迹优化图版[8]，细化12-1/4"和8-1/2"钻井液密度，在揭开易垮塌井段之前，提前提高钻井洲密度，并密切关注岩屑返出，遇到掉块问题，及时提高钻井液密度。

根据随州市统计年鉴相关数据，对近五年随州市三大产业就业结构比重进行分析得出：从2013年到2017年这五年里，随州的第二产业的就业结构比重最大，虽五年来也在缓慢下降，但是仍以2017年59.36%就业结构比重稳居第一；而第一产业的就业结构比重最少并且五年来持续下降，从2013年的3.64%下降到2017年的3.18%；唯有第三产业的就业结构比重，五年来持续增长，从2013年34.84%陆续增长到2017年的3.46%。

涠二段、流二段易水化泥岩对钻井液性能要求高，采用了KCL-聚合醇强抑制封堵钻井液体系[6，9-10]。体系配方：0. 3%NaOH ＋ 0.2% Na2CO3＋4%KCl＋0.03%PAM＋1.5%PAC-LV＋3%DYFT＋0.3%LPF-H＋0.3%SH2O1＋2% LSF，2 500 m以后加入3%SMP。

该体系主要特点如下：

（1）采用PAM包被剂，提高体系的包被抑制能力，抑制黏土矿物膨胀。

（2）采用KCl-聚合醇抑制封堵剂，利用钾离子置换泥岩晶格中的其他离子，降低泥岩的水化膨胀趋势，利用聚合醇对泥岩微裂缝和毛细管的封堵作用，减少钻井液滤液侵入地层；二者协同作用，降低滤液界面张力，抑制泥岩表面水化。

（3）加入聚胺抑制剂，利用成膜作用，增加体系的抑制能力。

（4）加入LSF和SMP，降低体系失水和高温高压失水。

进入涠二段后，钻井液密度及钻井液性能维护措施：

（1）降低钻井液失水至3 mL以下。

（2）一次性补充3%~5%超细碳酸钙（1 500目、3 000目各半）+3% SMP+3%LSF（配成胶液一个循环周加入），严格控制HTHP（120 ℃，10~12 mL）

（3）要求无水聚合醇、聚胺抑制剂和纳米乳液浓度分别大于3%、0.5%和2% ，液体处理剂可按循环周直接加入井浆中。

2.2 定向井钻井提速技术

（1）井身结构优化技术

涠西构造采用四开井身结构，减少26"井眼和20"套管，井身结构优化如下：

① 一开30"井段封固上部松散地层。

② 二开17-1/2"井段在满足造斜和必封点要求的前提下，尽可能下深，以减小三开井段井壁稳定压力，最好能够钻至涠一段底。

③ 三开12-1/4"井段钻至涠洲组底部，以封隔不同的压力体系，减少涠二段易垮塌地层和保护涠三段砂岩储层。

④ 四开8-1/2"井段钻至设计井深。

（2）旋转导向+马达+LWD井底钻具组合

为了解决大斜度定向井造斜和提高深部地层机械钻速问题，采用了旋转导向+马达的井底钻具组合。

12-1/4"井眼钻具组合：12-1/4"PDC钻头+旋转导向头（ATK Stab）+超级马达（Modular Motor）+ On trak+供电短节（BCPM）+电路保护短节（NM Sub-stop）+无磁浮阀短节（NM Float Sub）+ 无磁滤网短节（NM Filter Sub）+无磁承压钻杆（NMCSDP）+ X/O（631×410）+5"HWDP×6+XO（411×630）+Jar+ X/O（631×410）+5"HWDP8根。

8-1/2"井眼钻具组合：8-1/2"PDC钻头+旋转导向头+超级马达+On trak+供电短节+电路保护短节+无磁滤网短节+无磁浮阀短节+8-1/8"倒划眼扶正器+无磁钻杆+ X/O（411×4A10）+6-1/2"钻铤 1柱 + X/O（4A11×410）+6-1/2"Jar +5"HWDP 14根。

2.3 储层保护技术

W4井作为一口探井，储层保护考虑相对较少，主要从入井钻井液与地层配伍、提高固井质量两个方面进行了考虑。

（1）钻井液储层保护技术

入井钻井液对储层保护主要考虑了两个方面：一是钻井液添加剂与地层配伍，有效抑制泥岩水化，改善泥饼质量，封堵微裂缝，维持井壁稳定的同时，能够减少滤液渗入地层，封堵层能够容易清理；另一方面严格控制钻井液密度，采用能够维持井壁稳定最小钻井液密度钻井，避免压力激动。具体措施如下：

① 优化钻井液配方，强化与地层的配伍性。聚合醇的“浊点”效应能够有效保护产层；胺基抑制作用控制地层黏土分散，避免地层的2次伤害；超细碳酸钙封堵作用和磺化沥青涂敷作用有效地控制钻井液滤液渗透，减少储层损害。

② 施工过程中，提高钻井液性能稳定性，严格控制高温高压失水，临近储层的时候，严格控制钻井液的密度，起下钻速度不宜过快，避免压力激动。

（2）固井储层保护技术

减少井内流体侵入地层和提高固井质量是储层保护的关键之一，本次采用的单级双塞固井工艺和双凝双密度水泥浆体系有效地降低了储层处压力差值，减少了水泥浆失水侵入地层，提高了固井质量，具体措施如下：

① 9-5/8"套管采用单级双塞固井工艺和双凝双密度水泥浆体系，即领浆采用1.50~1.60 SG（g/ cm3）的低密度水泥浆体系，尾浆优选防窜性能好的非渗透水泥浆体系，密度1.90 SG；水泥浆密度根据实钻获得的地层压力和地层承压试验数据确定，保证压稳且不压漏地层。

② 7"尾管采用尾管悬挂固井工艺，液压尾管悬挂器，尾管和上层套管重叠段150 m，并适当调整避开测试油气层；采用单密度非渗透防气窜水泥浆体系，密度1.90 SG。

3 涠4井定向井钻井作业实践

2015年，涠西构造成功实施了W4井钻井施工，钻井施工过程顺利，该井在涠洲组、流沙港组获得多层油气发现，测试两层，测试层合计79.3 m，其钻井施工具体技术措施如下。

3.1 井身质量控制

W4井井身结构（图2），有效分割了两段易垮塌地层。上部利用30"套管封隔易漏层后，17-1/2"井段钻至1 230 m左右，考虑到造斜要求，未钻至涠洲组，12-1/4"井段长度缩短至1 500 m左右，8-1/2"井段的长度降至1 000 m以内，降低了钻井和固井难度。

图2 W4井井身结构

W4井采用了KCl-聚合醇强抑制封堵钻井液体系，利用井壁稳定技术优化了钻井液密度[7，11-12]（图3），提高了井壁稳定性，减少了起下钻和测井时的阻卡（图4），有效减少了复杂情况。对比H2井、W3井与以往钻井施工情况（图5），可以看出采用了井壁稳定优化技术和新钻井液体系后，大斜度定向井钻井施工时，阻卡次数未明显增加。

图3 W4井涠二段、流二段井壁稳定分析（左图为涠二段，右图为流二段）

图4 W4井阻卡情况

图5 涠西构造阻卡情况对比

涠西构造旋转导向+马达井底钻具组合很好地实现了井眼轨迹控制和提速的要求。其中，W4井造斜段开始于下洋组下段，地层疏松，造斜难度大，采用旋转导向技术成功实现造斜，且未出现“大肚子”，造斜段起下钻顺畅；2个靶点中靶精度均非常高，W4井实钻井眼轨迹和设计轨迹对比见图6。中W4井12-1/4"和8-1/2"井段机械钻速分别达到了23.66 m/h、11.89 m/h，节约了作业时间。对比涠西构造已钻井8-1/2"井段机械钻速（图8），可以看出，W4井实现了较好的机械钻速，机械钻速接近12 m/h，优于H2井。