乍得第一口水平井钻井设计与现场试验

李 萍，魏 俊，于 琛，罗 洁，刘 轩，李 玲

（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司，天津 300452；2.中油国际<乍得>有限责任公司，北京 100011）

Bongor盆地位于非洲中部乍得共和国西南部中非剪切带中段北侧，近东西走向，钻遇地层自上而下依次为第四纪—第三纪、白垩纪、中生代、二叠纪、基岩。岩性为泥岩和砂岩、砂岩夹页岩、页岩夹砂岩和花岗片麻岩。潜山油藏是主力油藏之一，基岩属花岗岩[1-2]。顶界深度在530～2500m，花岗岩地层内不断有油气显示[3]。基岩地层具有硬脆性、高抗压强度特性，地层压力低、裂缝发育。C-1区块前期勘探C-1和C1-1井在Basement储层测试，获工业油气流。地层压力系数1.03和0.87，地温梯度4.4℃/100m。油品API 度分别为29、27.7，属中质原油。2018年尝试在该地区部署一口水平评价井，评估Basement储层的油层分布和水平井产油量。

1 钻井难点分析

根据C-1 区块的地理位置和邻井钻井情况，前期开发为直井和定向井，数据分析表明：复杂情况多为上部泥页岩地层出现阻卡，潜山地层出现大量漏失。该地区水平井的钻井难点为：①压力系统不明确，需对其进行孔隙压力、坍塌压力、破裂压力预测，确定安全钻井液密度窗口；②潜山埋藏深度相差较大，地面环境受限，潜山水平井井眼轨道设计要求高；③潜山花岗岩地层钻速低及易漏失，需制定相应措施。

2 压力预测与井身结构优化

2.1 水平井压力预测

由邻井井眼崩落法分析该区域最大地应力方位NE70°～90°，正断层。以邻井C1-6的测井、压力测试、实钻数据为基础，利用沉积欠压实理论和适合于硬脆性地层的摩尔—库伦强度准则模型，预测了水平井的孔隙压力、破裂压力、坍塌压力三压力（表1），并对该井坍塌压力最大即P层垂深1090m处进行了井壁稳定性分析（图1），该水平井可能发生的地层不稳定是上部泥页岩层坍塌、阻卡，下部可能出现潜山花岗岩裂缝性或孔洞性漏失，在当前井深、井斜和方位下（307.73°）处于井壁相对稳定的安全区域，地层坍塌压力1.33g/cm3。

图1 C1-11H井井眼稳定分析图（1090m）

表1 C1-11H三压力预测结果

2.2 井身结构

Bongor盆地潜山前期钻井采用了两种井身结构“大三开”和“小三开”。考虑水平井钻井的风险性，建议采用大三开，预留一开以减少风险。潜山岩芯室内试验单轴抗压强度51～175MPa，岩石强度高，即使采用较大压差生产（最大25MPa左右），井筒也稳定，考虑最大限度地释放产能，采用裸眼完井，储层专打，利于储层保护和更客观准确评价潜山产能。表层套管封固松软浅表地层（封过水层210m），生产套管下至潜山顶部（考虑压力系统不一致），潜山储层裸眼完井。具体井身结构见图2。

图2 C1-11H井身结构示意图

3 井眼轨道设计及钻具组合优选

3.1 井眼轨道设计

轨道优化原则[4-5]：①在满足钻井目的前提下，尽量使用简单剖面类型。②造斜点选在比较稳定、均匀地层。③井眼曲率不宜过小或过大。④考虑施工难度采用长半径水平井控制造斜率小于8°/30m。C1-11H水平井的方案优化了造斜位置、靶前距，井口坐标，最终完成井眼轨道设计—三增剖面（表2，图3），该井3个靶点：TA与TC靶点连线井斜为71.32°，TC与TB靶点连线井斜为86.84°，该剖面要求在潜山定向，井段垂深为1269.5～1349.5m，施工中加强井眼轨道控制以保证“矢量中靶”。

图3 井眼轨道垂直投影图(投影方位307.73°)

表2 C1-11H轨道设计数据表

3.2 钻具组合优选

C1-11H水平井包含一定长度的高井斜和水平段，需对钻柱和下部钻具组合进行合理设计，有效预防钻具事故、提高钻头工作指标和克服井斜问题，实现安全钻井。优选的钻具组合为：一开防止直井打斜，采用塔式钻具组合，坚持转盘开眼，低转速、小钻压。二开井段采用PDC钻头+马达+MWD。三开大斜度+水平井段采用倒装钻具组合[∅215.9mm钻头+∅172mm马达（1°～1.25°）+∅165.1mm 浮 阀 +∅165.1mmMWD+∅165.1mm 无磁钻铤×1 根+∅127mm 斜坡钻杆×1000m+∅127mm 加重钻杆×15 根+∅127mm 钻杆若干]，提高钻头上的有效钻压。对三开钻具组合进行摩阻扭矩分析，钻具抗拉余量1231.41kN，抗拉安全系数1.96；∅215.9mm井眼起钻时大钩载荷608.1kN，井底旋转钻进扭矩17kN·m。在不同工况下均未出现弯曲，满足施工要求。在定向时活动钻具，防止卡钻，施工中加密MWD测斜，保证井下安全的同时尽量缩短钻井时间。

4 钻井液优选

根据压力预测及邻井实钻，钻井过程中上部需加强钻井液的防塌性能和下部防漏堵漏措施，确定C1-11H井钻井液体系和密度范围：一开采用膨润土钻井液体系，密度1.05～1.15g/cm3；二开采用氨基抑制剂甲酸盐钻井液体系，具有较强的泥页岩抑制性和环保性，密度：301～788m， 1.15～1.28g/cm3， 788～1424m， 1.28～1.35g/cm3；三开采用无固相钻井液体系，密度1.02～1.08g/cm3。根据潜山地层密度窗口窄易漏失的特点，采用控压钻井[6-8]，地面增加控压装置，精确控制井底压差，在近似于地层压力的条件下钻进，降低漏失风险。

5 现场试验

C1-11H井由ZJ40DB钻机承钻，钻井周期35d，完井周期38d。平均机械钻速6.17m/h。XXX C1-11H井地质预测与实钻地层相比，Basement提前钻遇，及时调整了剖面，入窗点A垂深由原定1269.5m上移到1224.5m，控制点C垂深由原定1349.5m上移到1295.5m，靶点B垂深由原定1369.5m上移到1315.5m，方位不变。提前完钻二开并下套管固井。现场水平井的轨迹现场控制较好，垂差和水平偏差控制在6m内，三个靶心距控制在设计要求的10m内。实钻密度与设计密度一致。M层中部以上井壁稳定，井眼规则，进入M层底部和P层后，井壁出现轻微失稳现象，井径也有相应程度的扩大。进入潜山后，钻井液密度0.96～1.02g/cm3，地面增加了RCD控压装置，减少井底压力波动，但漏失仍较严重。

6 结论及建议

以乍得Bongor 盆地C-1 区块邻井地质、测井、测试及本井地质设计，进行了该区块首口水平井C1-11H的钻井工程设计，并成功进行了现场实施。得出以下结论和建议：

（1）建立了该井的三压力预测模型，预测了该井的安全钻井液密度窗口和井壁稳定性，该井可能发生的地层不稳定是上部泥页岩层坍塌、阻卡，下部潜山花岗岩裂缝性或孔洞性漏失。

（2）优化了该井的井身结构、井眼轨道和钻具组合，最终形成“大三开”的井身结构和“三增”的轨迹剖面，提出三开大斜度+水平井段采用倒装钻具组合。

（3）针对潜山特点，提出三开储层专打，裸眼完井，地面增加控压装置，无固相钻井液，近似于地层压力的条件下进行钻进，保护油气层，降低漏失风险。

（4）成功完成该地区首口水平井施工，设计符合度高，压力预测准确，钻井液密度设计合理，水平井的轨迹现场控制好，且产量达到邻井定向井3倍以上，对后续水平井的实施具有很好的指导意义。