渤海油田南部区域浅层预防新井眼措施探析

2024-05-21彭江

石化技术 2024年3期

彭江

中海石油（中国）有限公司天津分公司天津 300459

渤海油田油气田普遍采用集中导管架钻丛式井的方式进行大规模开发，为满足井网布置要求和降低井眼防碰风险，井眼轨迹控制一般要求出隔水导管后尽快定向钻进预斜以达到整体井网轨迹尽快分散分离的目的，因此初始造斜井段普遍位于平原组、明化镇上部等浅部地层。渤海油田南部区域浅部地层岩性以泥岩为主，局部含少量粉砂岩，地层可钻性好，具有疏松黏软，岩屑不成型，吸水易分散等明显特征。本区域浅部地层钻井过程中为提高作业效率和避免钻屑携带过程中形成较大泥球堵塞井口和循环通道等风险，以往开发调整井普遍采用海水膨润土浆大排量快速钻进。大排量钻进提供的高速水利冲击力可显著提高机械钻速，同时高返速也能较好的清洁井眼，配合较低粘度的海水膨润土浆，可有效降低浅层粘软泥岩聚集出泥球的风险。但以此同时，大排量的冲刷也会造成浅层松软地层井径扩大，形成“葫芦串”型不规则扩眼井段，当后续钻进产生的岩屑上返至扩大井段时易大量沉降堆积在下井壁，经过钻具长时间旋转扰动，进一步形成不规则井径。当钻具在该井段下钻遇阻时，极易出现新井眼。为了有效降低出现新井眼的风险，通过实际案例分析总结，结合本区域地层特性，制定了一系列优化控制措施，在后续施工过程中取得了良好效果。

1 地层岩性分析

渤海油田南部区域浅部地层自上而下分别钻遇平原组和明化镇组上部，地层岩性主要为疏松砂泥岩不等厚互层。岩石粘土矿物成分以无序伊利石、蒙脱石混层为主，成岩程度低，岩屑成团块状。泥岩具有易膨胀、强分散的特性，膨胀率超过20%，回收率小于10%。砂岩以浅灰色疏松粉砂岩为主，泥质胶结，渗透率高。

2 案例简述和原因分析

本区域1井、14井、15井先后在12.25in井眼下钻过程中遇阻出新井眼，出新井眼位置均为明化镇上部垂深600～800m井段。通过录井岩性分析，该井段岩屑以褐灰色泥岩为主，含少量粉砂岩，岩屑分散不成型。该井段钻进期间使用海水膨润土浆体系钻进，钻进排量3800～4000L/min，期间间歇性扫高粘度膨润土浆清洁井眼，每钻完一个立柱倒划眼一遍修整井眼。该井段地层可钻性较好，平均机械钻速达180m/h以上。

14井12.25in井眼使用旋转导向钻具钻进至着陆井深后，倒划眼起钻至678～657m，倒划眼排量3800L/min，顶驱转速50rpm。倒划眼期间扭矩波动较大，准备第二遍倒划眼修整井壁，钻具原参数下划眼过程中在原井眼右上方出新井眼。该井段为增斜降方位井段，全角变化率3.7°/30m，钻具原参数下划眼过程中无明显遇阻显示，下放速度正常，其他各项钻井参数无明显异常。

15井使用12.25in井眼马达定向钻具钻进着陆井深后，倒划眼起钻至上层套管鞋，随后起出钻进钻具，更换随钻核磁测井钻具下钻进行测井作业。期间下钻至633m遇阻无法通过，尝试小排量低转速划眼通过遇阻点，持续遇阻3～5t，从原井眼下方出新井眼。该井段为增斜井段，全角变化率2.1°/30m。

1井12.25in井眼使用马达钻具钻进至着陆井深后，倒划眼起钻至966m时参数异常，频繁憋压蹩扭矩，倒划眼排量3200L/min，顶驱转速40rpm。随后根据反向原则下放钻具处理蹩卡复杂情况，下放时排量2500L/min，下放悬重在3-5t范围内波动，下放钻具至969m时憋压1Mpa，从原井眼上方出新井眼。该井段为稳斜段，地层轻微自然降斜趋势，全角变化率0.8°/30m，

对上述三个案例进行对比分析可见：出现新井眼的地层均位于明化镇上部垂深800m以上井段，岩性以疏松粘软砂泥岩为主；该井段中不同的钻具组合（原钻具和测井钻具），不同的井斜（30°～70°），不同的井段（造斜段和稳斜段）在下划眼或下钻期间均可能出新井眼；新井眼出去的方向有上有下，无明显规律。

综合以上情况分析，本区域浅层易出新井眼的主要原因为地层岩性为疏松砂岩和软泥岩，成岩程度差，地层强度低，抗变形能力差。钻进期间大排量冲刷下，井壁易分散变形失稳，井径严重扩大。后续钻进产生的钻屑在扩大井段堆积，经过钻具不断旋转扰动，形成不规则井壁，导致钻具下放遇阻，小排量开泵下放也很难通过，极易出新井眼。

3 预防出新井眼优化措施

针对先后出现的三次新井眼案例，结合本区域以往开发项目作业经验，为有效降低浅层出新井眼风险，从以下几个方面制定优化改进方案。

3.1 轨迹设计和定向钻具组合优化

后续井进行定向井轨迹设计时，在保证平台整体井网布置合理和防碰安全的前提下，优化简化井眼轨迹设计，上部井段优选简单的二维井型，造斜段尽可能设计较低的全角变化率，使浅层松软地层定向轨迹相对简单平滑。对于三维需同时造斜和扭方位的井眼轨迹，应尽可能降低设计扭方位幅度，每钻完一个立柱及时倒划眼修整井壁，避免出现局部较大全角变化率。实际施工时，严格按照设计实施，一旦造斜率落后设计，在满足防碰和地质油藏需求的前提下可适当延长造斜段，避免因为追井斜或方位形成局部大全角变化率，增加后续钻具通过风险。

定向钻具组合方面，使用马达钻具时，对本区域造斜率对比分析，将浅层预斜马达弯角从1.25°优化为1.15°，满足造斜率的同时，减少钻进期间井眼扩大率和后续马达钻具下钻遇阻风险；马达钻具需配合使用径向短节等提速工具时，从第一趟钻开始每趟钻都选择入井，保证钻具组合前后刚性一致；使用旋转导向钻具时，如考虑配合使用倒划眼扶正器，使用欠尺寸扶正器以降低钻具组合刚性；测井钻具或通井钻具组合尽可能简化，钻具刚性不超过钻进钻具组合，并选择与钻进钻具尺寸相当的扶正器；通井和测井钻具使用大水眼攻击性较弱的牙轮钻头，降低划眼下钻时出新井眼风险。

3.2 钻井参数和钻井液方案优化

浅部地层钻进改变常规海水开路大排量钻进思路，钻穿水泥塞后，改用海水半开半闭路钻进，利用浅部地层泥岩分散自然造浆能力，维持海水膨润土浆黏度30～35s左右，同时控制初始排量不超过3200L/min，垂深800m之前控制最高排量3500L/min，在满足钻井液携岩环空返速的前提下，减少钻井液对井壁的冲刷力，控制井径扩大率。

钻进期间每柱钻完后泵入5～10m3高黏度膨润土浆清洁井眼，高粘度膨润土浆出钻头前后适当控制钻压和机械钻速，预防环空钻屑瞬时大量堆积造成钻具蹩卡，高粘度膨润土浆全部返出井口前不停泵和降低排量，维持钻屑上返效率和井眼清洁。每钻进150～200m左右，泵入高粘度膨润土浆15～20m3左右，适时循环进一步清洁井眼，减少钻屑堆积。

通过高黏度膨润土浆返出迟到时间推算，采用上述优化措施后，垂深800m以上井段平均井眼扩大率由35%降低至15%左右，同时上部井段岩屑堆积量明显减少，倒划眼起钻时效提高30%。

3.3 工程措施优化

对于上部井段定向井轨迹设计复杂，或因为防碰风险需较高造斜率的井，对井身结构进行优化，适当增加上层套管下入深度，对浅层复杂轨迹井段提前进行封隔，从根本上降低浅层复杂井段出新井眼风险。本区域先后对十余口浅层为三维增斜反扣扭方位复杂轨迹井进行井身结构优化，一开16in井眼中完井深由设计400m增加600～1000m不等，优化控制二开12.25in井眼复杂轨迹井段长度，降低关键井段难度和风险。

钻进期间，优化MWD测斜工具工作模式，缩短钻具静止测斜时间，在满足传输信号的前提下使用测斜下限排量。MWD工具测斜失败时，禁止同一位置重复测斜，继续钻进5～10m后重新测斜。有条件还可选择具备动态测斜能力的新型MWD工具，有效减少钻具静止循环时间。另外尽可能减少其他非必要钻具静止长时间循环工况，避免长时间定点循环冲刷形成局部台阶。

根据本区域明化镇上部泥岩疏松易分散的特性，工程作业计划上需考虑上部井段裸眼暴露时间，避免松软泥岩段长时间浸泡后井壁失稳。根据多口井实际作业经验摸索，本区域上部井段裸眼安全暴露周期约为60h左右，工程上根据实际作业进度，一井一策制定短起下钻计划，及时修整上部地层井壁并清理堆积的钻屑，保证上部井壁稳定，为后续其他作业顺利进行打好基础。

3.4 起下钻遇阻关键处理措施

倒划眼起钻至上部井段时，适当控制倒划眼速度均匀修整井壁，尽量不在造斜段长时间循环，能不下划眼尽量不下划眼。需要下放重复修整的井段，建议停泵下放或排量降至正常排量1/3以下划眼，能不开转速尽量不开转速。上部地层比较软，参考14井案例，若使用原倒划眼参数下放时，即使在出新井眼的过程中，钻具遇阻情况也并不明显，泵压、扭矩和悬重都不一定有较大变化，判断较为困难。下钻过程中遇阻，应避免同一位置反复下放尝试通过遇阻点，参数异常时及时开泵测斜对比轨迹数据，判断是否已出新井眼，再考虑下步措施。

马达钻具下放遇阻时，建议上提钻具至遇阻点10m以上位置，开泵测斜后，将马达高边调整至与钻进时工具面一致，再尝试小排量下划眼通过，如下放速度较快超过正常钻进速度2倍以上，可适当提高下划眼参数，最大排量不超过正常钻进排量的1/3，最大遇阻吨位不超过钻进时钻压。

旋转导向钻具下放遇阻时，可将钻具上提至遇阻点10m以上，先尝试快速下放观察遇阻情况；若无法通过，上提钻具至自由井段开泵建立通讯，确认旋转导向工具处于自由状态，先尝试小排量低转速划眼通过，必要时提高至旋转导向工作排量，发指令至钻进工具面或高出钻进导向力10%～20%，使用工具最低工作参数划眼下钻通过。