用常规定向井技术钻川东高陡构造大位移定向井

  摘 要:温泉11定向井的目标点位于平行岭谷区内的大山地形之中,受地理条件的限制,该井设计为一口水平位移达1 650~1 750 m的定向井。该井使用F320 -4DH型钻机设备及常规定向井施工技术,应用兰德马克井眼轨迹控制软件优化设计井身结构、井眼轨迹,并采用滑动钻具、满尺寸双稳定器等多种钻具组合来控制井眼轨迹,采用无固相和低固相聚合物钻井液、聚磺防塌钻井液来保证井壁的稳固。该井在实际施工中充分利用高陡构造地层的自然造斜规律,实钻斜深4 332 m,垂深3 825.59 m,最大井斜角45.49b,水平位移1 705.57 m,钻井周期238 d,全井无事故和严重复杂情况的发生,是川渝地区水平位移最大的一口定向井。通过该井的钻井实践证明,在川东高陡构造中,只要技术措施得当,利用常规钻井技术和设备,完全能够完成水平位移小于2 000 m的定向井。
 
  关键词:定向井;位移;井眼轨迹;钻井液;摩阻;川东气田;地热钻井；石油钻井
 
  川东气田地处群山峻岭、道路崎岖的大山之中,山谷纵横,地质结构复杂,近年来定向井的比例占85%以上。随着勘探开发的不断深入,多目标、小靶区、大斜度、水平位移较大的定向井越来越多,施工难度越来越大,定向井钻井技术也随之不断发展。
 
  随着有线及无线随钻测斜仪等高精度仪器在定向井、水平井轨迹监测中的应用日益广泛,川东气田的定向井技术水平得以较大幅度的提高,2003年1月12日首次完成高陡构造下大位移定向井温泉11的施工。该井受地理条件的限制,设计的水平位移达到1 705.57 m。该井于2002年4月27日开钻,实钻斜深4 332 m,垂深3 832.64 m,最大井斜角45.49b,钻井周期238 d(除去因公路阻短而停工时间),全井无事故和严重复杂情况发生。
 
  一、工程设计。
 
  1.井身结构。
 
  温泉钻井所钻遇的地层复杂,尤其是上部的自流井、须家河、雷口坡、嘉五、嘉四等层位,岩性复杂,泥页、砂岩软硬相兼,石膏、盐岩层和灰岩重复相叠,裂缝及溶蚀多,该井段压力系统差值大,井壁不易稳定、井漏和垮塌频繁、携砂困难。为封住上部复杂地层及狗腿较大的造斜井段,防止出现井下事故及键槽,经多次论证,设计该井技术套管244.5下至嘉二3中部云灰岩中井深2 534 m;?177.8油层套管下至石炭系顶部,封隔嘉二1~二叠系异常高压层段;127尾管射孔完成目的层石炭系。实际井深结构:660.4钻头@30 m+508套管@29 m;444.5钻头@301 m+339.7套管@299.14 m;311.2钻头@2 654 m+244.5套管@2 651.84m;215.9钻头@4 248 m+?177.8套管@4 247m;149.2钻头@4 332 m+悬挂?127尾管@4 059~4 332 m。
 
  2.井身剖面。
 
  利用兰德马克软件,对不同剖面进行预测分析和计算,根据井眼轨迹控制的可行程度及井眼的长短,优选出摩阻扭矩最小剖面。该井剖面设计为直)增)稳)降。设计井深4 164 m,垂深3 683 m,靶区顶部垂深3 610 m,水平位移1 650~1 750 m,闭合方位170b~230b,最大井斜角45b,造斜点500m,造斜率1.5b/100 m,降斜率3b~5b/100 m。  二、井眼轨迹控制。
 
  1.311.2井眼。
 
  1.1 施工难点。
 
  设计造斜率低且造斜段长;大井眼段造斜难以控制且造斜点浅;上部侏罗系中以泥页岩和坚硬砂岩相兼为主,易垮塌、井漏,携砂困难;钻具结构上的稳定器易被磨损而改变其结构的性质;转盘扭矩不均衡,其瞬间扭矩特大,易造成井下事故和蹩坏钻具及井下工具;井漏使用随堵易卡钻,严重制约着钻井速度。
 
  1.2 技术措施。
 
  (1)直井段。采用刚性强、大尺寸钻铤的钟摆钻具结构,保证直井段的防斜打直,井斜小于2b,使用井段30~425 m。钻井参数:钻压50~100 kN,转速60~75 r/min,排量45~48 L/s,泵压8~11 MPa。
 
  (2)增斜段。该井在井深425 m,方位角220b,充分利用地层的自然造斜规律,使用满尺寸?311双稳定器钻具结构,并把KOP提高到425 m。若钻遇砂岩频繁井段,转盘负荷大,憋钻严重要及时测斜,随时调整钻井参数、调整钻具结构。在该井段稳定器易被磨损,至井深850 m以前尽量应用满尺寸311稳定器,至井深2 654 m根据井眼轨迹的通过能力,使用?310或?308稳定器,稳定器被磨小3mm必须更换。钻遇漏层时,根据漏速的大小,若漏速大则起钻用光钻杆实施堵漏作业;若漏速小需要随钻堵漏时,堵漏后不超过12 h对漏层段进行短起下钻通过。上部井段使用的无固相、低固相钻井液体系时,岩屑返至稳定器处易形成涡流,并对岩屑实行二次和三次切屑,造成转盘负荷增加,憋钻严重,则使用少量滴流高粘膨润土钻井液5~8 m3携砂清洁井底。以上措施保证了井下安全钻进并提高了稳定器钻具结构的通过能力,共采用了3种钻具组合。
 
  311.2 SH33RG钻头+配合接头+311稳定器+228.6钻铤@1根+?228.6短钻铤@2 m+311.2稳定器+配合接头+203.2无磁钻铤@1根+钻具组合A。钻具组合A203.2钻铤@9根+配合接头+177.8钻铤@9根+411@630+203随钻震击器@7.26 m+631@410+127加重钻杆@15根+127钻杆。钻井参数:钻压140~180 kN,转速55~60 r/min,排量42~45 L/s,泵压11 MPa。钻至井深1 566.61 m,井斜由2.4bh12.4b,方位220bg175b,水平位移230.52 m。其设计范围内,但该钻具组合在须家河层位中只有0.6b/100 m增斜率,距设计增斜率相差甚远。更换钻具组合311.2 H517A钻头+配合接头+308稳定器+?228.6钻铤@1根+配合接头+203.2无磁钻铤@1根+配合接头+305稳定器+钻具组合A。钻井参数:钻压220~240 kN,转速60~65 r/min,排量40~45 L/S,泵压11 MPa。钻至井深2 636 m,井斜达到39.5b,平均增斜率为3.1b/100m,而方位稳在178b,为靶区范围内。微增斜钻具组合?311.2 SH33G钻头+配合接头+308稳定器+?228.6钻铤@1根+配合接头+203.2短钻铤@3 m+配合接头+305稳定器+配合接头+203.2无磁钻铤@1根+钻具组合A。钻压220kN,转速60 r/min,排量43 L/s,泵压13 MPa。钻至井深2 654 m,井斜增至41.35b,方位稳于179b,水平位移705.72 m,则311井眼段结束,实钻井眼轨迹与设计轨迹符合率为88.6%。
 
  2.215.9井眼。
 
  2.1 施工难点。
 
  轨迹控制井段长,稳斜稳方位难度大;地层对转盘钻井钻具结构造斜特性影响大,造斜特性预测困难,起下钻更换钻具结构次数多;井斜大,摩阻大,螺杆带PDC钻头的快速钻进,对方位漂移、井斜角增量都难以控制;大井斜稳斜段长,使用常规单点测斜仪监测难度大。
 
  2.2 技术措施。
 
  (1)选择合适的钻具组合。选择时要考虑钻头的类型(主要是钻头对岩性的最佳适应性和可钻性),一般PDC钻头+稳斜钻具钻进时要微降、微增钻具表现出稳斜性质。各钻具组合使用井段及效果见表1。微降钻具结构为?215.9钻头+?215稳定器+165.2短钻铤@4.02 m+213稳定器+411@410 A+?165.2无磁钻铤@1根+411A@410+?213稳定器+钻具组合B。钻具组合B为:411@410 A+?158.8螺旋钻铤@21根+411 A@410+?165.2随钻震击器@1根+127加重钻杆@15根+127钻杆。钻井参数:钻压160 kN,转速60r/min,排量24 L/s,泵压13 MPa。钻至井深2 900m,井斜降至36.8b方位稳在178.3b。增斜钻具组合为?215.9 PDC钻头+?215稳定器+411@410 A+165.2无磁钻铤@1根+411 A+410+?165.2短钻铤@4.02 m+?213稳定器+411@410 A+?158.2钻铤@1根+411 A@410+?213稳定器+钻具组合B。钻井参数:钻压80~120 kN,转速70~85 r/min,排量24 L/s,泵压12 MPa。钻至井深3 275 m,井斜增至45b,方位稳于177b。稳斜钻具组合?215.9 PDC(或SH33牙轮)钻头+430@410+215稳定器+?165.2短钻铤@4.02 m+?213稳定器+411@410 A+?165.2无磁钻铤@1根+411A+410+213稳定器+钻具组合B。钻至龙潭层位顶部井深3 725 m,该钻具组合稳斜稳方位效果良好。
 
  (2)去掉稳定器简化钻具组合,使用?165.2光钻铤组合。以对付下部井段的复杂以及充分利用其(3)井眼轨迹监控。实钻中以磁性单点、MMT电子多点等测斜系统为主进行井眼轨迹监测。井深达到3 600 m,钻井液密度为1.83 g/cm3;井深4 015m,密度为1.91 g/cm3时、井温达到100e以上、井斜角42b等情况下,单点测斜困难,将MMT电子多点投入或泵入无磁钻铤内实施测斜。采用兰德马克软件进行实时计算分析及优化处理,及时调整轨迹、下部钻具结构及钻井参数,以达到井眼轨迹的精确掌握。  三、钻井液技术。
 
  温泉钻井至上而下采用了三套钻井液体系,即无固相、低固相、聚磺。前两种体系主要以提高上部侏罗系地层的机械钻速为主,同时考虑它的携砂能力、防塌能力以及对渗透性漏失地层具有一定的堵漏作用。聚磺钻井液体系润滑性、防塌性好,并抗膏盐污染,在钻进中不仅预防了嘉五、嘉四和嘉二层大段盐岩、石膏层溶解垮塌,保持了井壁的稳定;而且抑制住长段石膏层、页泥岩层的梁山组现象。聚磺体系携砂能力强、有较好的净化井眼效果,经电测井径规则。
 
  1.施工配方及维护。
 
  1.1 无固相钻井液。
 
  0.5%~0.8%膨润土和抑制性盐类+3%~6%聚丙稀酰胺+少量的优质润滑油。性能的维护:保持聚丙稀酰胺浓度,添加有长链、大分子量的各种聚合物(主要有聚丙稀酰及其衍生物、钎维素及其衍生物、生物胶等);作用为起到包被钻屑防止分散、增加粘度和降低失水。温泉11井在该体系中漏斗粘度保持在30~35 s,并具有良好的携砂能力;坚持固控设备的有效使用,把含砂量控制在0.2%以下。
 
  1.2 低固相钻井液。
 
  前期钻井液+3%~5%膨润土+1%的KD -21润滑油。维护原则:用聚合物作为增粘剂或者膨润土作为增效剂,该体系总固相体积含量不超过6%~10%,粘土相3%左右或者更低,钻屑与膨润土的比应该小于2B1。温泉11井在该体系中获得了较高钻速。
 
  1.3 聚磺钻井液。
 
  前期钻井液+3%SMC+3%~5%SMP+3%~5%SMT+2%~3%膨润土+0.5%PMHA+6%~8%优质润滑油。性能的维护:必须保持钻井液的弱凝胶特性、润滑性和清洁性;减少钻井液中低密度固相含量并维护固相颗粒分布的基本平衡;清除固相,技术上提前为钻进过程中可能增大的劣质固相预留增容空间。温泉11井增斜、稳斜和降斜井段长以强抑制性处理剂维护钻井液性能,API失水量控制在5 mL以内,同时添加SP -80、KD -21和柴油等润滑油其油含量为8%,提高了钻井液的润滑性。
 
  2.摩阻控制。
 
  以改善滤饼质量和降低Kf系数为目的,根据不同井深、工况和摩阻大小,选用SP -80、KD -21和柴油、钻井液专用润滑油和优质润滑油等液体润滑剂,RH102等固体润滑剂进行复配。室内实验评价表明,滤饼质量明显提高,其Kf系数为0.101 1~0.138 5。实际施工时全井Kf系数小于0.111,润滑效果良好。尽管该井?216井眼长约1 600 m并为异常高压井段,仍能有效地把井下摩阻控制在安全施工范围内。
 
  简化钻具组合。由稳斜稳方位的钻具组合的3只稳定器,简化为光钻铤(螺旋钻铤),以加重钻杆代替部分钻铤,使用防粘短节、18b斜台阶钻杆等。
 
  3.固相控制。
 
  (1)配备四级净化设备。在井眼轨迹长段的控制钻进过程中,高频线型振动筛、除砂器、除泥器、双离心机均满负荷运转,对除砂器、除泥器、双离心机定时除泥砂,严格控制含砂量、固相含量。钻井液密度为1.50 g/cm3,含砂量控制在0.4%以下,固相含量控制在15%~22%;当钻井液密度为1.90 g/cm3,含砂量控制在0.5%以下,固相含量控制在30%~40%以下。同时,加强人工除砂、化学除砂,及时清除罐内及循环槽内的沉砂。  (2)保证足够的排量,及时搞好短起下钻。配备3NBZ -1300型泵,安装?180缸套。在钻进到泥页岩、膏盐层井段时,每钻进3~5 m划眼1次,每钻进150~200 m短起下钻1次,所起井段为所钻井段2~3倍,并加大排量循环,以消除下井壁沉积的岩屑床和劣质滤饼对井眼的影响,保证井眼清洁、畅通。
 
  (3)提高钻井液性能。保持钻井液中处理剂浓度平衡,防止因高固相吸附造成处理剂含量过低;合理使用大小分子聚合物,提高钻井液的絮凝、包被能力,控制钻屑细分散。
 
  4.实钻遇问题及处理。
 
  钻进到须家河地层石英砂岩段,转盘负荷猛增,憋钻严重,为使井下安全,应及时转换钻井液体系。
 
  本井在井深1 454.38 m须家河地层石英砂岩中,由聚合物低固相钻井液转化为聚磺钻井液,严重的憋钻现象消失。
 
  该井在嘉五1底部钻遇漏层,漏速为有进无出。
 
  采用浓度15%的桥浆与水泥相结合堵漏,一次成功。
 
  该井用钻井液密度1.85 g/cm3钻进至井深4 110 m,进入栖一中下部,憋钻严重,上提钻具卡,梁山组现象反映突出,无法向下钻进。后经调整钻井液性能,密度由1.85h1.92 g/cm3并保持在1.90g/cm3以上;对井底温度98e考虑,增强钻井液抗高温高压的稳定性;控制和降低高温高压失水;控制粘度、切力和Kf系数值,并使用高温高压钻井液材料、柴油及液体、固体润滑剂等。致此梁山组现象消失,保证了井下的正常钻进和井眼的畅通。
 
  四、认识与结论。
 
  (1)温泉11井钻井实践证明,利用目前常规机械钻机及定向井施工技术,只要技术措施得当,完成水平位移2 000 m以内的定向井是可行的。
 
  (2)先进的测量仪器和合理的钻具结构及稳定器的优化使用,兰德马克井眼控制程序的计算、并适时跟踪调整其剖面,对于优质、高效地控制井眼轨迹提供了良好的技术保障。
 
  (3)合理选择PDC钻头及钻具结构可以保证长稳斜井段施工的效果,并获得较高的机械钻速;使用双离心机、除砂器、除泥器和高频线型振动筛配合定期短起下钻是较大位移定向井的井眼清洁、有害固相清除的关键。
 
  (4)优良的钻井液性能,使用优质润滑(油)剂,维护良好的钻井液润滑性,是减少井下摩阻的重要措施。