蚕2-平3三维绕障侧钻水平井钻井实践.doc

蚕2-平3三维绕障侧钻水平井钻井实践邢广宇 邸百英 奚广春（大庆石油管理局钻探集团钻井工程技术研究院，黑龙江省大庆市，163414）摘要：本文介绍了河北冀东油田C2-P3三维绕障侧钻水平井的设计和施工情况，重点分析了该井绕障待钻设计的制定和大斜度井段侧钻的井眼轨迹控制工艺技术和钻井液技术，并针对该井在施工过程中钻具摩阻和扭矩过大、钻压传递困难等难点，提出了相应的技术措施，针对本井设计、施工中出现的问题进行总结、归纳。并在此基础上提出几点建议。为以后钻该类井提供了有益的借鉴。主题词：冀东油田 三维绕障井 大斜度侧钻 井眼轨迹控制侧钻水平井在近十年来已经成为采油技术的重要组成部分，其技术关键在于合理井眼轨道的设计、精确入靶施工。C2-P3井位于河北省滦南县柳赞乡蚕沙口村西北约750m。本井周围有十余口邻井，且最短距离都在50m以内，因此井眼轨道设计比较复杂，施工困难，加之本井在1775.67m、井斜72.50时又进行了侧钻施工，在如此大的井斜成功侧钻大曲率中短半径水平井在国内比较罕见。 1 地质设计概况该井位于河北冀东柳赞油田蚕沙口构造蚕21断块构造高部位，开发蚕21区块Ng13小层油层油藏。本区块浅层明化组为曲流河沉积，边滩为其储层的主要沉积类型；馆陶组为辫状河沉积，心滩为其储层的主要沉积类型。储层岩性主要为不等粒砂岩和细砂岩、部分为中砂岩。胶结类型以孔隙接触为主，其次是绿泥石、蒙皂石等。表1 钻井地质设计基本数据表井别开发井（采油井）井型水平井井号C2-P3构造位置柳赞油田蚕沙口构造蚕21断块构造高部位。大地坐标（井口）X4346009.58磁偏角6.35设计井深（海拔）m-1720完钻层位Ng131Y20639560.93地面海拔2.51目的层Ng131完井方式滤砂筛管完井完钻原则C点中靶后完钻靶心设计地震分层靶点设计层位垂直井深靶点设计靶心靶心半径误差值（m）坐标方位位移XYNg13-1710A434581020639660153.6222.8横向1；垂向5-1709B434571020639725151.3341.6横向1；垂向10-1720C434560020639795150.3471.7横向1；垂向10根据此地质设计，本井的井身轨迹质量要求如表2所示：表2 C2 P3井井身轨迹质量要求项目参数斜深（m）垂深（m）井斜（）方位（）闭合方位（）靶前距（m）纵向（m）横向（m）靶点A1844.861718.690.39147.0153.6222.815靶点B1964.181717.6190.39147.0151.3341.6110靶点C2095.121728.6179.87148.4150.3506.02110井底2130.001734.7584.85147.5150.48506.02/2 工程设计概况2.1 井身剖面设计由于本井开发的蚕21区块Ng13小层油藏预测层位很厚（约18m），周围邻井资料丰富详实。根据邻井实钻经验：使用1.5单弯螺杆造斜率可达8/30m，单增剖面完全可以满足地质、工程要求。在做剖面设计时，考虑到周围邻井与本井距离很近，有十口井与本井最短距离小于50m，最近的仅有3.63m（C2-P2井），为避免相碰，该井设计成三维绕障水平井，其剖面为单增剖面，基本设计数据参见表3。表3 剖面设计数据表井段（m）井斜角（）垂深（m）方位角（）造斜率（/30m）位移（m）01480.000.001480.000.000.000.001480.001553.7514.361522.28175.018.0111.591553.751844.8690.481718.61147.008.01222.801844.861964.1890.481717.61147.000.00341.601964.182095.1279.871728.61148.362.45471.702095.122130.0079.871734.75148.360.00506.022.2 井身结构设计本井设计三重套管结构，水平段采用101.6mm滤砂筛管+尾管（金属棉滤砂管管内防砂工艺）完井，具体完井数据参见表4。表4 井身结构数据表钻头（mm）钻达井深（m）套管尺寸（mm）套管下深（m）水泥返高（m）设计实际设计实际设计实际444.5353.00358.00339.7350.00m355.72地面地面241.31844.861845.00177.801845.001842.2911001150152.42135.002130.00101.602130.002135.00/2.3 钻井参数设计表5 钻井参数设计数据序号钻头尺寸（mm）应用井段（m）钻压（kN）转速（r/min）泵压（MPa）排量（L/s）泥浆密度(g/cm3)上返速度(m/s)钻头压降(MPa)比水功率(MPa)喷射速度(m/s)1444.50-35330-5060-75/45-651.05/2241.3353-148060-12012016.81401.101.2114.7111.61553241.31480-184580-12075+马达15.95401.151.2111.839.31364152.41845-213530-6065+马达15.34181.051.508.217.31193 施工难点及技术措施3.1 施工难点（1）靶前位移较短，仅为220.80m，直井段的防斜打直要求较高。（2）周围邻井多，需要绕障，其中防碰距离小于30m的井就有5口，尤其是C2-P2井，其最短距离只有3.63m，施工稍有不慎就有可能与之相碰。（3）直井段井斜过大，水平位移沿设计方向线延伸过多，使设计造斜点处所剩的靶前位移非常短，使实钻井眼轨迹变成了中短半径水平井，增大了水平井控制的施工难度。（4）造斜段存在扭方位及调整水平位移井段，井身轨迹很不规则，另外钻井液排量较低，使岩屑上返困难，容易形成岩屑床而造成井下复杂。（5）井眼轨迹复杂，钻具多处弯曲，导致摩阻和扭矩增加，钻压传递困难，容易托压，造成定向困难，控制不好还容易出现其它井下复杂。3.2 技术措施（1）为达到绕障和中靶目的，充分采集周围邻井资料，综合考虑地质要求、工程条件等各方面要求，提前做好防碰设计。（2）施工过程中采用无线随钻测量系统（FEWD），加密测量各井段井斜、方位，并依照測斜数据及时调整待轨迹设计，以确保绕障成功和精准中靶要求。（3）在大斜度井段侧钻时，为了满足原地质、工程设计的要求，在综合分析已钻斜井段的測斜数据以及垂深和水平位移的基础上，应用landmark软件重新进行了井眼待钻设计。（4）在侧钻时，由于该段井斜较大，为了确保侧钻定向一次成功，需用1.75螺杆定向，另外考虑到该区块地层较软，而使用的1.75螺杆外径较大，刚度较强，在绝对保证井下安全的基础上，采用复合钻进与滑移钻进相结合的方式打完二开进尺。（5）为保证井下安全，采取了简化和优化钻具结构；定期对所有钻具进行探伤检查；采用优质的无固相甲酸盐钻井液体系，优化钻井液各项性能等措施保证岩屑能顺利返出井口，防止了各类钻井事故的发生。（6）为解决钻压传递问题，一方面在直井段采用斜坡钻杆，减小钻具在水平段的摩擦阻力；另一方面及时采取短起下钻措施（每100m短起150m），破坏已形成的岩屑床，保证井眼通，便于钻压的传递。（7）提高钻井液中的原油含量，提高其润滑性，降低摩阻及复合钻进时的扭矩。4 实钻井眼轨迹控制4.1 造斜段施工（1305 -1840m）二开上直段井深1305.00m，井斜达到2.20，方位100.37。据ESS多点侧斜数据处理结果显示，井底水平位移沿设计方向线偏移约13.72m。由此可见直井段塔式钻具组合防斜效果不很理想，对下步的造斜及绕障施工影响极大。4.1.1 绕障施工由于直井段施工过程中井斜过大， 使位移沿设计方位延伸过多，造成定向施工时造斜率偏高（据Landmark软件计算，预达到原设计要求造斜率至少应达到8.75/30m），根据邻井资料统计，1.5螺杆的造斜率在该地质条件下不能达到设计要求。因此在综合分析已钻井段的井斜数据的基础上，利用最小半径法进行了新的井眼待钻设计，在满足原地质设计的基础上，达到了井眼轨迹最优的目的。在该待钻设计的基础上，通过对该区块地层岩性的调研以及对197螺杆性能的分析，并与螺杆厂家充分论证的基础上，确定下入1.75螺杆进行滑移钻进定向和符合钻进施工。通过定向施工表明，1.75螺杆的使用，在满足井下安全的基础上，还满足了井眼轨迹控制的要求，并且达到了缩减钻井周期的目的。在做该井的待钻设计时，考虑到直井段的的井斜和水平位移偏离设计太多，决定将造斜点提前至1305.87m，刚开始将方位反扭至298定向施工使井斜达到6，然后稳斜钻进至1480.00m，使水平位移走向设计方位线反向。调整后井身剖面设计数据如表6。表6 调整后井身剖面设计井段(m)井斜角()方位角()垂深(m)水平位移(m)01305.872.20100.371305.3122.41305.871334.966.00298.001334.356.491334.961469.576.00298.001468.221.201469.571480.003.50298.001478.620.30依照设计，经过施工，井深达到1480m时，井斜、水平位移与设计基本相符，其实钻与设计数据如下表所示：表7 实钻与设计数据对比参数指标设计数据实际数据测深（m）1480.001479.62井斜（）3.503.80方位（）298.00295.89垂深（m）1478.621478.24水平位移（m）0.300.31由于上段的施工的调节使井段基本达到设计要求，故决定从1480m以后按原设计施工。所采用的钻具组合如下：F241.3BIT+F197DV（1.75）8.01m+FEWD12.07m+411/4A10接头0.49m+F165NM9.41m+127DP437.17m+F127HWDP141.37m+127DP。该井从定向段开始就要进行三维绕障，通过对C2-P、C2-P2、C2x1、C2x2、L130X1、L202X1、L23-2、L23-4、L23-6、L23-8等井数据防碰扫描处理，发现增斜段在测深1480.001600.00m之间， C2-P2井、L23-2井和本井距离都在25m以内，尤其是C2-P2井，距离最近时只有3.63m，其一直与本井不离左右。其防碰计算表如下所示：表8 防碰计算表井名井深(m)位移(m)方位()设计井最近点深(m)最近距离(m)C2-P12091596127.4855030.11C2-P22202637.41136.6803.63C2x11843318.51137.2053034.71C2x21870395.42311.2289515.73L1303080028.29L202X136451231275.3073510.02L23-23546910197.80149021.69L23-43167784185.17166047.87L23-63060811169.10183016.74L23-830141021160.92204545.26防碰扫描图如下所示： 图1 二维防碰最短距离扫描图 图2 三维防碰扫描图根据该井防碰难度大，轨迹控制难的特点，我们在施工中主要采取了以下措施来保证井眼轨迹控制施工的顺利进行：（1）在防碰问题出现的井段使用计算机防碰程序算出有关数据，绘出大比例尺的防碰图。（2）在防碰井段，密切注意机械钻速、扭矩和钻压等的变化和MWD所测磁场有关数据的情况，并密切观察井口返出物，以此来辅助判断井眼轨迹的位置。（3）在井深1800.00-1880.00m处发现随钻测斜仪器LWD参数变化发生异常，经防碰扫描发现实钻井眼轨迹正向L23-6井靠近，决定从1553.00m开始，定向施工至1844.86m时方位定在147左右，以防两井相碰，施工至1900m时，经防碰扫描发现，在距L23-3井右方最近距离为18.62m，并且越走越远，绕障成功。4.1.2 侧钻施工当钻进至1785.67m时，由于地质导向人员对地层预测不准，在井斜75.20时稳斜钻进了30.07m，致使垂深比原设计向下多走了5.12m（由1711.28m下降至1716.40m）LWD随钻仪器显示进入油层，但此时井斜角只有75.20，井眼轨迹无法按设计井斜角入靶，研究决定在1775.67m实施侧钻施工，以满足地质要求。4.1.2.1 大斜度增斜侧钻施工难点：（1）侧钻井段范围小，狗腿较大；（2）判断是否侧钻出去困难； 使用仪器距离井底甚远，有17.36m，也就是说只有侧钻出17.36m方能通过井斜的测量来判断是否已经侧钻出去。 在侧钻过程中，侧钻速度很慢，岩屑极细、无法从岩屑的水泥含量来判断是否出层。 所下钻具组合刚性大：F241.3BIT+F197DV（F238螺扶）7.78m+FEWD12.07m+F165NM9.41m+127DP437.17m+F127HWDP141.37m+127DP。在起下钻或通井施工中很容易进入老井眼，很难控制。（3）该处井斜大，侧钻过程中井斜受造斜率影响，加之地层较软抬升速度受到限制，所形成砂体夹壁墙很薄，当侧钻出两个单根时（19.42m）夹壁墙也只有0.71m，而复合钻进时由于螺杆的弯角较大（1.75），夹壁墙很容易被破坏，故危险性大。4.1.2.2侧钻点的选取为利于侧钻控制，应在调查侧钻点附近3050m区间岩性，水泥胶结状况良好的基础上，结合现有的井下动力钻具，在原井眼中选择出最优的侧钻点。经过多次研讨、仔细论证决定将侧钻点选在1775.77m处（井斜72.43），此处水泥胶结较好、井斜适合、岩性多为玄武岩层，质较水泥软，利于侧钻。4.1.2.3 施工控制（1）在兼顾地质、工程、仪器等各方面要求的基础上研究决定下入1.75螺杆。（2）在侧钻施工时密切注视LWD仪器，监测井斜变化规律，及时分析，调整待钻设计。（3）施工过程中严格控制工具面，使其一直在0上加小钻压吊打，当工具面稍有偏差即停止钻进，小幅度活动钻具，等工具面回零之后再慢慢加压钻进。并严格控制钻时，坚持0.81m/h钻速，确保进尺有效。（4）指派专人密切注视岩屑变化，精密观察、测量岩屑中水泥与玄武岩的成分比例，稍有变化及时报告，争取侧钻的第一手资料。当侧钻出23.94m时LWD仪器测量出井斜83.10，地质录井捞到的砂样玄武岩的比例已达到80%，证明已侧钻成功。经过Landmark软件计算，此时的夹壁墙已经达到0.84m，为避免局部狗腿过大，经谨慎论证决定复合钻进。此段施工实钻轨迹数据如下表：表9 侧钻段实钻轨迹施工数据井深(m)井斜角()方位角()北坐标(m)东坐标(m)垂深(m)水平位移(m)平移方位()井眼曲率(/25m)1775.5972.51147.30-138.1559.911709.16150.58156.568.661786.7575.95148.77-145.6164.571711.69159.29156.0911.531796.1780.19149.22-153.5169.311713.64168.43155.7011.311805.4683.46147.08-161.3274.171714.96177.55155.3110.481815.5584.42147.43-169.7679.591716.02187.49154.882.53钻至井深1853.00m，井斜90.39，方位146.60，闭合方位153.66，LWD仪器测量的深浅电阻率、伽马曲线均有显示，经地质导向人员确认，准确进入A靶点。4.2 水平段控制（1845.002135.00m）水平段钻具组合为：F152bit+F120DV(1.5)5.2m+F120LWD12.7m+F120NM9.46m+F88.9DP691.2m+F88.9加重DP201.6m+F88.9DP。在水平段施工时，为防止由于采用动力钻具调整井斜和方位，使井眼狗腿度变化较大而引起井下复杂，采用常规钻具组合进行转盘钻进，通过控制钻压以及划眼技术调整井斜。根据地层倾角决定以90.28的井斜稳斜钻进，垂深从1718.44mm上升至1717.62mm，方位角始终控制在147.10。随着井深增加，实钻井眼轨迹垂深不断降低，井眼轨迹变化较大，钻具的扭矩和摩阻增加，钻压传递困难，为了保证井下安全，顺利钻进，在钻井液中加入10%的原油以增加钻井液的润滑性，减少摩阻，另外，施加较小的钻压(1030kN)钻进，并采用加密短起下钻和分井段循环方法，以破坏岩屑床。通过以上措施，顺利完成了水平段的施工，井斜从90.28降至79.97，垂深从1718.65m下降到1730.61m，垂直落差达11.96m。本井依照设计要求，钻进至2135.00m，共钻经油层191m，经甲方确认，顺利完钻。本井完钻数据表见表10，其设计与实钻轨迹对比如图3。表10 C2-P3井完钻数据表井深(m)井斜()方位()北坐标(m)东坐标(m)垂深(m)水平位移(m)平移方位()狗腿度(/25m)2135.0084.85147.5-439.46248.741734.93504.97150.494.16图3 C2-P3井设计与实钻轨迹对比图5 钻井液技术本井井直井段为平原组和明化镇组，地层松软，易坍塌；水平段为馆陶组砂层发育，易憋漏地层和油气侵，并且两水平段间存在11.96m的垂深差，钻井时易形成岩屑床，后期钻井中存在加压困难，扭矩过大等难题，因而对钻井液的携岩能力和润滑性提出较高要求。该井表层采用膨润+烧碱钻井液；直井段及造斜井段采用聚合物钻井液并加入PA-1防塌剂，用降滤失剂LS-1和SMP控制滤失，用NH4-HPAN或GD-18控制粘度，调整钻井液的流变性，成功地解决上部井段井眼坍塌问题。水平段采用无固相甲酸盐聚合醇钻井液钻进，动切力控制在1012Pa，泥饼系数小于0.3，滤失量小于6ml，原油含量8%10%，定期补充原油和SN-1(每进尺100m补充10%原油和SN-1)，并保持原油在钻井液中乳化均匀，提高钻井液的润滑性并加入ZB-1和ZD-5，满足油气层保护需要，成功地解决了斜井段及水平段防塌、悬浮携带、润滑防卡问题。6 认识与结论（1）直井段防斜打直对靶前位移较小的水平井至关