038井楼水平井设计优化技术8[1].10

井楼油田特浅大位移水平井优化设计及技术对策 魏春禺 王炳红 蒋建宁 李海庆（ 河南油田石油工程技术研究院钻井工艺研究所 ）摘 要：井楼油田一二区油层埋深154209m，因地面被较大面积的村庄和居民区占据，决定部署两组四口特浅大位移水平井进行整体开发。针对该区钻特浅大位移水平井，存在浅层气、井身结构优选、松软地层的大井眼造斜和增斜、长水平段的井眼轨迹控制、井壁稳定和套管下入等技术难点，优化了钻井工程设计及技术对策。通过楼平2井的钻井试验，成功钻成了河南油田第一口特浅大位移水平井，垂深161m、位垂比达2.53。初步形成了井楼油田特浅大位移水平井钻井技术。关键词：疏松地层 特浅 大位移 水平井 技术难点 优化设计及对策一、前言井楼油田一二区位于泌阳凹陷西斜坡带的井楼背斜，主要含油层为5-6、8-9，埋深在154.4209.6m之间，油层平均有效厚度15.5m，原油粘度84919mpa.s，是典型的特浅超稠油油藏。该区为井楼油田储量丰度最高的区块，受地表条件影响，该区储量动用程度低。2002年以来，虽然应用斜直井技术使该区部分难动用储量得到了较好动用，但该区8-9层东北部地表被分布面积较大的居民区及村庄占据，有61104 t的地质储量因距离远无法采用斜直井开发。为了动用该区储量，决定采用水平井方式对井楼油田一二区东北部8-9层进行整体开发，在该区部署了两组四口特浅大位移水平，井位分布如图1所示，基本数据见表1。图1 水平井部署井位图表1 井楼油田特浅大位移水平井设计基本数据表井号A靶垂深（m）B靶垂深（m）方位（）A靶位移（m）AB靶水平段位移（m）总位移（m）位移垂深之比备注楼平1160160154.17229.62150.73380.352.38楼平216317510.14223.95200.09424.042.6楼平317619427.63282.12149.83431.952.45楼平4181187131.33212.36150.23362.592二、地质特征及邻井钻井情况1. 地层岩性特点井楼油田储层主要为井楼扇三角洲前缘沉积，以砂砾岩、砂岩为主，地层疏松，压实及成岩性差，可钻性好，60m以前地层主要是流砂层，100m左右是剥蚀面，分层及岩性特点见表2。表2 地层分层及岩性数据表系组层位埋深（m）岩性地层特点岩石可钻性上第三系凤凰镇Q+N105浅黄色泥岩、灰白色砂砾岩与砂岩。泥质胶结，地层疏松。1.2下第三系上寺EL缺失油斑砂砾岩、细砂岩、含砾细砂岩。泥质胶结，油层胶结疏松，压实和成岩性较差。1.5核桃园H1H2H3H3H35130H38-9154.4209.62. 地层浅层天然气及注汽情况 （1）浅层天然气情况井楼油田一二区的地质资料及已钻井数据表明，在构造的高部位存在浅层天然气，主要分布层位为9、10、层，如表3所示。井楼水平井的目的层为8-9小层，也正是含有浅层天然气的层位。表3 浅层气分布数据表层位楼15091楼1155楼1122楼1144气层厚度（m）井 段 （m）气层厚度（m）井 段 （m）气层厚度（m）井 段 （m）气层厚度（m）井 段 （m）96.01021083.0140143103.2124.812811.2148.6149.831.0168.6169.652.8189.219271.6276.8278.411.6252253.622.6278280.632.0278280（2）注汽开采情况井楼油田的地层疏松，不成岩，经过多年的注汽开采，使得地层的破裂压力和漏失压力比原始破裂压力和漏失压力更低，导致部分油层与油层之间、油层与地表已经窜通，加之又存在浅层气，使得地层压力更加难以准确掌握。表4是井楼油田一二区西南部因注汽造成的6口生产井周围地面产生裂缝，并伴有蒸汽和泥浆喷发的具体情况。（3）邻井钻井情况该区实钻资料表明：1）从2000年以后所钻井的钻井液密度在1.35g/cm3到1.42 g/cm3之间。 2）统计的15口已钻井的表层套管深度均下到剥蚀面（100m左右）。未下过剥蚀面的原因是主要考虑地层压力已经紊乱，防止浅层气有可能上窜至剥蚀面，钻开后井口无法控制，导致发生井喷险情或井喷失控事故。 3）以往钻井过程中，该区高部位有四口井发生过井喷(表5)，其中L1509井因井喷失火烧毁钻机，2005年所钻的楼浅22井因两次井喷导致直接用钻杆注水泥封井。水平井附近的L1206井钻井液密度为1.2 g/cm3，完钻起钻时发生井涌，注入1.50 g/cm3的重泥浆压井成功。L1197井钻井液密度1.40g/cm3，钻进至183.65m时发生井漏，加复合堵漏剂和单封后恢复正常。 表4 注汽产生地面裂缝统计表井号层位油层中深(m)喷发时间(年.月.日)注汽压力(MPa)最高压力(MPa)油层破裂压力(MPa)地面喷发及裂缝特征楼11311-2200.203.2.25.864.6地面产生10cm裂缝,喷发泥浆，裂缝走向为1131井口北偏东70m1-2200.204.3.303.33.44.6地面产生直径40cm洞,喷发泥浆，裂缝走向为1131井口北偏东100m楼11286-8-9198.204.3.214.34.64.6产生2条510m，裂缝裂缝走向为1128井口北偏东100m楼12645-611704.1.274.55.42.7产生多条裂缝,主裂缝长50m,喷发泥浆，裂缝走向为1264井口南偏西3m楼13178-9171.395.9.182.533.9地面产生裂缝，喷发泥浆，裂缝走向为1317井口西偏北15m楼13196175.200.8.284.14.54注汽站内地面产生裂缝，锅炉地基上抬楼14178-9160.796.5.113.23.53.7产生2条裂缝，主裂缝长500m,喷发泥浆，裂缝走向为1417井口南北偏东表5 井喷数据统计表井号井喷时间井喷深度(m)压井密度(g/cm3)处理情况L15091981.4.231641.411.44压井成功后用1.39 g/cm3的钻井液钻至301m，因井斜填原因井至180m。1981.5.19901.57循环下钻至90m井喷烧毁钻机。L150911989.7. 7177.781.40压井成功用1.25-1.28 g/cm3的钻井液钻至完钻。L11352001.5.9201.13174.91.40起钻到174.9米井喷，下套管带钻头，划眼至井底，固井提前完钻。LQ222005.10.12122.131.40压井成功后继续钻进。2005.10.14235.461.40井漏，停泵后井喷，控制井喷后，直接用钻杆注水泥封井，提前完钻。三、钻井技术难点1井身结构选择受到多项钻井技术的影响，优化井身结构降低各项钻井技术的难度，是钻成大位移水平井的关键。（1）根据地质开发要求，完井套管选用177.8mm套管，因此决定了完井井眼为244.5mm尺寸，如果下技术套管到水平段的着陆点位置，虽可降低钻井风险及整口井的摩阻，安全系数大，可钻更长的水平段，但因地层疏松无法在二开311mm井眼中实现58/100m的造斜率，所以只能实现二开钻井施工。（2）在以往钻井施工经验，表层套管下到剥蚀面顶部（100m左右），根据原始地层破裂压力计算井口可控制压力2.3 MPa，井口压力控制相对较高，采取措施缓冲时间相对较长，对井控安全有利。但444.5mm井眼要达到预期的造斜率难度较大，二开后244.5mm井眼的斜井段只有60多米，这样就要求二开钻进的造斜率至少要达到70/100m才能实现地质目的，而现有造斜工具在井楼油田的地层无法达到这么高的造斜率，因此，应缩短444.5mm井眼长度，二开造斜井段相应增长，会使二开井眼的造斜率降低，造斜工具可以满足轨迹控制的要求。（3）244.5mm井眼要在较短的井段始终保持46.3159.75/100m的造斜率，只要有10m井段的造斜率达不到设计值就可能无法中靶，要实现244.5mm井眼的高造斜率，必须选用较大度数的双弯螺杆，要下入大度数的双弯螺杆必须选用大尺寸的表层套管。上述分析可以看出，考虑下技术套管将增大井眼尺寸，尺寸越大，实现疏松地层大井眼的设计造斜率越难。表层套管下到剥蚀面顶部对井控安全有利，但二开后的造斜井段变短，造斜率增大，大大增加了造斜的难度。因此，是否下技术套管、表层套管尺寸和下深的选择与井控安全、各井段的造斜率、工具选择和井眼轨迹控制有无法分割的密切关系，如何综合平衡优化这些技术，即保证钻井井控安全，又能降低各项技术的施工难度，是该区钻成大位移水平井的难点之一。2浅层气和周期性高温蒸汽吞吐的注采使钻井施工存在较大井控安全和环保风险。（1）根据该区以往处理井喷经验，如果关井后蹩漏地层，会导致钻井液密度窗口变窄，在1.351.44 g/cm3之间。密度小，就可能发生井喷；密度高，就会压漏地层，处理过程中又可能诱发井喷。（2）井口控制压力选择难度大。原始地层破裂压力因多年注汽而导致压力紊乱，从表4可看出，注汽压力低于原始地层破裂压力也会发生蹩漏地层，窜至地面。因此不能以破裂压力作为井口控制压力的依据。（3）关井井口压力控制难度大。浅层气埋深浅，侵入井筒后上窜到井口的时间短，关井后压力上升快，根据该区以往井涌处理经验，只要有浅层气存在，第一时间几乎就无法能控制住井口。（4）井口距离居民区较近，只有30m，安全距离小，一旦发生井喷，关井后可能蹩漏地层，与地面窜通，从居民区里的地面冒出。井喷一旦失控，将会造成环境污染或人员伤亡，并形成长期的环保安全隐患。因此在该区钻井施工中对浅层气的控制，制定针对性的井控安全技术和对策是钻成大位移水平井的基本条件。3特浅疏松地层大尺寸井眼造斜、高增斜率和长水平段是井眼轨控制的技术难点。（1）445mm大尺寸井眼的造斜难度大：地层疏松，承压能力差，前60m为流沙层。该区445mm的大井眼未进行过造斜，无施工经验。但从斜直井所钻井看，在244.5mm井眼中强增斜钻具只能起到稳斜作用（表7），螺杆的实际造斜率一般比厂家提供的造斜率低56/100m，因此445mm大井眼的造斜、增斜要满足中靶时工程所设计造斜率的难度较大。（2）实现疏松地层的高增斜率困难：下表层后,244.5mm井眼增斜的垂直井段不到100m，而要实现中靶设计的造斜率须达到46.3159.75/100m。没有调整段，一旦出现因地层原因使工具的造斜能力低于设计的造斜率或出现地质目标改变时就会脱靶。因此设计造斜率的选择和在施工中如何达到设计造斜率是能否中靶的技术关键。（3）长水平段的轨迹控制难：井楼油田油层埋深浅、受地面村庄限制的特点，决定了水平井的靶前位移大。在入靶前有较长的地质无效水平段（91.36195.83 m），楼平4的水平位移最短为362.59米，楼平3水平位移最长为431.95米，四口井的平均水平位移为399.73米。大大增加了目的层水平段的轨迹控制难度。（4）造斜工具选择难：大度数的同向双弯螺杆增斜率大，但下入困难；度数小的同向双弯螺杆增斜率达不到设计要求。选择适合井楼油田疏松地层的增斜工具还未有经验可以借鉴。 综上所述：如何提高疏松地层445mm大尺寸井眼的造斜率、244.5mm井眼增斜工具的选择、在有限的井段实现高增斜率和长水平段的轨迹控制，是该区能否钻成水平井的关键技术。表7 钻具增斜能力统计表井号井深井斜方位钻具L1210017159245mmMP2243mm扶178mm*9.34mNM178mm*8.97m243mm扶178mm*8.97m243mm扶159mm*25.03m127mmDP 三扶正器双根增斜钻具钻压60KN，转速110rpm,排量34l/s5318159110.816.33157.97196.3415.23159.34257.1515.29158.53L1212037.5157245mmMP2243mm扶178mm*9.34mNM178mm*8.97m 159mm*8.89m 243mm扶159mm*8.97m243mm扶159mm*25.03m127mmDP 三扶正器三根增斜钻具钻压80KN，转速120rpm,排量34l/s7435.2156146.6335.97160.38244.4336.71160.684如何解决钻进过程中的有足够的钻压和下入套管过程中有足够的推力保证套管顺利下到完钻井底是浅层水平井成功的关键。 造斜点浅，直井段钻柱重量轻，在大斜度井段和水平段施加钻压困难；套管柱下入重力小，水平段较长，井眼摩阻会大于管柱所能提供的向前推力，必须用适当的井口加压装置为管柱的下入提供动力。以楼平2井为例，钻进和下套管的井眼摩阻分析如图23所示。在钻进过程中，钻具钻进至A点时，井眼摩阻已达68KN，钻至B点摩阻达112.86KN，几乎抵消了钻具的全部重量，只有30KN的重力余量。下套管过程中，下至井深345m时，井眼摩阻就全部抵消了套管柱的所能提供的向前推力，必须依靠外加重力，套管才能下行，到B点时井眼摩阻已达103.5KN，至少需要施加38.8KN的力，套管才能下入。A点时钻具的下滑力为1476879KNB点时钻具的摩阻为112.86KN进入水平段（位移106.05m）时下滑力为14730.9116.1KN图2 钻进井眼摩阻分析下套管到345米（位移208m）时下滑力为0KN进入水平段时下滑力64.73727.7KNB点时的摩阻为103.5KN图3 下套管井眼摩阻分析5如何维持井壁稳定和保持井眼清洁是大位移水平井井下安全的重要保证。 （1）大井斜井段和水平段地层疏松, 成岩性差，又不下技术套管，维持井壁稳定困难。（2）造斜率高，钻具摩阻扭矩比较大，应保证泥浆有较好的润滑性，避免发生井下复杂情况。（3）井眼直径大，井斜大于45时钻井液悬浮和携带岩屑比较困难。因此，如何提高钻井液的防塌润滑性、降低井眼摩阻是能否钻更长水平段的关键，必须综合考虑钻井液的防塌润滑、携岩和清洗井眼性能以及油气层保护等因素优选钻井液。四、钻井工程设计优化及对策1井身结构设计（1）该井区以前表层用273mm套管，而设计要求的高造斜率（46.3159.75/100m）必须用大角度的双弯螺杆钻具来实现，197mm大角度的同向双弯螺杆带245mm的钻头无法通过273mm套管，因此需增大表层套管直径到339.7mm，以满足后续造斜要求。（2) 该区开发方案要求生产套管是178mm，实钻井均采用表层、油层两层套管完井。水平井的地质数据要求井眼轨迹的设计造斜率在46.3159.75 /100m之间，如再下入技术套管，那么要求311mm井眼的造斜率至少达到46.3159.75 /100m，才能实现地质目的。而松软地层大井眼的造斜率一般较低，无法实现这么高的造斜率，满足不了地质要求。因此，为了降低施工中无法达到设计造斜率的风险，还沿用两层套管结构完井，不下技术套管。（3）表层套管下深优化1）表套下深不能下过剥蚀面（100m左右）。2）表层套管必须封隔地表水（60m），满足环保要求。3）表层固井水泥浆密度在1.9g/cm3左右，实钻情况表明该密度的水泥浆不会压漏70100米处的地层，井控可控制表层套管鞋处压力在1.31.9MPa时不会蹩漏地层。4）表层地层松软，一开445mm井眼造斜率低，井斜增加缓慢，二开要设计较高的造斜率才能达到地质目的，而造斜工具的实际造斜能力有限。表层造斜率越低，套管下得越深，二开钻进所需的造斜率就越高，施工难度就越大。因此，表层套管下深既不能过深，也不能过浅，依据二开造斜工具所能达到的造斜率反推表层套管下深，综合平衡套管下深和剖面造斜率之间的关系，确定套管下深最多只能在70米，同时也满足井控要求。2井控技术 1）合理选用井控装置，简易套管头2FZ35-21HZ35-21，钻机选用ZJ30车载钻机，钻台高度6m，以满足正确安装封井器组合的要求。2）依据SY/T6426-2005钻井井控技术规程及企业标准河南油田钻井井控技术规程实施细则，编制了井楼水平井钻井施工井控应急预案。3）做地层承压能力试验，确定最大关井压力。4）水平井施工前，周围邻井注汽焖井时，必须开井泄压到压力为零后才可开钻。3井眼轨迹优化控制（1）特浅疏松地层大井眼造斜技术表层套管下深到70m，如果从螺杆出表层套管开始造斜，至少需要65/100m的造斜率才能满足地质要求，但造斜工具在松软地层中可能无法达到如此高的造斜率，尽管一开445mm井眼造斜困难，还必须在一开井段就开始造斜，以降低后续施工的增斜率。因此，根据地层造斜能力和位移大小选择在20m开始造斜，造斜率在615/100m之间，二开造斜率46.3159.75 /100m之间。（2）井眼轨迹优化设计由于受地面条件的限制，四口设计井的靶前位移都比较大，超过了200m,而垂深较浅，从造斜点到A靶井斜增到90度时的位移仅有100米左右，这样就必须要求在入A靶前有较长的无效水平段，增加了水平段的长度，给后面目的层水平段的施工更是增加了难度，井眼摩阻增大，存在加压困难、可能无法钻至B靶和套管下不到井底的风险。如果工具的实际造斜率无法达到设计造斜率，这时，可以用两种方法可以去实现，一是填井，换用更大弯度的螺杆钻具提高工具的造斜率，二是更改井身轨迹采用“上翘”方式施工。但可能会因井眼曲率大，导致井眼摩阻增加，存在无法钻更长水平段的困难。综合考虑各种风险，采用四段制剖面形式：直-增-增-稳（微调）。（3）造斜工具的选择根据设计的造斜率，一开造斜选用244.5mm直螺杆弯接头，二开造斜选用双弯螺杆钻具。图4是双弯螺杆钻具上弯角为1时，其极限曲率随下弯角的变化曲线。 图4 5LZ197双弯螺杆钻具下弯角对其极限曲率的影响由图4可知，增大双弯螺杆钻具的下弯角可以有效地增加其增斜率。对于浅层大位移水平井而言，要求在有限的井段内，使井斜角增加至90度左右，所以必须要使用较高造斜率的造斜钻具组合。为取得较高的造斜率，一种有效的途径就是选用较大弯角的螺杆钻具。因此二开钻进选用特从生产厂家定制的197mm大角度同向双弯螺杆，以满足造斜率要求，水平井段用单弯螺杆滑动与旋转相结合钻进。（4）防碰扫描技术设计井区斜井较多，在剖面设计时和钻井施工中使用Compass软件进行三维防碰绕障扫描，控制井眼轨迹，防止钻穿邻井套管。设计井与其邻井的防碰扫描结果见表8。表8 防碰扫描结果设计井井号楼平1楼平2楼平3楼平4最近邻井井号L1208L1515L1814L1208 井眼最近距离（m）16.0414.3712.30 14.64 (5)陀螺定向技术目的层浅，控制段短，为充分利用造斜井段，在近地面和出表套井段采用陀螺仪定向，确保工具方位角定向准确。4钻井液技术（1）钻井液体系优选一开井段，地层为凤凰镇，岩性为灰白色砂砾岩与浅黄色泥岩，地层疏松，易漏失、垮塌，造浆强，因此采用膨润土聚合物钻井液体系。二开井段， 1）地层胶结疏松，斜井段和水平段地应力不均衡，易出现渗漏、垮塌，要求钻井液以防塌携岩为主。 2）大斜度、水平井段易出现高摩阻，要求钻井液要有良好的润滑性，摩擦系数应小于0.1。 3）造斜率高，地层疏松，出砂量大，在井斜角4060的井段，携砂困难，要求钻井液必须具有良好的携屑带砂能力和悬浮能力。 4）水平段为目的层，保护油层是关键。储层渗透性好会导致滤失量大，要求钻井液要有较好的失水造壁性，钻井液滤失量5ml。因此，要求钻井液具有较好的防塌润滑性和封堵性，携带和悬浮岩屑能力强，采用聚合物混油防塌钻井液体系。（2）防塌润滑技术1）通过混油（原油或白油）、加入12%的液体润滑剂、乳化沥清等处理剂，保证泥饼摩阻系数小于0.1。2）采用低固相钻井液技术，用好三级固控设备，严格控制劣质固相，始终使含砂量小于0.5。3）在井斜大于40的井段和水平段，加入乳化沥清、硅稳定剂、聚合醇等改善泥饼质量来稳定井壁。4）完钻前提前处理好钻井液，维护性能均匀稳定，通井下套管起钻前，在钻井液内加入塑料小球，降低下套管摩阻。 （3）携岩技术1）在井斜4060的井段加入大分子聚合物，提高钻井液的动切力，增大泵排量，尽量使钻井液流型为层流，提高悬浮和携带能力，最大限度地清除岩屑床。2）每钻进3050米，短起下钻一次，最大限度地防止和破坏岩屑床的生成，避免发生井下复杂情况。5管柱加压（1）倒装钻柱组合设计在大斜度井段及水平段，由于造斜率高，井眼曲率大，传统的钻柱结构已不再适用，须采用优化的倒装钻具组合。因此，钻柱下部用无磁承压钻杆代替传统的无磁钻铤，用斜坡钻杆和加重钻杆代替钻铤传递轴向载荷，减小钻柱刚度，以降低摩阻和扭矩；钻柱上部在表层套管内使用大直径钻铤，以提供足够的钻压。（2）重力加压装置由于直井段短，套管柱并不能提供套管下行所需的足够压力，用Landmark的WellPlan软件分析计算套管柱摩阻，在井深345m后套管柱无法靠其自重下入，因此，除了钻进时应尽量使井眼轨迹圆滑，还必须依靠井口重力加压装置来提供套管下入重量，为此，专门设计加工了重达10吨的下套管井口重力加压装置。五、现场应用根据开发部署方案，决定先进行楼平2的钻井施工。为此，由相关部门的技术人员组成了现场项目组，确保首口浅层大位移水平科学试验井楼平2的顺利实施。楼平2井于2007年5月24日开钻，一开采用F197mm同向双弯螺杆，在井深26m开始用SRG陀螺仪定向，二开采用F197mm 大角度同向双弯螺杆，顺利完成了造斜段的施工，在井段76230m达到了58.2/100m的造斜率，最高达到了68/100m，在水平段采用F197mm单弯螺杆，滑动与复合钻进相结合，实现了井斜与方位的微调，钻成了“上倾”水平井段，安全钻达地质靶点A，中靶纵偏差0.81