濮深16井钻井技术研究及应用

1、中国石油化工股份公司china petrochemical corporation钻井领域青年拔尖人才高级研修班研修论文研修论文题目：濮深16井钻井技术学员姓名:王宏杰学员单位：中原石油勘探局钻井二公司石油化工管理干部学院2009 年0 月-2010 年月濮深16井钻井技术王宏杰|(中原石油勘探局钻井二公司)摘要：濮深16井是文东盐下深层濮七块的一口变方位双靶定向预探井。分析了濮深16井钻遇地层的特征及遇到的 钻穿巨厚大段复合盐膏层、高温高压钻井液性能维护、双靶变方位井眼轨迹控制和薛温薛压小间隙固井等四大难题。 通过科研攻关和现场实践，形成了钻穿大段复合盐讨层技术、高温高压钻井液技术、双靶变方

2、位井眼轨迹控制技术 和高温高压固井技术等一系列小原油山深井钻井技术。利用上述技术实现了濮深16井的顺利钻探。关键词：濮深16井；复合盐膏层；高温高压；钻井液；固井技术作者简介：王宏杰(196606-),男，高级工程师，研究方向：钻井drilling technology of pushen-16 wellwang hongjie(no.2 drilling company of zhongyuan petroleum exploration bureau, puyang city 457001)abstract: pushewell is a double-target directional

3、 pre-exploration well with variable azimuths deep layer below salt bed in pu-7 block in wendong area. four difficulties were analysised, which are the characteristics of formation drilled in pushen 16 well, drilling through ultra-thick long section composite salt-gypsum layer, maintenance of drillin

4、g fluid under high pressure & high temperature conditions, well trajectory control of double target variable azimuths and small-annular-space cementing under high-temperature & high-pressure conditionsthrough scie ntific research and field practice, a series of deep drilling tech no logy was

5、 formed in zhon gyua n oilfield, such as drilli ng tech no logy of ultra-thick long secti on composite salt-gypsum layer, drilling fluid tech no logy under high temperature and high pressure con ditions, well trajectory control tech no logy for double target variable azimuths, and high-temperature &

6、amp; high-pressure cementing technology. it was using above technology that pushen-16 well was smoothly drilled and completedkeywords : pushewell; composite salt-gypsum layer; high temperature and high pressure; drilling fluid; cementi ng tech no logy前言濮深16井是中原油田部署在文东盐下深层濮七块的一口重点预探井(定向井)，是中原油皿最 深的一口

7、变方位双靶定向井。该井位于河南省濮阳县徐镇后夹岗村西北。利用濮深16井的第一手资 料一方面可以研究文东盐下深层沙四段地层的含油气性、储层的发育情况及储层的产能特征；另一 方面也可完善文88块沙三"i砂组注采井网。该井设计井深5595米(斜深)，完钻井深5440m,完 钻层位为沙四下段，是中原油ed今年完钻的最深的一口井。1濮深16井钻遇地层的特征及钻井难题分析1.1濮深16井钻遇地层的特征分析表1给出了濮深16井所钻遇地层岩性表。从表1可以看出该井的目的层埋藏深，所钻地层大部 分为泥岩、砂岩和盐膏等，且多个层位都含有盐膏层，该井屈于典型盐下井。表1濮深16井钻遇地层岩性表地层底界深(

8、m)层厚(m)主要岩性设计(垂)丈际设计实际平原组1作者简介：王宠杰(1966-),离级工程师,1988年毕业于石汕大学钻井工程专业，现任中原石汕勘探局钻井二公 司总工程师,地址：(457001)河南省濮阳市中原钻井二公司,电话 e-mail： wswanghj明化镇1220122012201220馆陶纽14401440220220东营组22502250810810紫红色泥岩、棕红色粉砂岩沙一段25852585335335灰色泥岩、找灰色粉砂岩，白色膏盐岩沙二上28502874265289紫红色泥岩、白色膏盐岩沙二下31553213305339深灰色泥岩、含倩泥岩，

9、浅灰色粉砂岩互层沙三134603401305188灰色泥岩、含育泥岩，浅灰色粉砂岩互层沙三23480断掉200沙三336503682170281灰色泥岩、棕色粉砂岩互层沙三°44504550800868灰色泥岩、深色粉砂岩、白色盐岩和泥膏岩沙四上51255327675777深灰色泥岩，浅灰色粉砂岩沙四下55005440375113紫红色泥岩，浅灰色粉砂岩1.2濮深16井钻井难题分析由于该井的目的层埋藏深，岩性复杂，且含有多套盐膏层，这就决定了在该井钻进的过程中会 遇到一系列的难题。通过对所遇钻井难题进行总结分析，发现濮深16井所遇的钻井难题可分为以下 几个方面：（1）大段盐膏层给钻井

10、工程造成了很大的难度该井钻遇盐层段厚度较大（文23盐为1201m）,需要钻穿文23盐。为抵抗文23盐层蠕变，需 要2.0 g/cm3以上密度，如何解决沙三低压层的井漏及压差卡钻，成为安全钻穿文23盐的重要环节。 加之地层倾角多变、纵横交错，钻井中盐层又溶解、散落、坍塌、塑性流动、塑性蠕变、盐的重结 品等经常导致井径扩大或缩小、套管变形或切断、阻卡甚至卡死、钻井液性能严重破坏等井下复杂 情况和事故。（2）高温高压高密度钻井液技术三开段含大段盐膏层（40665267m）,盐层段井眼稳定性差，钻井液性能维护困难。沙三s沙 三4上部为高压油气层段，钻井液密度高（最高达2.20g/cm3）o高密度条件下

11、钻井液维护处理难度大。 四开完钻井底温度接近200°c。保持钻井液高温条件下的性能稳定较为困难，尤其是高温、高密度 双重条件下保持钻井液性能稳定十分困难。（3）双靶井眼轨迹控制难度大本井为双靶定向井，设计造斜点3209m,最大井斜16. 53° ,井底位移643.42m,两靶相距井段 1591m,稳斜段长，且两个靶方位相差29.6°。高温高密度、深层定向存在泵压高，工具面难以控 制，钻时慢，易冲蚀仪器，无线随钻信号传递差，螺杆钻具寿命短等问题。如果在深层盐间需要调 整井斜、方位时，由于要防止盐层缩径、蠕动变形，需要打上2 3米就得提起划眼，势必严重影响 井斜、方位

12、的调整，这一系列问题将会导致井眼轨迹控制难度极大。（4）高温高压小间隙固井技术由于深井井底温度和压力高、水泥柱上下温差大，易发生气窜；环空积体小、层系多、封固井 段长、替换困难；深部厚盐层的存在使得所下套管被高塑性地层挤毁或造成水泥环与地层z间胶结 不良的后果。经过科技攻关和现场实践，攻克了钻穿深部厚盐膏层技术、高温高压条件下的钻井液技术、双 靶轨迹优化及控制技术和高温高压下小间隙固井技术等难题，为濮深16井的顺利钻探提供了强大的 技术支撐。2钻穿深部厚盐膏层技术濮深16井紺要钻穿文23盐。文23盐埋藏较深（40665267m）,厚度超过1200 m,蠕变速率较 快（静候40小时井径ftl 2

13、41.5mm缩至210mm）。为了解决钻遇巨厚盐膏层所遇难题，中原钻井采取 了一系列的措施以实现濮深16井巨厚盐膏层的顺利钻进。2. 1优化井身结构井身结构设计是钻井工程设计的基础，东濮地区常用的套管程序：508mm套管下深200350m, 封平原组疏松地层；339.7mm套管下深27003000m, li的是封住上部复杂地层，提高地层抗破能力;244.5mm套管下深35004200m, 般下到沙三盐膏顶部，为顺利钻穿盐层创造条件；177.8mm尾管 下深40005000m左右，封隔沙三盐膏层，；139.7mm或127mm套管下至油底以下，作为生产套管。综合考虑本井的钻井设备、地质条件和钻井技

14、术储备，决定表层釆用1)660.4mm开眼，(i)508mm 套管下至350m,封平原组疏松地层。二开(b444.5mm钻头穿完馆陶后，采用1)330mm钻头钻至屮 完井深3179.75m,套管坐在沙三1盐膏顶部。三开釆用1)241.3mm钻头钻穿文9盐、文23盐后， 将177.8mm套管坐在沙四下顶部，封掉文23盐。四开采用©149.2mm钻头完钻，如油气显示好， 挂4)127mm尾管完井，如无油气显示，则下127mm油层套管，完善文88块沙三° i砂组注采井网。由于三开裸眼段长达2115m,存在两套盐层和一高一低两套压力系统。通过先期堵漏来提高低 压层的抗破能力，满足下

15、部高密度钻井液安全钻穿盐层的要求。实践表明，影响* 177.8mm套管或 尾管固井质量的首要因素是环空间隙小，井径不规则。尽管相对于215.9mm钻头，1)241.3mm钻头 机械钻速可能稍低，但加大环空间隙是顺利下入2272m 4)177.8mm尾管、保证固井质量的根本举措。 此方案在文13-611井已证实可行。2. 2强化井控技术与管理濮深16井重点探文23盐盐间和盐下天然气储量、分布情况。以井控为中心的安全工作，是本 井施工屮重点。考虑到地层压力系数髙，设计钻井液密度1.85 g/cm3,预计钻井液密度将达到2.02 g/cm3,实际施工中，最高泥浆密度高达2. 15 g/cm：，o本井

16、井口装置、井控管汇全部采用i类井口， 三开后从上到下依次安装35-70万能、35-105双闸板、35-105四通、35-105单闸板、35-105 四通、35-105套管头防喷组合。配备fkq8007远控台、司钻控制台、液动节流控制箱，同时完善 井控工具和气体检测设备。加强井控管理，严格执行井控九项管理制度，认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针， 不断强化井控管理，立足一次井控，严防井喷失控。每班对井控装备和工具进行详细检查及时查找 问题、查找不足，对存在问题及时整改。在钻至复杂井段和钻开油气层前后，设双人坐岗，同时结 合使用液面自动报警器，一旦发生异常，便能及时采取措施。二开时就对井场周

17、|韦i 1000m范i韦i内的 注水井和注气井进行统计，提前联系停注、泻圧事宜。进入高压层前，严格按照规定储备足够数量 的重泥浆和重石粉。2. 3优化钻井工艺技术在穿盐层前，提前短起下拉井壁和预处理泥浆，使得氯根达到饱和。刚进盐层要试探钻进1个单 根，观察井下是否正常，密度是否合适。接单根速度要快，防止卡钻。每钻进2-3米上提钻具划眼, 每钻完一个单根必须至少划眼一次，井下不遇阻卡、扭矩正常，才可接单根。根据机械钻速调整钻 井参数，控制钻吋在10-15min/m内，各岗位要配合好，钻进过程中不得随便停泵。缩短短起下钻间 隔，80-100米短起一次，并要长短结合。短起下过程中如遇阻卡，应及时分析

18、原因，采取适当措施, 不得强提硬压。要维护好泥浆性能，根据井下情况及时调整密度，c1离子含量要达到饱和。在地层承压能力达不到本井段预期最高压力时，进行先期承压堵漏，提高裸眼段承压能力，防止 打开目的层或盐层后同一井眼漏喷同存。采用近平衡打开目的层和盐层，钻井液密度采取上限，并 根据井下情况及时调整。简化下部钻具结构，减少打开产层或高压盐水层后压井、堵漏或起钻过程 中堵水眼、拔活塞抽吸等不利因素。3高温高压钻井液技术表2给出了濮深16井分段钻井液的性能。下面将从八个方面详细讨论高温高压下的钻井液维护 与处理技术。表2濮深16井分段钻井液性能井段0-35()350-28002800-3179318

19、0-529552955440钻井液类型坂土浆低固相聚合物聚磺聚磺饱和盐水聚磺盐水钻井液性能d (g/cm5)1.03-1.071.05-1.301.38-1.521.73-2.151.45-1.49fv (s)30-3534-8064-7570-9075-60fl (ml)1067333384.0k (mm)0.5-0.50.5-0.3o.3-o.3o.3-o.3hthpfl (ml)10-2014pii8991212-1011-12gel (pa)0-1/2-42-4/1-22-3/461 -3/3-6pv (mpa.s)62420-3050 6853-32yp (pa)41614-1081

20、43-8mbt (g/1)60-5060-5020-301720vsand (%)0.30.30.30.3kf0.0437-0.05240.0437cl2000600005100056000170000180000700003. 1优选钻井液体系一开使用坂土浆；二开上部地层（3502200m）使用低固相聚合物钻井液；二开下部地层（2200 3180m）使用聚磺钻井液；三开使用聚磺饱和盐水钻井液；四开使用聚磺盐水钻井液。3. 2固相控制技术濮深16井自始至终把固相控制做为一项工作重点，全井用好四级固控。在二开大井眼井段， 四级固控设备全部正常运转，同时保持大分子絮凝剂含量0.20.3%,低密度固

21、含控制在5%左右。 屮深井段重点用好一、二、三级固控，振动筛布目数使用120目，运转时效保持100%；除砂器、除 泥器运转吋效保持90%以上；离心机阶段性使用。在用好固控设备的同时，充分发挥盐水钻井液体系及低滤失对地层粘土水化分散的抑制作用， 这对于控制低密度固含来意义重大。通过有效的固相控制，钻井液性能稳定、维护及处理容易，即 使密度2.15g/cm3以上时性能始终保持良好及稳定状态。3. 3高密度钻井液配制及维护高密度钻井液配制的关键是控制好坂土含量。该井三开前钻井液转化为聚磺饱和盐水，转化后 逐步加重至1.85g/cm3o转化时控制坂含在25g/l左右，处理剂配比：naoh、na2co3

22、s lv-cmc、psp、 phm、pft、pams900、slii、原油，按钻井液总量加量依次为：0.8%、0.2%、（）.5%、3%、3%、 2%、0.7%、0.5%、10%。加重剂选用优质重晶石粉，其密度要达到4.2g/cm3； nacl加量达到饱和。钻井液维护主要以smp2、phm、lp+配饱和盐水胶液维护为主，根据钻井液粘切高低调整 所配胶液浓度。维护时注意保持钻井液ph值在10-12之间。钻进至3629m遇高压气层，分析认为 气侵的主要由邻近注气站注气导致的。停止注气后，进出口依然不能平衡，依然有接近0.10 g/cm3 的密度差，分析认为高压气层受注气影响后形成圈蔽高压，且高压低

23、渗，圧力很难释放完。考虑到 密度的升高使井漏风险加大，决定不在上提钻井液密度。维持进口比重2. 03-2. 05 g/cm3,出口比重 保持在1.95-1.98 g/cm%气侵造成钻井液粘切上升，采用smt碱液降粘切，采取以smp-2. phm、 lp+饱和盐水胶液与smt碱液配合进行维护。至三开完，一直采取近平衡钻进。应用效果表明上 述处理剂表现出良好的抗盐抗温性，密度2.20g/cm温度182°c的情况下，钻井液性能稳定，流变 性良好，hthp失水控制在15ml左右。3.4穿巨厚盐层钻井液技术穿沙一盐主要以预处理为主，沙一盐前30m用lv-cmc.sl-ii等配胶液100n?对钻

24、井液预处理, 失水降至5ml、上调钻井液密度至1.20g/cm3,同时调整适当的粘切。处理后提高了钻井液抗盐污染 能力，可以满足钻穿沙一盐的需要。文23盐盐层厚、井段深、上覆地层压力大。钻该段盐层，除了保证含盐量饱和，还要将钻井液 密度提到位。钻进时用2.0g/cm3左右的密度，钻进及起下钻正常，但静止时间超过40h该密度不能 满足要求。三开钻穿文23盐后，电测完通井下至5200m遇阻，前后静止时间4（）h,遇阻点为盐层段, 提密度至2.20g/cn?后正常。另外，通过控制低滤失及适当的粘切也保证了盐层井段的稳定，api失 水控制在3.0ml、hthp失水控制在15ml左右、粘度90-120s

25、切力3/6pa左右。3. 5井眼稳定技术钻井液体系的选择对保证井眼稳定是十分重要的。聚磺饱和盐水钻井液体系可以有效抑制盐 溶、抑制泥页岩水化分散，适合该井钻穿大段盐岩层的施工。适当的钻井液密度对保证盐岩地层的 井眼稳定也是十分重要的。盐层具有塑性流动性，平衡压力不够易造成缩径。该井文23盐钻进时比 重保持在2.0g/cm3以上，若静止时间40h以上,则需要2.20g/cm3的密度。另外，控制失水3.5ml以 内、粘度保持90-120s,对保持井壁稳定也起到了良好的效果。3.6 c02污染后钻井液的处理技术沙二、沙三段存在不同程度的c0?污染，coa2 hco：含量最高分别达到16000mg/l

26、. 10000mg/lo 钻井液污染后表现流动性差、粘切高、ph值降低，smt及重珞酸钠处理效果不好。采hxcao处理， 效果较好。处理时采取按循环周用小水流从罐面上冲入，加量约2%-3%o处理的同时应注意调整ph 值，一般在10t1范围。3. 7防漏堵漏技术高密度产生高压差，易造成薄弱层漏失。防漏主要从调整合理的粘切及细化防漏操作两方面入 手。尽可能保持低粘切，使钻井液即能满足悬浮携带岩屑的要求，又具有较好的流变性，降低因泥 浆结构力过大引起压力激动过大。工程操作方面，如控制钻具下放速度，开泵避免过激，排量应由 小到大。沙三段遭遇高压层气侵后，不是一味的压稳,而是采取近平衡钻井，最大程度的防

27、止了漏失发生。 一旦发生漏失，采取静止堵漏或dsr堵漏。堵漏剂主要成分：dsr、核桃壳、蚌壳渣。沙三3段发生 两次井漏，钻至井深3520. 66m,发生井漏，只进不出。泵压由17mpa降至15mpa,漏失1. 5m3,立 即起钻。漏失时泥浆性能：1.97x80x4x0. 3x2. 5/4. 5x 11x0. 3%。采取狄塞尔堵漏方法，堵漏成 功。钻至井深3668m发生第二次井漏，当时进口密度1.98 g/cm3,出口密度1.94 g/cm3,漏失为只 进不出。立即起钻至套管鞋，关井静止16小时.套管鞋处循环未漏，下钻到底，排量由小至大循环未 漏,静止堵漏成功，恢复钻进。3. 8钻井液润滑及防卡

28、长裸眼段及高压差，易造成粘卡。钻井液润滑主要是混原油及添加防卡润滑剂cfk-i0原油含量 保持10%左右，cfk-i加量约1%。好的泥饼质量也是保证低磨阻的重要因素，中深井段控制低滤失, 尤其是井温超过180°c条件下保持15ml以内的高温高压滤失量，泥饼薄而致密，阳离子氧化沥青pft 的加入提高了泥饼的致密性、柔韧性及润滑性，加量3%左右。该井的施工显示钻井液润滑性能良好, 泥饼粘附系数控制在0.04370.0524之|'可，井下磨阻很小，三开段井下磨阻不超过10kn,四开段磨 阻在5kn以内。每钻进100m短起下清砂一次，保持井眼畅通及清洁；搞好泥浆净化，含砂量控制在0.

29、3%以内； 减少停泵时钻具在井底停留时间；盐层段钻进重点防盐层缩径卡钻，每钻2-3m和一个单根都需划眼, 上提下放正常后再继续钻进，否则应及时上调钻井液密度，钻时快时应控制钻速。4双靶井眼轨迹控制技术本井实际最大井斜16.53° ,井底位移643.42m,两靶相距井段1591m,稳斜段长，且两个靶方 位相差29.6° ,井眼轨迹控制难度大。根据木井的实际情况，决定提前定向，有效的解决了两个靶 不在同一方位上的问题。并制定出了严格的技术措施和施工技术指令。4.1上部井眼防斜打快技术上部直井段充分利用高压喷射钻井，采用合理的钻井参数，加快钻井速度，有效的控制井斜， 确保上部打直

30、。钻具组合为：4>660.4mmbit (skw121) +4)2o3mmdcx3 根 +177.8mmdcx6 根+ 4)127mmdp； 4)444.5mmbit(wlll) + 4)228.6mmdcx3 根+ 4)203.2mmndcx 1 根+ 4)203.2mmdc x5 根+<!)177.8mmdcx9 根+4)127mmdp。(1)444.5mm 钻头钻至井深 1460m 井斜只有 0.4°。4. 2第i靶井眼轨迹控制技术为了解决两个靶不在同一方位上的问题,1489m处提前定向。利用无线随钻控制井斜在2.0-2.50 之间，方位靠近两个靶设计线。钻具组合为

31、：(14603179.75m) ”330mmpdc (gp535e)+"244mm 1。双扶螺杆 +4>203.2mmndcxl 根 + 4)203.2mmdc x5 根+ 4)177.8mmdcx6 根 +4)127mmdp。稳斜段及时加强跟踪测斜，绘制井眼轨迹图，根据井底位移情况调整井斜、方位。较小的井斜 有利于二开大井眼的钻进和完井作业，而合适的位移、方位又有利于三开后的增斜和井眼轨迹的控 制。同时，又为下部施工降低了难度，缩短了定向时间。4. 2第i i靶井眼轨迹控制技术由于上部井身质量控制的比较好，3179m屮完时第i靶已确保能屮靶，对第ii靶方位、位移都 正好合适，

32、这给下步施工提供了很大的便利。三开后，采用单弯双扶稳斜。钻具组合为：* 241.3mmpdc+<i)185 1。双扶螺杆 + g203.2mmndcx 1 根 + 4)203.2mmdc x2 根+177.8mmdcx6根+4)127mmdpo钻至至3520米，稳斜效果很好，井斜一直保持在2.3° -3.5° ,方位在300° - 318° 之间。增斜、稳斜钻进钻具组合(3520-5295m)为:”241.3mmpdc+(1> 177.8mm 短 dcx (1 -3m) + “ 240mm 扶 +2177.8mmdcx6 根+ 2 127mm

33、dp。通过调整短钻铤的长度来调整井斜，先使用1米短钻艇增斜钻进，钻至井深4170m井斜增至 22.33° ,方位,326.84°后，使用2、3米短钻铤稳斜钻进至5263m，顺利中靶,从而避免了在三开 盐层段定向，使井眼轨迹更加的平滑，保证了井下安全，加快了钻井速度，又解决了高密度、高温 度条件下定向困难的问题。同时，节约了随钻费用，大幅度提高了机械钻速。5高温高压固井技术5. 1超长技术套管入井技术本井二开0273.05mm技术套管设计下深3175m,这在油出以往的施工中是从来没有过的。套管 浮重2110kn,钻机和井架负荷极大(井架最大安全负荷2700kn)o通过认真计算套管重量、改善泥 浆润滑性能、降低井下摩阻等一系列行z有效的办法，克服了悬重大，井架负荷重这一难题。经过 27小时连续不间断的紧张施工，顺利下入0273.05mm技术套管至设计井深3175.59m。5. 2 7尾管固井固井技术7尾管固井是解决深井、超深井固井技术难题的一种最佳方法。这层7”尾管既是技术套管又 是产层套管，要封隔1.2千米的巨厚复合盐层和沙三中的产层。套管的安全下入和高温高压下如