南17叢式井組鉆井實踐與認(rèn)識

（勝利石油工程有限公司渤海鉆井總公司鉆井一公司，山東東營257237）

王廣書*，姚良秀，張高峰

1 概述

南17叢式井組是孤島油區(qū)11口生產(chǎn)井組成，平均井深為1566m。其構(gòu)造位于濟陽坳陷沾化凹陷孤島披覆背斜構(gòu)造南區(qū)渤72中一區(qū)南部，其施工將提高南區(qū)渤72中一區(qū)南Ng1+2斷塊稠油剩余油富集區(qū)動用程度，增加可采儲量，提高整體采收率。該井組是“鉆井液不落地集中固化處理工藝”勝利油田項目的試點工程。

2 鉆井施工難點

（1）叢式井組井?dāng)?shù)多，造斜點淺。

（2）井口間距小，鄰井之間套管磁性嚴(yán)重干擾，井眼軌跡控制難度大，防碰和繞障問題突出。表1為部分周邊鄰井及同臺新井的防碰掃描數(shù)據(jù)。

表1 防碰掃描結(jié)果簡表

（3）全井段配漿開鉆，二開井段鉆遇較厚泥巖夾層，井徑擴大率小造成起下鉆遇阻遇卡，易發(fā)生鉆頭泥包。表2為鉆頭泥包時鉆時數(shù)據(jù)統(tǒng)計。

表2 鉆頭泥包井段鉆時數(shù)據(jù)

（4）南17叢式井組位于農(nóng)田灌溉神仙溝水渠邊，距城鎮(zhèn)人口約6萬的孤島鎮(zhèn)2km，井場周圍是農(nóng)田耕地，完井后要求恢復(fù)地貌，因而地理位置和環(huán)境特殊，環(huán)保要求程度高。

3 鉆井技術(shù)對策

（1）該井組11口定向井，均選用“直—增—穩(wěn)”三段制剖面設(shè)計[1]，井口呈“一”字形排列，各井眼方位成放射狀分布，盡量加大地面井距以減少叢式井井眼相碰概率[2]。實際施工中，為確保直井段防碰工作，同臺第二口井與上口井一開井深錯開，因此多打或少打10m。定向過程中每打完一單根測斜一次，每測一點都要及時掃描正鉆井與鄰井的空間距離，預(yù)測出井眼軌跡的發(fā)展趨勢，提前做好防碰繞障的準(zhǔn)備。

（2）一開鉆進過程中采用小“塔式鉆具”結(jié)構(gòu)，輕壓吊打，防斜打直。

（3）根據(jù)各井的目標(biāo)方位、位移以及對鄰井進行防碰掃描，通過調(diào)整造斜點、造斜率等措施合理安排鉆井順序，避免井眼交叉施工。

（4）鉆頭防泥包原因：一是地質(zhì)因素：上部地層不成巖的軟泥巖極易粘附于鉆頭表面；砂巖地層鉆速快，環(huán)空巖屑含量高，易形成虛厚泥餅，兩者均容易造成下鉆泥包。二是工程因素：排量不足，不能有效地清潔井底和鉆頭，巖屑不能及時有效地攜帶出來；操作不當(dāng)，下鉆速度過快，遇阻時強壓，井壁上的泥餅和鉆屑堵塞水眼和流道，壓實后造成泥包。三是鉆井液因素：鉆井液體系潤濕性差[3]，鉆頭表面無法形成有效保護膜，劣質(zhì)固相易被吸附；鉆井液體系塑性粘度和動切力過高[4]，流變性能惡化，巖屑難以攜帶并清除，巖屑下沉?xí)r，被高速旋轉(zhuǎn)的鉆具粘附在井壁上，形成較厚的泥餅，形成泥包鉆頭。

發(fā)生鉆頭泥包時及時停止鉆進，提高泵沖，增大排量，加強水力沖洗效果，及時在鉆井液中加入處理劑調(diào)節(jié)體系性能，上提鉆具使鉆頭離開井底，提高轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速增大離心力使泥塊甩出，并上下大幅度活動鉆具，反復(fù)數(shù)次，最終解除泥包。

（5）針對該地區(qū)的地理位置和生態(tài)環(huán)境，為了適應(yīng)油田可持續(xù)發(fā)展的需要，節(jié)約鉆井使用場地面積，鉆井?dāng)?shù)量高度集中，按照“井工廠”模式施工，同時采用“鉆井液不落地集中固化處理”技術(shù)，從根本上消除了對周圍環(huán)境的污染，確保井場在完井后能夠完全恢復(fù)地貌。

4 分段鉆井施工技術(shù)

4.1 一開鉆井技術(shù)

該井組上部直井的井斜控制非常重要,直接影響施工難度和下部井身軌跡的控制，應(yīng)嚴(yán)格控制井斜。

一開鉆具結(jié)構(gòu)：?346.1mmSKG124+?177.8mm無磁鉆鋌+?177.8mm鉆鋌5根+?127mm加重鉆桿5柱+?127mm鉆桿。一開鉆進過程中采用小“塔式鉆具”結(jié)構(gòu)，施工中采用可以數(shù)字調(diào)控的轉(zhuǎn)盤控制，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)數(shù)控制在90r/m in，加小鉆壓4～6t輕壓吊打，確保一開打直。一開完鉆要投多點測斜，檢測井身質(zhì)量。統(tǒng)計6口已完鉆井一開直井段最大井斜平均值為0.42°，達到了一開直井段防斜打直的技術(shù)要求，為二開定向鉆進打下良好的基礎(chǔ)。

4.2 二開定向段鉆井技術(shù)

表3 一開最大井斜統(tǒng)計

二開下入動力鉆具，采用“一趟鉆”技術(shù)，減少了起下鉆時間，縮短了鉆井周期。二開鉆具結(jié)構(gòu)：?241.3mmHAT 127+?197mm動力鉆具+?158.8mm無磁鉆鋌+?127mm加重鉆桿1柱+?238mm偏心擴眼器+?127mm加重鉆桿7柱+?127mm鉆桿，鉆井參數(shù)：鉆壓8～12t，排量：32～35L/s，泵壓：15～17MPa，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速：75r/m in。根據(jù)南17區(qū)塊的自然造斜特征，采取相應(yīng)的軌跡控制措施，合理選擇各井段鉆井參數(shù)，達到對軌跡的準(zhǔn)確控制，確保中靶且不對鄰井的防碰構(gòu)成威脅。

該井組平均造斜點井深624m，在造斜點前30～40m開始預(yù)定向，為下步復(fù)合鉆進留足余量。通過優(yōu)選鉆具組合，加入?238mm偏心擴眼器，確保起下鉆井眼暢通，擴大下部井眼直徑，降低電測及下套管作業(yè)風(fēng)險。?238mm偏心擴眼器可接到鉆柱中實現(xiàn)隨鉆微擴眼。偏心擴眼器具有上、下兩組螺旋擴眼刀翼，下刀翼組在鉆進期間的隨鉆擴眼或下鉆過程中的正劃眼，上刀翼組在起鉆過程中的倒劃眼。偏心擴眼器的主要作用是降低定向井中的狗腿嚴(yán)重度，清除井下的微狗腿、小臺階，在膨脹性強的軟泥巖層井段擴出直徑253mm，略微大于鉆頭理論直徑（241.3mm）的井眼，井徑擴大率4.85%，為可減少常規(guī)鉆井過程中的劃眼作業(yè)時間，并確保起下鉆、電測、下套管等作業(yè)安全順利。此外，該工具也具有清除定向井中巖屑床的作用。

5 鉆井液技術(shù)

5.1 分段鉆井液工藝

5.1.1 一開鉆井液施工

開鉆前，采用清水稀釋法和固控設(shè)備法清除回收鉆井液的有害固相，調(diào)整鉆井液的粘度35s、密度1.10g/cm3。在鉆進時，使用好固控設(shè)備，保持鉆井液的性能無大幅度變化，一開鉆完后大排量循環(huán)干凈，搞短起下鉆10柱，使用30m3粘度60s封井液封井起鉆下表層套管。

5.1.2 二開鉆井液施工

二開鉆井液配方：4%～6%膨潤土+0.5%～1%PAM+2%FTJN+1%銨鹽+1%燒堿+5%原油，二開整改期間，采用清水稀釋法和固控設(shè)備法清除地面鉆井液的劣質(zhì)固相，調(diào)整鉆井液性能至粘度＜30s，密度＜1.10g/cm3。

南17井組定向點淺，二開直接下入動力鉆具開鉆，開鉆后迅速提高干粉含量至0.5%，使用好固控設(shè)備，第一次處理前保持基漿性能密度＜1.13g/cm3，粘度35s。在定向點前50m處理鉆井液，加入2t FTJN、1t銨鹽、0.5t燒堿，處理完成后，鉆井液的性能為：粘度35～38s,密度1.10～1.13g/cm3，中壓失水10m L，靜切力2/5Pa,pH值8.5，動切力5Pa，塑性粘度10mPa·s。處理完成后，及時加入6t原油，降低鉆井液的摩擦系數(shù)。

5.1.3 鉆井液維護處理措施

（1）該區(qū)塊在1200m左右有淺氣層，在1100m處理一次鉆井液，加入2tFTJN、1t銨鹽、0.5t燒堿，使鉆井液性能達到粘度38～40s，密度1.13～1.15g/cm3，中壓失水5m L，靜切力3/7Pa，pH值9，動切力8Pa，塑性粘度16mPa·s。鉆井液處理后，提高密度至1.25g/cm3。

（2）由于該井組全井段小循環(huán)鉆進，井眼的擴大率小，每鉆進150～200m搞一次短起下鉆，長短結(jié)合，確保井眼清潔和暢通。

（3）完鉆后，調(diào)整鉆井液性能為粘度45s，密度1.25g/cm3，中壓失水4m L，靜切力3/10Pa，pH值10，動切力10 Pa，塑性粘度20mPa·s。若短起下鉆無遇阻卡現(xiàn)象，起鉆后電測；若短起下鉆有遇阻卡現(xiàn)象，通井后用0.5t潤滑劑配制80s封井液封住造斜點以下井段進行電測。

5.2“鉆井液不落地”集中固化處理技術(shù)

鉆井施工中所采用的傳統(tǒng)挖地面大循環(huán)池存在浪費土地資源，鉆井液無法循環(huán)再利用，無法從根本上消除環(huán)境污染等問題[3]，因此從源頭上控制鉆井液污染，達到循環(huán)再利用，實現(xiàn)井場清潔化生產(chǎn)的“綠色鉆井”已成為今后發(fā)展的主旋律?！般@井液不落地集中固化處理”新工藝有效解決了這一問題，南17叢式井組采用鉆井新工藝真正實現(xiàn)了對周圍環(huán)境的“零污染”。

“鉆井液不落地集中固化處理”工藝流程：全井采用小循環(huán)，鉆井液經(jīng)振動篩、除砂器、除泥器、離心機四級分離后，廢棄鉆井液及巖屑進入鉆井液不落地沉砂罐，廢棄巖屑在重力作用下自然沉降，沉砂罐之間留有溢流口，多余鉆井液經(jīng)溢流口回流至循環(huán)罐，重新用于鉆井，沉沙罐里的巖屑用密封槽車運至固化場集中處理，實現(xiàn)了鉆井液的不落地循環(huán)處理，從根本上消除了廢棄鉆井液對環(huán)境的污染隱患。同時，為了最大限度地減少廢液污染，完井固井后鉆井液全部回收、儲存到地面4個儲備罐，再添加處理劑后補充到下一口井的循環(huán)鉆井液中，這樣大大減少了下口井的鉆井液配置量，也減少了鉆井液廢液的產(chǎn)生，實現(xiàn)了鉆井液的重復(fù)利用。

為保障“鉆井液不落地”集中固化處理技術(shù)的順利實施，施工的南17叢式井組的鉆井隊四級凈化設(shè)備配備齊全，同時還配備20m3膠液罐、80m3/h處理量的離心機和5個40m3循環(huán)罐、4個35m3鉆井液儲備罐和2個40m3重泥漿儲備罐。

6 南17叢式井組實鉆效果

6.1 鉆井液處理劑和潤滑劑費用對比

南17叢式井組鉆井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計如表4所示。

表4 南17叢式井組鉆井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計表

從表4可以看出，該井組后期機械鉆速明顯高于前期。前5口井平均機械鉆速為28.28m/h，后6口井的平均機械鉆速30.47m/h，鉆井周期從第一、二口井的6.5d減少到4.5d。機械鉆速的提高和鉆井周期的縮短得益于鉆井技術(shù)應(yīng)用和鉆井液處理技術(shù)的逐漸成熟。

表5 南17叢式井組鉆井液處理劑費用統(tǒng)計表

從表5可以看出，南17井組第一口井每米費用高于后期10口井，主要原因是第一口井“鉆井液不落地”工藝還不成熟，井眼清潔不夠，出現(xiàn)了起下鉆遇阻卡等復(fù)雜情況。后期的10口井，均使用了上口井回收的鉆井液，減少了處理劑和原油的消耗，鉆井液處理劑和原油每米費用逐漸減少。

6.2 南17叢式井組經(jīng)濟效益評價

統(tǒng)計孤島南字號井以前鉆井液處理劑和原油每米費用約為：108.25元/m。南17井組11口井總進尺16355m，鉆井液處理劑和原油費用節(jié)約：16355m×（108.25-72.21）元/m=589434.2元≈59萬元。每口井完井后處理地面大循環(huán)池和恢復(fù)地貌費用約為20萬元，而南17井組11口井叢式井恢復(fù)地貌費用為30萬元，安全環(huán)?；謴?fù)地貌費用節(jié)約：20×11-30＝190（萬元）。以上累計費用節(jié)約為59+190＝249（萬元），其經(jīng)濟效益非常明顯，而其直接和間接社會效益是無法進行估計。

2013年下半年孤島油區(qū)在孤島鎮(zhèn)又部署了3個叢式井組，每個叢式井組鉆井?dāng)?shù)量是7～10口井，均采用“鉆井液不落地集中固化處理工藝”技術(shù)。

7 結(jié)論

（1）南17叢式井組直井段采用相同的鉆具結(jié)構(gòu)和工藝參數(shù)，以產(chǎn)生相同的井斜效果，有效避免了井眼相碰。

（2）全井段采用小循環(huán)，通過使用偏心擴眼器，使井眼擴大率保持在10%以內(nèi)，提高鉆井速度，也為后期優(yōu)質(zhì)完井打下堅實的基礎(chǔ)。

（3）“鉆井液不落地”工藝技術(shù)適用范圍廣、應(yīng)用推廣價值高，叢式井組，環(huán)保壓力大、周邊農(nóng)業(yè)基礎(chǔ)設(shè)施多、作業(yè)場地受限等因素的油井、海灘井、海油陸采井、人工島嶼井，均可采用，具有良好的經(jīng)濟效益和環(huán)境效益。

（4）該工藝能夠有效地發(fā)揮固控設(shè)備的作用，使鉆井液能夠回收利用，節(jié)約鉆井液成本，減少環(huán)保壓力，減少環(huán)境污染，真正實現(xiàn)“綠色”鉆井。

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