冀東油田人工端島大位移井鉆井完井技術(shù)

王 波，王 旭，邢志謙，苑宗領(lǐng)，李士杰

(1.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第五鉆井工程分公司，河北河間 062465；2.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第一錄井分公司，天津 300280)

冀東油田的開采受灘海地域所限，大位移井成為增大人工端島控制面積的重要途徑，而且人工端島大位移井可以很好地開發(fā)海上油氣田，解決海底油氣開發(fā)的復(fù)雜問題，相比于海上平臺，海油陸采能減輕環(huán)保負(fù)擔(dān)，也能大幅降低開發(fā)成本，提高經(jīng)濟效益[1-3]。

2011年前，冀東油田所鉆大位移井的最大水平位移約為3 000.00 m，無水平位移超過3 500.00 m的大位移井。通過對大位移井的扭矩、井眼清潔、井壁穩(wěn)定、潤滑防塌等問題進行研究，取得了一定成果，但因摩阻扭矩大、井眼不清潔和井壁垮塌等問題造成的井下故障還時有發(fā)生，因此總體效果不太理想。為此，開展了水平位移3 500.00 m以上大位移井鉆井完井技術(shù)研究，從大位移井鉆井負(fù)荷大、扭矩大、泵壓高、井眼穩(wěn)定性差、井眼清潔困難、滑動定向托壓、潤滑防卡、套管下入困難等方面的問題入手，通過理論研究、推廣應(yīng)用新技術(shù)新工具，解決了系列技術(shù)難點，逐步形成了井眼清潔、降摩減扭、井壁穩(wěn)定、防漏堵漏、潤滑防卡和套管安全下入等技術(shù)，完善了水平位移3 500.00 m以上大位移井的鉆井施工方案及配套技術(shù)，并具備了鉆水平位移4 500.00 m以上超大位移井的能力。

1 大位移井鉆井完井技術(shù)難點

冀東油田人工端島大位移井鉆井完井存在以下技術(shù)難點：

1) 大尺寸井眼環(huán)空返速低，井眼清潔困難，容易造成環(huán)空憋堵，發(fā)生井漏、井塌和卡鉆等井下故障。

2) 地層為非均質(zhì)地層，裂縫比較發(fā)育、斷層多，極易發(fā)生漏失。

3) 館陶組玄武巖地層、東營組東二段和沙河街組的泥巖地層可鉆性差，易垮塌。

4)φ311.1和φ215.9 mm井段鉆進摩阻扭矩大、泵壓高，井眼清潔難度大，且容易發(fā)生鉆具故障；長穩(wěn)斜段井眼軌跡控制困難，深部定向托壓問題突出；大斜度井、大位移井容易形成巖屑床。

5) 套管下入深，外徑大，環(huán)空間隙小，套管下入困難。

2 鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)

為鉆進水平位移3 500.00 m以上大位移井，采用了70DB鉆機，引進了90 kN·m頂驅(qū)；為滿足高泵壓大排量要求，采用了F-2200HL鉆井泵和52 MPa高壓管線；為滿足施工過程中大扭矩、大排量和高泵壓等要求，采用了φ127.0 mm、S135鋼級、內(nèi)平外加厚NC52扣、大水眼、內(nèi)外加厚的非標(biāo)準(zhǔn)鉆具。

利用Landmark軟件,從優(yōu)化設(shè)計、摩阻扭矩、抗拉抗扭、井眼清潔、套管安全下入等方面進行了安全可行性分析，并結(jié)合實際情況優(yōu)化鉆井技術(shù)措施，確保鉆井施工安全。

2.1 降摩減扭技術(shù)

降低摩阻、減小扭矩的基本原理為：在斜井眼中,鉆井摩阻為鉆具在套管段的運動摩阻與在裸眼段的運動摩阻之和,而摩阻是鉆具對井壁法向壓力與井壁摩阻因數(shù)的乘積。摩阻隨井斜角和摩擦因數(shù)增大而增大。降低摩阻可以通過減小套管摩擦因數(shù)、裸眼摩擦因數(shù)、減小鉆具與裸眼的接觸面積、減小鉆柱對井壁的正向壓力以及通過減小液柱壓差的方法得以實現(xiàn)。具體技術(shù)措施為：

1) 應(yīng)用降摩減扭接頭。建議在造斜段每柱鉆柱加裝1只降摩減扭接頭、穩(wěn)斜段每3柱加裝1只降摩減扭接頭，加裝數(shù)量根據(jù)井眼軌跡和井身結(jié)構(gòu)而定。

2) 斜井段保持良好的鉆井液性能，動塑比須達到0.5以上。薄韌而光滑的濾餅、井眼穩(wěn)定、井眼清潔是潤滑防卡的前提，采用原油、極壓潤滑劑等化學(xué)潤滑和塑料小球等物理潤滑相結(jié)合的方法實現(xiàn)潤滑防卡。

3) 采取大排量、稠段塞、劃眼和短起下鉆等措施，保證井眼清潔和井眼軌跡圓滑，降低摩阻。

4) 優(yōu)化井眼軌道，采用“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增”或“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—水平”式井眼軌道。

2.2 鉆井液性能優(yōu)化

選用氯化鉀抗高溫成膜封堵鉆井液[4-7]，并對其性能進行優(yōu)化，具體優(yōu)化措施為：

1) 提高潤滑性能。采用原油、固體潤滑劑和液體潤滑劑復(fù)合潤滑方案，提高潤滑防卡能力，保持摩阻系數(shù)低于0.06。

2) 降低濾失。引入高效降濾失劑、抗鹽抗鈣抗溫降濾失劑等，以有效降低高溫高壓濾失量；引入固壁劑HGW，增強井眼穩(wěn)定能力。

3) 增強封堵能力。引入高效防塌劑FT-3000、膠束封堵劑、聚醚HSM封堵劑、軟化點與地層相匹配的氧化瀝青等封堵劑，實現(xiàn)快速高效封堵，減少鉆井液濾液進入地層的量，阻斷井筒壓力向地層內(nèi)傳遞，保持較高的正壓差。

4) 加強固相控制。加強振動篩、旋流器、離心機的使用，振動篩選用正方形篩孔的雙層篩網(wǎng)，篩網(wǎng)要求在200目以上。

2.3 井眼穩(wěn)定技術(shù)

鉆井前,地下巖層處于應(yīng)力平衡狀態(tài)；鉆井時，井眼中的液柱壓力取代了所鉆巖層對井壁的支撐,破壞了地層原有應(yīng)力平衡,引起地層周圍應(yīng)力重新分布。新的應(yīng)力平衡受各種因素的影響,如時間、鉆井液化學(xué)性能、地層巖石力學(xué)性能等。因此,井眼失穩(wěn)問題既是力學(xué)問題,也是化學(xué)問題。

1) 井眼軌道優(yōu)化。在構(gòu)造應(yīng)力區(qū),應(yīng)將井眼選在適當(dāng)?shù)姆轿簧?使井眼沿最小主應(yīng)力方向傾斜(或者說盡可能垂直于最大主應(yīng)力方向)，定向井段盡量避開易垮易塌地層。

2) 鉆進玄武巖地層之前，加入足量超低滲材料及抑制劑，提高鉆井液的封堵性能，降低濾失量，將API濾失量控制在3～5 mL，以保證玄武巖地層的井眼穩(wěn)定。選擇合理的鉆井液密度(不低于1.22 kg/L)，在不發(fā)生漏失的前提下可保持在1.25 kg/L以上，以有利于玄武巖地層的穩(wěn)定。

3) 鉆進東營組東二段、沙河街組的泥巖地層時應(yīng)降低鉆井液濾失量，提高鉆井液的抑制性。合理使用降濾失劑，使鉆井液API濾失量不大于4 mL，高溫高壓濾失量不大于12 mL。引進先進的防塌技術(shù)和HGW化學(xué)固壁劑、HSM膠束封堵劑、陽離子瀝青粉等，提高鉆井液的封堵防塌能力。

2.4 井眼清潔技術(shù)

1) 采用高泵壓、大排量循環(huán)。保證具有較高的鉆井液上返速度，同時使用較高的頂驅(qū)轉(zhuǎn)速，以起到攪動鉆井液的作用，從而提高攜巖效率。為了保證大位移井的施工安全，利用Landmark軟件模擬每口井不同尺寸井眼的最低循環(huán)排量，為實際操作提供理論根據(jù)。

2) 加強劃眼和短起下鉆。每鉆進1柱進行倒劃眼和正劃眼1次，每鉆進10柱進行1次短起下鉆，以破壞井壁上的虛濾餅和清除吸附在虛濾餅上的有害固相。

3) 調(diào)整鉆井液的流變性。鉆井液的動塑比要達到0.5以上，提高φ3和φ6的讀數(shù)，提高鉆井液的攜巖能力。

4) 每鉆進200～300 m，采取稀、稠塞或攜巖劑洗井等方法提高井眼清潔效果，破壞巖屑床，保證井眼暢通。

5) 利用巖屑床破壞器破壞巖屑床。一般在距離鉆頭200 m處開始加裝巖屑床破壞器，每100～120 m加裝1根巖屑床破壞器，一般加裝6根(實際加裝數(shù)量根據(jù)井眼情況而定)。

6) 對井底循環(huán)當(dāng)量密度進行監(jiān)測，當(dāng)壓力系數(shù)增加0.01～0.02時，采取循環(huán)、稠漿攜砂、大排量循環(huán)和短起下鉆等措施，待壓力系數(shù)降至正常數(shù)值后方可進行下一步施工。

2.5 防漏技術(shù)

1) 嚴(yán)格執(zhí)行井眼清潔措施，降低鉆井液當(dāng)量循環(huán)密度，防止漏失。

2) 強化鉆井液的造壁性、封堵性，提高地層承壓能力。進入易漏層前，適當(dāng)加入超細碳酸鈣和單向壓力封閉劑，以提高地層承壓能力，主動防漏；進入易垮塌地層前，控制高溫高壓濾失量，添加高效防塌劑、抑制劑，以確保井眼穩(wěn)定。

3) 嚴(yán)格執(zhí)行工程技術(shù)措施，以防止發(fā)生漏失：a)每鉆完1個單根或1個立柱后，采用正倒劃眼修整井壁，接立柱時晚停泵、早開泵，延長循環(huán)時間，降低鉆井液中的鉆屑濃度；b)進入易漏層、斷層前50.00 m，采取短起下鉆、大排量循環(huán)清潔井眼，低排量鉆進等防漏技術(shù)措施；c)嚴(yán)格控制起下鉆速度，防止激動壓力、抽汲壓力過大造成井漏或井塌，中途、到井底開泵原則是小排量開泵，待環(huán)空高黏切鉆井液全部返出井口后再逐步增大排量，防止環(huán)空壓力過大或憋堵造成井漏。

2.6 鉆具故障預(yù)防技術(shù)

鉆具安全“四要素”為：選型、地面保護、井下規(guī)范使用和特殊工況下的使用。

1) 根據(jù)軟件分析結(jié)果，優(yōu)選S135鋼級、內(nèi)平外加厚NC52扣、大水眼、內(nèi)外加厚的非標(biāo)準(zhǔn)鉆具，以滿足施工要求。

2) 鉆具上下鉆臺時要對絲扣進行保護，防止損壞絲扣；使用優(yōu)質(zhì)絲扣油，做到絲扣干凈、絲扣油均勻涂抹，按照API標(biāo)準(zhǔn)扭矩上扣，避免出現(xiàn)錯扣、粘扣現(xiàn)象；定期探傷。

3) 嚴(yán)禁長時間定點轉(zhuǎn)動鉆具，鉆井速度非常低時，要勤活動鉆具；嚴(yán)禁出現(xiàn)頓鉆、猛提現(xiàn)象；每趟鉆都要錯扣起鉆，并倒換鉆具(按兩頭倒換及中間倒兩頭交替進行)；防止鉆具出現(xiàn)疲勞折斷、扭斷、拔斷、刺斷等問題。

4) 處理井下故障時，上提拉力及扭矩應(yīng)根據(jù)鉆具的尺寸、鋼級和等級等合理選擇。

2.7 套管安全下入技術(shù)

利用Landmark軟件分析下入φ244.5和φ177.8 mm套管時的安全性，優(yōu)化扶正器的數(shù)量和安放位置，以期為套管的安全下入提供保障。

2.7.1 井眼準(zhǔn)備

1) 通井鉆具組合：牙輪鉆頭+穩(wěn)定器+浮閥+鉆鋌×1柱+欠尺寸穩(wěn)定器+加重鉆桿+震擊器+加重鉆桿+鉆桿。

2) 遇阻劃眼，無遇阻現(xiàn)象后繼續(xù)下鉆。在起下鉆過程中，對阻卡點和井段采取上下活動鉆柱,反復(fù)刮拉井壁、劃眼(盡量不要倒劃眼)等措施,充分修整井眼，直至起下鉆正常，井眼暢通。

3) 控制下放速度(0.5 m/s以內(nèi))和開泵速度，防止壓力激動憋漏地層，中途循環(huán)時避開復(fù)雜井段，避免出現(xiàn)井下復(fù)雜情況，返出正常后排量逐漸加大至固井所要求的排量，并至少循環(huán)2周，采用短起下鉆與“稠漿+攜巖劑”配合的方法清潔井眼。起鉆時控制起鉆速度，遇卡井段劃眼正常后，重新通井到底。

4) 打封閉漿。封閉漿的配方為實鉆鉆井液+1%液體極壓潤滑劑+2%石墨+2%原油+2%抗高溫降濾失劑+2%防塌封堵劑。

2.7.2 下套管措施

1) 通過軟件優(yōu)化套管扶正器安放方案。一般情況下，大斜度油層段每3根套管加裝2個彈性扶正器和1個剛性扶正器；大斜度非油層段每2根套管加裝1個彈性扶正器；小斜度非油層段每3～4根套管加裝1個彈性扶正器。扶正器加量過多會造成下套管中途遇阻、遇卡或到底后開泵困難、憋漏地層。

2) 油層套管出技術(shù)套管前，循環(huán)調(diào)整鉆井液性能，降低鉆井液的切力，防止因鉆井液結(jié)構(gòu)力大造成憋壓而憋漏地層。

3) 操作要平穩(wěn)，嚴(yán)格控制套管下放速度小于0.4 m/s，尤其是復(fù)雜井段，以上提為主，確保套管是自由下放的，防止發(fā)生卡套管故障；安排專人觀察返漿情況，如發(fā)現(xiàn)返漿量變小或不返漿，及時頂通并小排量循環(huán)，并注意小幅度活動套管，防止卡套管。

4) 連續(xù)往套管內(nèi)注鉆井液，每20根套管注滿一次。注鉆井液時活動套管，以防出現(xiàn)壓差卡鉆。

2.7.3 下套管后開泵防漏措施

下完套管后，先以5～10 L/s的排量頂通循環(huán)，根據(jù)泵壓及返漿情況逐步將排量提高至1/3正常循環(huán)排量進行循環(huán)，待環(huán)空稠漿全部頂替出井眼后根據(jù)泵壓逐漸提高排量，循環(huán)時密切注意泵壓變化，防止環(huán)空憋堵，大排量循環(huán)洗井一般不少于2周，調(diào)整好鉆井液性能，使其達到固井所要求的鉆井液性能。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 總體應(yīng)用情況

截至目前，冀東油田水平位移大于3 000.00 m的大位移井約30口。其中，水平位移大于4 000.00 m的有4口，其鉆井完井?dāng)?shù)據(jù)見表1。

表1冀東油田水平位移大于4000.00m的大位移井
鉆井完井?dāng)?shù)據(jù)

Table1Drillingandcompletiondataofextended-reachwellsinJidongOilfield

井號水平位移/m井深/m垂深/m井斜角/(°)方位角/(°)NP23-P20164 013.005 600.003 519.0093.22199.78NP13-X17024 101.015 630.003 388.7582.10213.32NP23-P20184 380.105 815.003 383.5778.51208.63NP13-17064 940.996 387.003 506.9487.35219.32

應(yīng)用冀東油田人工端島超大位移井鉆井完井技術(shù)后，水平位移大于4 000.00 m的4口井在鉆進過程中井下復(fù)雜情況得到有效控制，鉆井完井周期大幅縮短。下面以NP13-1706井為例，詳細介紹其應(yīng)用情況及效果。

3.2 在NP13-1706井的應(yīng)用

NP13-1706井采用了“三增三穩(wěn)”井眼軌道，其井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

NP13-1706井三開、四開井段使用KCl成膜封堵鉆井液鉆進,配合使用高效極壓潤滑劑、防塌劑FT-3000、膠束封堵劑、聚醚HSM封堵劑和化學(xué)固壁劑，鉆進過程中井眼穩(wěn)定，扭矩和拉力正常且比預(yù)測值小，未發(fā)生井下故障，基本解決了定向托壓問題，定向難度降低，滑動鉆進時間明顯縮短，機械鉆速大幅度提高。利用當(dāng)量循環(huán)密度指數(shù)法，采取大排量、重稠塞、劃眼、短起下鉆和安裝巖屑床破壞器等措施清潔井眼，鉆屑返砂計量盒計量巖屑返出量達到了90%以上，防止了巖屑床的形成；合理安裝降摩減扭接箍，使用后扭矩得到控制，與預(yù)測值相比有明顯減小，通過試壓和多壁井徑測量驗證，φ244.5和φ177.8 mm套管得到有效保護；鉆井過程中嚴(yán)格執(zhí)行防漏技術(shù)措施，該井未發(fā)生漏失；采取套管安全下入措施，保證了套管的安全下入。

圖1 NP13-1706井井身結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Casing program of Well Nanpu 13-1706

總之，該井鉆井過程中摩阻扭矩、大鉤載荷均比預(yù)測值小，未發(fā)生因井壁垮塌、井眼不清潔或巖屑床造成的井下故障，起下鉆正常，套管順利下至設(shè)計位置，而且創(chuàng)造了冀東油田井眼最深、φ177.8 mm尾管下入最深和國內(nèi)陸上油田水平位移最大3項紀(jì)錄。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1) 基于冀東油田人工端島大位移井鉆井完井技術(shù)難點的分析，采用Landmark軟件優(yōu)化了井身剖面和鉆井參數(shù)，結(jié)合當(dāng)量循環(huán)密度指數(shù)變化，采取大排量、重稠塞、劃眼、短程起下鉆和通井等措施，保證了大位移井的井眼清潔。

2) 采用氯化鉀抗高溫成膜封堵鉆井液，引用高效極壓潤滑劑、防塌劑FT-3000、膠束封堵劑、聚醚HSM封堵劑等鉆井液添加劑，提高了鉆井液的攜巖能力、潤滑性和封堵防塌性，基本解決了井壁垮塌和定向托壓的問題。

3) 從扭矩和出口返砂情況來看，巖屑床破壞器能夠很好地破壞巖屑床，減輕巖屑床的形成；合理安裝降摩減扭接頭可有效減小扭矩，保護套管。

4) 通過采取套管安全下入技術(shù)措施，形成了合理的下套管方案，保障了套管的安全下入。