超高井斜水平井钻井技术在复杂断块油田的应用

2019-06-03刘智勤王小龙任冠龙

承德石油高等专科学校学报 2019年2期

彭巍，刘智勤，王小龙，徐超，任冠龙

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江 524057)

涠洲w油田位于南海西部海域的北部湾盆地，储层段断层交错，地应力复杂，非均质性强，属于典型的复杂断块油田[1]。其主力D储层被3条断层分隔，砂体厚度不足5 m，预计逆地层倾角高达8°～10°，设计完钻井斜高达100°左右，且地质部门要求水平井段贯穿3个断块储层，尽可能动用3个断块的储量，因此，钻井过程中可能遭遇井壁失稳、井漏、储层伤害、储层钻遇落空等问题。针对涠洲w油田的复杂地质条件及衍生的钻井作业难题，参考国内外水平井作业经验，通过优选造斜工具，优化钻头设计、底部钻具组合，优选钻井参数和钻井液体系等技术措施，保障了超高井斜水平井钻井作业在复杂断块油田的顺利实施，取得良好效益[2]。

1 作业难点分析

1)涠洲w油田主力D储层被3条断层分隔，油水关系复杂，砂体厚度不足5 m，预计逆地层倾角高达8°～10°，且存在不确定性；要求一个水平井段贯穿3个断块储层，井眼轨迹控制难度大，且存在极大的储层钻遇落空风险。

2)涠洲w油田主力D储层泥岩坍塌压力较高，超高井斜水平井段穿过多条断层落实并开发多个断块储层，作业过程中井漏、井壁失稳风险高。

3)超高井斜水平井段井眼清洁难度大，极易形成岩屑床，且高密度钻井液极易导致钻井压差过大伤害储层。

2 钻井技术措施

2.1 工具优选

2.1.1 造斜工具优选[3]

涠洲w油田地质情况复杂，主力D储层较薄，逆地层倾角高，且不确定性较大，设计井身结构最大井斜角为100°，造斜压力大，一旦工具造斜能力不足，很可能打穿砂层导致着陆失败。

考虑在砂层中高造斜率要求，推靠式造斜工具不合适，指向式高造斜工具可靠性更高。而PD-Xceed和PD-Archer均为指向式造斜工具，从现场作业经验来看，采用100%的力度作业，PD-Xceed的造斜率不足5°/30 m，而弯角为0.5°的PD-Archer造斜率大于6°/30 m，且PD-Archer弯角调整至0.9°时，100%力度下，理论造斜率可达13.5°/30 m，能够满足因地层发生变化(比设计垂深浅)或逆地层倾角变化带来的更高造斜率要求。因此，为确保能够满足设计井身结构高造斜率要求，同时留有充足的造斜余力应对地层变化，本技术优选高造斜率旋转导向工具PD-Archer(弯角调整至0.9°)。同时采用先进的地质探边工具Periscope，实时探明砂层边界和预测地层倾角走向，满足薄砂层轨迹精确控制要求。

2.1.2 优化钻头设计[4-6]

钻头与导向工具的配伍性是决定造斜能力及优快钻进的关键因素。本技术要求钻头具有高稳定性、高造斜率、快钻时、耐磨性好等特征。

考虑钻头长度越短造斜率越高，选取钻头长度为0.23 m；考虑钻头保径长度越长，耐磨性越好，但造斜率越低，通过软件模拟，在保证高造斜率的同时兼具高耐磨性的长度为63.5 mm，优化钻头冠部形状，使其平坦，减小侧向接触面积，增加侧向力，从而提高造斜率；为确保钻头攻击性，选择19 mm的切削齿；为兼具高攻击性及稳定性，选择5刀翼钻头。

综合考虑与造斜工具PD Archer配合度情况，优选Mi519LMHBPX。Mi519LMHBPX钻头采用5刀翼设计，总布齿29个(面部19个×19 mm，保径5个×16 mm，侧面切削齿5个×13 mm)，每个刀翼保径部分分布热稳定聚晶金刚石齿加强保径，刀翼上部布有PDC复合片倒划眼齿，钻头配有7个水眼，泄流面积496.8 mm2。钻头带倒角设计，降低工具面角，确保PD Archer工具面的精确控制，保证狗腿度。通过IDEAS软件对钻头、钻具组合及井身轨迹进行有限元分析，并结合地质信息整体模拟了该套钻具系统在井下的表现，模拟结果显示钻具稳定性、导向性、快速性及耐久性良好。

2.1.3 优化钻具组合[7-8]

1)旋转导向工具PD-Archer的造斜能力高，打钻时的局部狗腿度较大，为防止大狗腿度产生的应力疲劳破坏工具，底部钻具应该具有足够的挠性。因此对底部钻具组合进行了简化和优化，在PD-Archer上方增加挠性短节，减少钻具组合的大尺寸钻具，不使用加重钻杆、钻铤及扶正器，降低钻进时的摩阻，增加底部钻具挠性。

2)使用φ127.0 mm钻杆+φ149.2 mm钻杆的组合式钻杆。在φ215.9 mm裸眼中使用φ127.0 mm 钻杆，降低ECD，防止憋漏地层而导致地层不稳定，同时降低摩阻扭矩，提高ROP；在上部φ244.5 mm套管中使用φ149.2 mm钻杆，减少钻具内部的压耗，降低泵压，避免泵压限制排量，加大环空返速，有利于井眼清洁。

3)上部小井斜井段倒装部分加重钻杆有利于传递钻压。

因此，本技术采用的钻具组合为：φ215.9 mm PDC Bit(水眼7×12)+φ171.5 mm PD-Archer+φ171.5 mm Periscope+φ171.5 mm Telescope+φ171.5 mm NMDC+φ127.0 mm HWDP+φ171.5 mm F/J+φ127.0 mm DP+φ171.5 mm X/O+φ149.2 mm DP+φ149.2 mm HWDP+φ149.2 mm DP。

2.2 钻井参数优选

钻井参数对于井下安全和井身轨迹调整控制尤为重要，对造斜率影响明显。PD-Archer工具在不同地层下要获得更高的造斜率有不同措施：在松软地层、可钻性较好的地层，低排量、低转速尽量跟上钻压可以有效降低地层冲刷，对于保证工具的造斜率有着重要意义；在较硬地层使用高排量、高转速、高钻压，能有效提高造斜率。

涠洲w油田主力D储层埋深较深，考虑超高井斜、高造斜率下大弯角(0.9°)PD-Archer工具稳定性需求，转速不能太高。因此，优化钻进参数为：钻压25 000 lb，排量2 400 L/min，转速100 r/min，PD-Archer使用75%力度满足10°/30 m左右的造斜率要求，优化后的钻井参数既能保证钻进速度、井眼清洁和工具稳定可靠，也能有效满足作业高造斜率需求。

2.3 储层钻开液优化[9-10]

涠洲w油田主力D储层段地质情况极其复杂，非均质性特征显著，储层保护形势严峻，同时水平段井斜超高，岩屑携带较为困难，井眼清洁难度大。

常规储层钻开液因动塑比小，低剪切速率黏度无法满足超高井斜水平井段携砂需求，井眼清洁效果难以保证；同时常规储层钻开液体系没有针对非均质性较强的储层进行暂堵材料粒径级配，导致储层保护效果欠佳。因此，本技术开展了储层钻开液体系流变性和储层保护优化研究，优选增黏剂和进行暂堵剂粒径级配以满足超高井斜水平井段井眼清洁和高渗透率恢复的要求，并进行配套的抑制性、防塌性、抗污染性能室内评价，最后得到一套适用于南海西部北部湾盆地复杂断块油田超高井斜储层段钻开液体系。该体系在常规储层钻开液基础上优选PF-VIS(增黏剂)，当其加量达到0.7%时，具有较高的低剪切速率黏度(LSRV>40 000 mPa·s)，具有优良的携带和悬浮钻屑的能力，满足超高井斜水平段井眼清洁需求；同时该体系加入2%PF-GJC(聚合醇)，润滑系数仅为0.11，降低大狗腿井段钻井摩阻和扭矩；该体系优选碳酸钙作为暂堵剂并进行粒度分布优化，利用自主研发的“复杂结构井储层损害评价系统” 优选碳酸钙800目 ∶400目=4.01 ∶1。对优化后的储层钻开液体系进行室内封堵性和储层保护评价，结果显示在压差13 MPa、温度120 ℃工况下，钻井液侵入深度仅4.1 cm，滤失量低，具有良好的封堵效果；同时优化后储层岩心渗透率恢复值超过90%；优选的暂堵剂碳酸钙能显著提高储层渗透率恢复值；优化后的暂堵剂粒度分布储层保护效果较优。因此，优化后的储层钻开液配方为：0.3%烧碱+2%PF-FLOTROL(流型控制剂)+2%PF-GBL(白沥青)+1.5%PF-LPF H (封堵剂)+3%CaCO3(封堵剂)+PF-CONA(加重至1.30 g/cm3)+PF-HCOOK(抑制剂，加重至所需密度1.40g/cm3)+0.7% VIS+2%PF-GJC(聚合醇)+3%CaCO3(800目 ∶400目=4.01 ∶1)。

3 现场应用

超高井斜水平井钻井技术在涠洲w油田M井成功实施，该井φ311.1 mm井段钻进至2 849 m完钻，着陆井斜为84°，φ215.9 mm水平井段从2 849 m开始，以2°/30m的造斜率钻进至2 897 m，井斜增至87°，根据地质探边工具Periscope结果显示，逆地层倾角达2°，因此，从2 897 m开始以6°/30 m的造斜率钻进至2 930 m，井斜达到92.5°，平行地层钻进至3 000 m，此时，地质探边工具Periscope结果显示逆地层倾角将高达8°～10°，决定以9.81°/30 m的造斜率钻进至3 030 m，井斜激增至101.6°，继续平行地层钻进至3 200 m，此时，地质探边工具Periscope结果显示逆地层倾角将增至15°左右，决定以4°/30 m 的造斜率钻进至3 250 m，井斜角高达107.8°，平行地层钻进至3 304 m，地质探边工具Periscope结果显示逆地层倾角继续增大，考虑作业区域河道沉积复杂性及钻井作业安全性，决定在3 304 m完钻。M井轨迹数据见表1。