張 磊, 張羽臣, 董平華, 岳 明, 侯欣欣

(中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459)

0 引言

渤中A油田位于渤海南部海域，主要開發(fā)明化鎮(zhèn)組油藏。明化鎮(zhèn)組泥巖以伊/蒙混層為主，極易吸水導(dǎo)致水化膨脹，儲(chǔ)層屬于中高孔、中高滲地層，厚度為10～20 m，利用水平井開發(fā)能夠最大限度釋放產(chǎn)能。2013年進(jìn)行一期開發(fā)，共部署24口水平井。二期開發(fā)采用“老平臺(tái)+外掛槽口”的形式，部署了5口大位移井水平井，最大水垂比達(dá)2.98，突破了渤海灣現(xiàn)有完鉆井的水垂比極限。大位移井主要作業(yè)難點(diǎn)如下：

1)井眼軌跡控制難度大。淺層大位移井通常造斜點(diǎn)淺，垂深淺，水平位移大，隨著井深的增加，摩阻和扭矩增大，鉆具傳壓困難。且明化鎮(zhèn)組泥巖表現(xiàn)為軟、黏的性質(zhì)，方位自然漂移嚴(yán)重[1-3]，井眼軌跡難以控制和調(diào)整。

2)井眼清潔難度大。渤海A油田表層段使用海水膨潤土漿鉆井液體系，非儲(chǔ)層段多使用軟抑制作用的PEC和改進(jìn)型PEC鉆井液體系，儲(chǔ)層段使用無固相鉆井液體系以保護(hù)儲(chǔ)層，在Φ311.5 mm井段頻繁出現(xiàn)倒劃眼困難、憋壓憋扭、起鉆遇卡等復(fù)雜情況。淺層大位移井穩(wěn)斜角大、穩(wěn)斜段長，井眼清潔能力將成為制約因素之一[4-6]。

3)套管下入困難。大位移井裸眼段較長，摩阻較大，下套管易出現(xiàn)遇阻等復(fù)雜情況[7-9]。包括下Φ339.73 mm套管遇阻，多次嘗試快速下放至頂驅(qū)懸重及嘗試轉(zhuǎn)動(dòng)套管，均無法通過；下Φ177.8 mm尾管遇阻，上下活動(dòng)鉆具，無法通過遇阻點(diǎn)；下鉆時(shí)懸重減少至頂驅(qū)懸重，上下活動(dòng)鉆具無法通過等。既影響鉆井效率，又增加了大位移井的鉆進(jìn)風(fēng)險(xiǎn)。

4)壓力衰竭儲(chǔ)層保護(hù)困難。該油田衰竭開采4～7年，明化鎮(zhèn)組儲(chǔ)層壓力系數(shù)逐漸降至約0.85，在實(shí)施過程中需預(yù)防井漏風(fēng)險(xiǎn)，做好防漏失措施，同時(shí)做好儲(chǔ)層保護(hù)工作[10-11]。

針對(duì)淺層大位移水平井，國內(nèi)外學(xué)者開展了大量研究。周延軍[12]從鉆機(jī)和設(shè)備選型、井眼軌道設(shè)計(jì)、井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、摩阻扭矩分析等方面，對(duì)勝利油田金平1井淺層大位移水平井進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)；田宗強(qiáng)[13]針對(duì)表層隔水管選型、提高鉆井液封堵性及潤滑性、精細(xì)控制井眼軌跡等方面進(jìn)行優(yōu)化，成功應(yīng)用于東方1-1 氣田X1 平臺(tái)淺層水平大位移井；曹海峰[14]從井眼軌跡控制、鉆井液、井眼清潔等方面論述了淺層大位移井的適用做法；許杰[15]通過建立管柱作業(yè)極限的預(yù)測模型，開展了大位移井管柱作業(yè)極限分析。上述技術(shù)對(duì)策對(duì)渤海油田淺層大位移井適應(yīng)性不強(qiáng)，有必要針對(duì)渤海A油田開展淺層大位移水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)研究。

1 定向井技術(shù)

為降低大位移井井眼軌跡難度，從井槽分布、軌跡設(shè)計(jì)以及定向井工具選擇這3方面開展設(shè)計(jì)研究。

海上油田采用叢式井開發(fā)，軌跡設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)在于井槽分布。按照靶點(diǎn)的分布情況選擇槽口，將位移更大的井安放在外排槽口、造斜點(diǎn)更淺處，位移較小的井安放在內(nèi)部槽口、造斜點(diǎn)更深處，避免淺層防碰風(fēng)險(xiǎn)，降低大位移井作業(yè)難度[16-17]。該研究5口大位移井均布設(shè)在外排井槽，造斜點(diǎn)深度150～190 m。

定向井軌跡設(shè)計(jì)時(shí)，采用“直—增—穩(wěn)—增—平”的5段式剖面設(shè)計(jì)方法，狗腿度控制在3 °/30 m。綜合考慮井眼清潔需求、摩阻扭矩要求等因素，設(shè)計(jì)各大位移井井斜角為73 °～76 °，各井水平段裸眼長度300～500 m。同時(shí)，為降低鉆完井作業(yè)難度，在滿足油藏需求的條件下，盡量減少軌跡扭方位，扭方位基本控制在20 °內(nèi)，如圖1所示。以該研究開發(fā)的最深井C31H井為例，其井眼軌跡數(shù)據(jù)見表1。

對(duì)于定向井工具的選擇，淺層鉆進(jìn)時(shí)，Φ311.5 mm井眼以上的地層比較疏松，推薦使用1.5 °的大彎角馬達(dá)，能夠保障造斜能力，適當(dāng)擴(kuò)大井眼尺寸有利于起下鉆；Φ311.5 mm井眼下部、Φ215.9 mm井眼及Φ152.4 mm井眼，隨著井深增加，地層強(qiáng)度也有所增加，推薦使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向，保證井眼光滑度，降低摩阻。

圖1 渤海某油田5口大位移井軌跡平面投影圖Fig.1 Trajectory plane projection of 5 extended reach wells in Bohai Oilfield

表1 C31H井井眼軌跡剖面數(shù)據(jù)

2 井壁穩(wěn)定分析

對(duì)渤海A油田井壁失穩(wěn)的原因進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)油田泥巖黏土礦物含量較高，黏土礦物又以伊/蒙混層為主，占比高達(dá)57%。伊/蒙混層極易吸水，在清水條件下的泥巖膨脹率為25.07%，巖心含水量隨時(shí)間呈拋物線增加，單軸抗壓強(qiáng)度則隨浸泡時(shí)間快速降低?？梢哉f，高伊/蒙混層比是該地層井壁失穩(wěn)的內(nèi)因[18]。

綜合考慮泥巖膨脹、強(qiáng)度弱化及化學(xué)勢變化等影響，利用泥巖井壁穩(wěn)定力化耦合模型，針對(duì)直井、沿水平最大主應(yīng)力及最小主應(yīng)力方向鉆進(jìn)的情況，得到了坍塌壓力當(dāng)量密度隨井眼鉆開時(shí)間的變化規(guī)律，如圖2所示。

圖2 坍塌壓力隨井眼鉆開時(shí)間的變化規(guī)律Fig.2 Variation of collapse pressure with drilling time

可以看到，在任何方向鉆進(jìn)，坍塌壓力均會(huì)隨時(shí)間先減小后升高，即在井眼鉆開后短時(shí)間內(nèi)坍塌風(fēng)險(xiǎn)較低，但很快隨著坍塌壓力的增大，需要維持井壁穩(wěn)定的鉆井液密度也需逐漸增大。如果鉆井液密度保持為1.25 g/cm3時(shí)，直井的安全鉆井周期為21 h，沿水平最大主應(yīng)力進(jìn)井的安全鉆井周期為9 h，沿水平最小主應(yīng)力方向鉆進(jìn)井的安全鉆井周期為32 h。

該研究開發(fā)的大位移井主要沿水平最小主應(yīng)力方向鉆進(jìn)，建議鉆進(jìn)過程中提高機(jī)械鉆速，盡量在安全鉆井周期內(nèi)完成長裸眼段鉆進(jìn)；如果不能完成，建議在鉆進(jìn)后期可適當(dāng)提高鉆井液密度。

地面上覆蓋著一層薄薄的雪。天還很黑、很冷，四處靜悄悄的。透過光禿禿的樹枝，可以看見掛在天邊的幾顆寒星，不過東方已經(jīng)漸漸泛白。在昏暗的森林中，幾盞燈籠慢慢向他們靠近，爺爺奶奶、叔叔嬸嬸和堂兄妹們都坐著馬車來為他們送行了。

3 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

渤海灣明化鎮(zhèn)組典型大位移水平井井身結(jié)構(gòu)為Φ444.5 mm井眼(下Φ339.73 mm套管，平均深度800 m)+Φ311.5 mm井眼(下Φ244.48 mm套管，平均深度2 500 m)+下Φ215.9 mm井眼(下Φ177.8 mm尾管，揭開儲(chǔ)層)+下Φ152.4 mm井眼(水平段)。但對(duì)于井深在4 000～4 500 m的大位移井，由于井深增加，如果維持四開井身結(jié)構(gòu)，各開次作業(yè)難度將顯著增加。因此將5口大位移井分成3 500～4 000 m及4 000～4 500 m兩類，分別開展井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。

對(duì)于井深在3 500～4 000 m的大位移井，表層Φ444.5 mm井眼下入Φ339.73 mm套管至800 m(表層套管下入較深，為下一開鉆進(jìn)減小作業(yè)難度)；二開Φ311.5 mm井眼下Φ244.48 mm套管至約2 500 m深度(通常大位移井中Φ244.48 mm套管下入比較困難，在條件允許的情況下，可適當(dāng)降低本開次裸眼段長度)；三開Φ215.9 mm井眼下Φ177.8 mm尾管至著陸段(參考以往作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，渤海灣Φ177.8 mm尾管最長下入長度約為1 000 m，因此設(shè)計(jì)時(shí)充分考慮現(xiàn)有實(shí)際情況)；四開Φ152.4 mm井眼裸眼完鉆。

對(duì)于井深為4 000～4 500 m的大位移井，選擇表層Φ660.4 mm井眼下入Φ508 mm套管至250 m(能夠封隔表層疏松砂巖，滿足下開次井眼井控需求)；二開Φ444.5 mm井眼下入Φ339.73 mm套管至1 500 m(盡量加深本開次套管下入深度)；三開Φ311.5 mm井眼下入Φ244.48 mm套管至約3 000 m(降低下套管作業(yè)風(fēng)險(xiǎn))；四開Φ215.9 mm井眼下入Φ177.8 mm尾管至著陸段；五開Φ152.4 mm井眼裸眼完鉆。按照這樣的井身結(jié)構(gòu)方式作業(yè)，各井段鉆進(jìn)深度減小，將明顯降低大位移井作業(yè)難度。這兩類大位移井井身結(jié)構(gòu)如圖3和圖4所示。

圖3 3 500～4 000 m的大位移井井身結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Wellbore structure of 3 500～4 000 m extended reach well

圖4 4 000～4 500 m的大位移井井身結(jié)構(gòu)圖Fig.4 Wellbore structure of 4 000～4 500 m extended reach well

4 摩阻扭矩研究

根據(jù)以往渤海油田淺層大位移井作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，Φ244.48 mm套管下入難度最大，是制約大位移井作業(yè)成功與否的關(guān)鍵因素[19]，因此重點(diǎn)針對(duì)Φ244.48 mm套管下入開展摩阻扭矩研究，摸清下入摩阻系數(shù)，從而為精確設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

4.1 摩阻系數(shù)的選擇

圖5 M井摩阻扭矩系數(shù)反演結(jié)果Fig.5 Inversion results of friction torque coefficient of M well

M井是渤海灣明化鎮(zhèn)組一口淺層大位移井，井深4 263 m，垂深1 539 m，水平位移3 656 m，水垂比達(dá)2.38。收集該井Φ244.48 mm套管下入時(shí)實(shí)際鉤載進(jìn)行摩阻系數(shù)反演，從而為渤海A油田大位移井設(shè)計(jì)提供依據(jù)。摩阻扭矩反演結(jié)果如圖5所示，可以看到，套管內(nèi)摩阻系數(shù)為0.25，裸眼內(nèi)摩阻系數(shù)為0.35～0.40，考慮到反演的摩阻系數(shù)精確度存在差異，因此摩阻扭矩研究中的摩阻系數(shù)取值時(shí)需考慮安全余量。

4.2 套管磅級(jí)的選擇

以該研究開發(fā)的最深井C31H井為例，分別模擬了其Φ244.48 mm套管磅級(jí)分別為59.52 kg/m(40 PPF)和69.94 kg/m(47 PPF)的下放結(jié)果，如圖6和圖7所示。結(jié)果表明，磅級(jí)選擇為59.52 kg/m(40 PPF)時(shí)，Φ244.48 mm套管在下放到約1 000 m時(shí)存在屈曲風(fēng)險(xiǎn)，而選擇為69.94 kg/m(47 PPF)時(shí)屈曲風(fēng)險(xiǎn)則會(huì)大幅度降低，因此建議Φ244.48 mm套管選擇69.94 kg/m(47 PPF)。

圖6 Φ244.48 mm套管下放示意圖(59.52 kg/m(40 PPF))Fig.6 Schematic diagram of Φ244.48 mm casing running(59.52 kg/m(40 PPF))

圖7 Φ244.48 mm套管下放示意圖(69.94 kg/m(47 PPF))Fig.7 Schematic diagram of Φ244.48 mm casing running(69.94 kg/m(47 PPF))

4.3 下放方式的選擇

針對(duì)Φ244.48 mm套管下放開展了摩阻系數(shù)敏感性分析，套管內(nèi)摩阻系數(shù)為0.25～0.35，裸眼段內(nèi)摩阻系數(shù)為0.3～0.5，可以看到常規(guī)下套管無法滿足下放要求，如圖8所示。在此情況下，可以選擇以下3種方式來進(jìn)行套管下入。

圖8 Φ244.48 mm套管下放摩阻系數(shù)敏感性分析Fig.8 Sensitivity analysis of friction coefficient in running of Φ244.48 mm casing

2)全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管。全套管段放置漂浮結(jié)箍，并采取10～20 r/min轉(zhuǎn)速旋轉(zhuǎn)下套管，保證套管段頂端扭矩小于套管的上扣扭矩。

3)部分漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管。可適當(dāng)灌漿300～500 m，并采取10～20 r/min轉(zhuǎn)速旋轉(zhuǎn)下套管，相較于全漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管下放懸重有所增加，但扭矩增加不明顯。C31H井3種套管下入方式的參數(shù)見表2。

表2 C31H井Φ244.48 mm套管下放參數(shù)表Table 2 Running parameters of Φ244.48 mm casing in well C31H

5 鉆井液性能優(yōu)化

針對(duì)非儲(chǔ)層段泥巖黏土礦物以伊/蒙混層為主，易出現(xiàn)倒劃眼困難、憋壓憋扭、起鉆遇卡等復(fù)雜情況，采用“軟抑制+多掃稠漿”的思路：在傳統(tǒng)鉆井液中引入PF-HAS(氨基硅醇)，可適當(dāng)提高鉆井液的抑制性[20]，提高起下鉆效率，結(jié)果見表3；引入提切降濾失劑PF-VIF，可在適當(dāng)增加抑制性的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)體系的低黏高切，有利于大位移井長裸眼段攜巖與清潔，結(jié)果見表4。

表3 氨基硅醇對(duì)鉆井液性能的抑制作用Table 3 Inhibition of HAS on drilling fluid performance

表4 添加PF-VIF前后鉆井液流變性能對(duì)比Table 4 Comparison of rheological properties of drilling fluid before and after adding PF-VIF

針對(duì)儲(chǔ)層段壓力衰竭易出現(xiàn)漏失的復(fù)雜情況，為了保護(hù)儲(chǔ)層，采用“預(yù)防為主+防堵結(jié)合”的思路，建議在傳統(tǒng)的無固相鉆井液中加入超細(xì)碳酸鈣，提高鉆井液的承壓封堵性能及儲(chǔ)層保護(hù)性能。在壓力0.69 MPa、砂床填砂粒度40～60目的情況下，對(duì)比了加入與未加入超細(xì)碳酸鈣無固相鉆井液體系的承壓封堵性能，結(jié)果見表5?？梢钥吹?，不加超細(xì)碳酸鈣鉆井液在開始后27 s全部漏失，加入超細(xì)碳酸鈣后泥漿10 min后的侵入深度為3.1 cm，承壓封堵性能明顯提高。

同時(shí)，對(duì)比了加入與未加入超細(xì)碳酸鈣無固相鉆井液體系的巖心動(dòng)態(tài)濾失量數(shù)據(jù)，結(jié)果見表6。其中1#巖心浸泡的鉆井液中未加入超細(xì)碳酸鈣，2#巖心浸泡的鉆井液中加入了超細(xì)碳酸鈣。 可以

看到，不加超細(xì)碳酸鈣的鉆井液體系，在巖心端面無法形成泥餅，導(dǎo)致巖心濾失量大，鉆井液侵入巖心深，儲(chǔ)層保護(hù)效果差；加入超細(xì)碳酸鈣的鉆井液體系在巖心端面形成的泥餅具有很好的封堵作用，滲透率恢復(fù)值可達(dá)86%，儲(chǔ)層保護(hù)效果好。

表5 鉆井液承壓封堵性能對(duì)比

表6 鉆井液巖心動(dòng)態(tài)污染實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比Table 6 Comparison of experimental data of drilling fluid core dynamic pollution

6 結(jié)論

1)合理分布大位移井槽口，采用“直-增-穩(wěn)-增-平”五段式剖面設(shè)計(jì)井眼軌跡，控制大位移井井斜角為73 °～76 °，盡量降低軌跡扭方位，從井眼軌跡的角度盡量降低大位移井作業(yè)難度。

2)高伊/蒙混層比是渤海A油田井壁失穩(wěn)的內(nèi)因。綜合考慮泥巖吸水膨脹、強(qiáng)度弱化及化學(xué)勢變化等影響，得到開發(fā)井沿水平最大主應(yīng)力、水平最小主應(yīng)力方向鉆進(jìn)井的安全鉆井周期分別為9 h及32 h，建議鉆進(jìn)過程中提高機(jī)械鉆速，后期可適當(dāng)提高鉆井液密度。

3)井深為3 500～4 000 m的大位移井井身結(jié)構(gòu)為Φ444.5 mm井眼×Φ339.73 mm套管+Φ311.5 mm井眼×Φ244.48 mm套管+Φ215.9 mm井眼×Φ177.8 mm尾管+Φ152.4 mm裸眼；井深為4 000～4 500 m的大位移井井身結(jié)構(gòu)為Φ660.4 mm井眼×Φ508 mm套管+Φ444.5 mm井眼×Φ339.73 mm套管+Φ311.5 mm井眼×Φ244.48 mm套管+Φ215.9 mm井眼×Φ177.8 mm尾管+Φ152.4 mm裸眼。

4)根據(jù)渤海油田以往大位移井Φ244.48 mm套管下放實(shí)際鉤載，經(jīng)摩阻系數(shù)反演，認(rèn)為套管內(nèi)摩阻系數(shù)為0.25，裸眼內(nèi)摩阻系數(shù)為0.35～0.45；套管磅級(jí)選擇為69.94 kg/m(47 PPF)時(shí)屈曲風(fēng)險(xiǎn)會(huì)大幅度降低；在作業(yè)時(shí)可根據(jù)實(shí)際情況選擇部分漂浮、全漂浮+旋轉(zhuǎn)以及部分漂浮+旋轉(zhuǎn)3種下套管方式。

5)非儲(chǔ)層段采用“軟抑制+多掃稠漿”的思路，鉆井液引入PF-HAS(氨基硅醇)及PF-VIF(提切降濾失劑)，適當(dāng)提高鉆井液的抑制性及黏度利用長裸眼段清潔；儲(chǔ)層段采用“預(yù)防為主+防堵結(jié)合”的思路，在傳統(tǒng)的無固相鉆井液中加入超細(xì)碳酸鈣，提高承壓封堵性能及儲(chǔ)層保護(hù)性能。