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        河南油田泌頁HF1水平井鉆井技術(shù)

        2012-12-07 04:49:14薛建國蔣建寧任書方孟衛(wèi)東官臣彬
        石油地質(zhì)與工程 2012年3期
        關(guān)鍵詞:井段井眼鉆具

        田 平,薛建國,蔣建寧,任書方,孟衛(wèi)東,官臣彬

        (中國石化河南石油勘探局鉆井工程公司,河南 南陽 473132)

        河南油田泌陽凹陷深凹區(qū)具備良好的陸相頁巖油氣形成條件,頁巖單層厚度大、有機(jī)碳含量高、熱演化程度適中、油氣顯示豐富、儲集空間發(fā)育、儲集性能較好、脆性礦物含量高,初步估算,頁巖分布面積400 km2,油氣資源量為5.4×108t(油當(dāng)量)。2010年部署鉆探的安深1井,全井鉆遇頁巖659 m/117層,泥巖1617.9 m/287層,在綜合評價(jià)基礎(chǔ)上,優(yōu)選頁巖井段進(jìn)行大型壓裂施工,成功突破工業(yè)油流關(guān),最高日產(chǎn)油4.68 m3,實(shí)現(xiàn)了非常規(guī)資源開發(fā)的重要突破。泌陽凹陷陸相頁巖油氣的突破,證實(shí)陸相頁巖儲層也能夠?qū)崿F(xiàn)工業(yè)化開采,預(yù)示著頁巖油氣等非常規(guī)資源能夠成為新的勘探開發(fā)領(lǐng)域。

        根據(jù)中石化非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)部署,河南油田鉆探了國內(nèi)首口陸相頁巖油長水平段水平井泌頁HF1井。該井完鉆井深3722 m,實(shí)鉆水平段長1044 m,平均井徑擴(kuò)大率3%,儲層鉆遇率100%,井眼軌跡光滑,有效保證了該井后期15級大型壓裂施工的成功。該井壓裂過程中共注入地層壓裂液2.2×104m3,加砂800 t,試獲最高日產(chǎn)油23.6 m3,進(jìn)一步證實(shí)了泌陽凹陷陸相頁巖油良好的發(fā)展前景。

        1 井身結(jié)構(gòu)與井眼軌道設(shè)計(jì)

        1.1 井身結(jié)構(gòu)

        根據(jù)本井的地層特點(diǎn)、地層壓力情況、后期多級分段壓裂及目前鉆井工藝技術(shù)狀況,參照鄰井實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu),表層套管封固廖莊組上部成巖性差,膠結(jié)疏松地層,滿足測井要求;鉆直井導(dǎo)眼,取全取準(zhǔn)地層資料;為提高鉆井速度,造斜點(diǎn)之前井段采用φ311.1 mm 鉆頭,下部采用φ241.3 mm 鉆頭;技術(shù)套管封隔A靶以上斜井段,減少三開水平裸眼段難度,降低摩阻、扭矩。泌頁HF1井采用三開井身結(jié)構(gòu):一開φ444.5 mm井眼鉆至井深401 m,φ339.7 mm表層套管下至井深400 m,水泥返至地面;導(dǎo)眼段采用φ311.1 mm 鉆頭鉆至2100 m,用φ241.3 mm鉆頭打直導(dǎo)眼至2550 m,注水泥回填至2000 m。二開φ311.1 mm鉆頭從造斜點(diǎn)2055 m側(cè)鉆出原導(dǎo)眼井,進(jìn)行主井眼段施工,鉆至A靶 (井深2661m),下入φ244.5 mm 技術(shù)套管2656 m,水泥返至地面。三開φ215.9 mm鉆頭鉆至3661 m完鉆,下φ139.7 mm尾管2430~3646 m(懸掛器位置2430 m),水泥漿返至懸掛器位置;φ139.7 mm套管回接至井口,水泥返至地面。

        2.2 井眼軌道設(shè)計(jì)

        針對該井二開φ311.1 mm鉆頭鉆至A靶、大井眼螺桿鉆具造斜困難的難點(diǎn),通過對比不同造斜點(diǎn)、不同造斜率的幾種軌道設(shè)計(jì),結(jié)合地層特點(diǎn)和鉆探要求,確定了井身剖面采用“直-增-穩(wěn)-增-平”,設(shè)計(jì)水平段長1000 m左右,其它井眼軌道設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

        2 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

        (1)該井二開大井眼造斜井段和水平段為古近系核桃園組核三段地層,地層巖性多以深灰色、灰色泥巖、頁巖為主,粘土礦物總量10%~36%,其中伊利石和伊蒙混層含量高,具硬脆性泥頁巖特征,且層理裂隙發(fā)育,鉆井中易出現(xiàn)井眼垮塌等復(fù)雜情況。二開井眼大,在頁巖井段井斜角60°~80°,井眼逐步沿泥頁巖層理面鉆進(jìn),垮塌趨勢加劇。

        表1 泌頁HF1井井眼軌道設(shè)計(jì)

        (2)部分泥巖及泥質(zhì)粉砂巖粘土礦物含量高,粘土礦物中伊蒙混層相對含量較高(2250~2315 m,35%~38%),16 h膨脹率達(dá)30%,巖屑滾動回收率56%(2061 m),分散造漿嚴(yán)重,易引起PDC鉆頭泥包;對使用淡水鉆井液體系在防塌性和抑制性方面提出較高的要求。

        (3)由于本地區(qū)鉆井資料較少,地層預(yù)測存在誤差,在施工中根據(jù)實(shí)鉆需要不斷調(diào)整目的層深度,目的層厚度僅有10 m左右,因此,地層的不確定性和儲層薄導(dǎo)致井眼軌跡控制難度大,水平段井眼軌跡控制精度高。

        (4)二開φ311 mm鉆頭從造斜點(diǎn)2050 m側(cè)鉆出原導(dǎo)眼井,造斜鉆至A靶 (井深2661 m),井眼大,泵壓影響排量提高,容易產(chǎn)生巖屑床;隨著三開φ216 mm井眼水平段的增大,鉆井液攜巖難度加大,發(fā)生卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)增大。

        (5)為滿足二開大井眼造斜段、三開長水平段破壞巖屑床、及時(shí)清理井底巖屑需要,就必須提高泵排量,而鉆具、螺桿等循環(huán)壓耗大,循環(huán)系統(tǒng)長期在極限工況下工作,安全隱患加大。

        (6)該井需要在2050 m左右進(jìn)行側(cè)鉆,該段地層可鉆性差,φ311 mm鉆頭大井眼側(cè)鉆和定向難度大。泥頁巖水平段長度超過1000 m,摩阻扭矩大,鉆壓傳遞困難,導(dǎo)致鉆進(jìn)方式的選擇以及井眼軌跡控制難度大。

        3 鉆進(jìn)技術(shù)措施

        3.1 鉆頭優(yōu)選

        參考鄰井實(shí)鉆資料和本口井導(dǎo)眼段巖心資料,并在鉆井設(shè)計(jì)前對巖心進(jìn)行了巖石硬度、可鉆性分析試驗(yàn)。結(jié)果表明,地層軟硬交錯(cuò)現(xiàn)象不明顯,地層可鉆性6~7。在地層可鉆性試驗(yàn)和分析總結(jié)的基礎(chǔ)上,利用最優(yōu)化理論建立了綜合考慮地層因素、鉆頭性能指標(biāo)、鉆頭使用狀況和井身結(jié)構(gòu)特征的鉆頭優(yōu)選模型,并在實(shí)鉆中取得了較好效果[1]。

        二開φ311 mm井眼造斜段采用1M1952FC PDC鉆頭,鉆進(jìn)井段933~2601 m,進(jìn)尺668 m,平均機(jī)械鉆速2.34 m/h,與牙輪鉆頭平均機(jī)械鉆速0.82 m/h相比,提高了185%。三開φ216 mm井眼水平段優(yōu)選QD505X PDC鉆頭,一只鉆頭一趟鉆完成了三開水平段的施工,鉆進(jìn)井段2602~3722 m,進(jìn)尺1120 m,平均機(jī)械鉆速10.26 m/h,起出鉆頭新度達(dá)到96%。通過該井鉆頭優(yōu)選方案的制定和實(shí)鉆效果分析,形成了以PDC鉆頭為主的河南油田陸相頁巖油長水平段水平井鉆頭選型技術(shù)。

        3.2 井眼軌跡控制技術(shù)

        (1)直井段防斜技術(shù)(0~1903 m)。一開直井段(0~406.91 m)采用塔式鉆具組合鉆進(jìn),輕壓吊打;二開直井段(406.91~1394.23 m)采用滿眼鉆具組合鉆進(jìn),通過優(yōu)化鉆壓、轉(zhuǎn)速和排量,控制鉆速,鉆至井深1383.73 m 井斜2.26°,水平位移21.65 m。為提高施工速度、有效控制直井段井斜和水平位移,在1394.23~1871.82 m井段采用復(fù)合鉆進(jìn)防斜技術(shù),在施工過程中,利用糾斜作業(yè),使該井段井斜降至1.9°左右,井斜得到明顯控制,平均機(jī)械鉆速3.21 m/h,實(shí)現(xiàn)了防斜和提高機(jī)械鉆速的目的[2]。

        (2)二開大井眼側(cè)鉆技術(shù)(1903~1933 m)。在鉆井施工過程中,考慮到井眼大,增斜困難,以及直井段的井底位移和方位情況,為防止井眼軌跡因起步造斜率偏低而偏離設(shè)計(jì)軌道,決定將側(cè)鉆點(diǎn)提至1903 m。側(cè)鉆段采用“φ311 mm5刀翼PDC鉆頭+φ210 mm 雙彎螺桿(1°×1.5°)×1根+631×630回壓凡爾+雙公接頭(631×631)+MWD接頭(630×630)+φ203 mm無磁鉆鋌×1根+φ203 mm鉆鋌×2根+631×410+φ178 mm鉆鋌×3根+φ140 mm斜坡鉆桿”完成,從井深1905 m開始側(cè)鉆,采用限時(shí)鉆進(jìn),共用時(shí)51 h鉆至井深1933.17 m,鉆進(jìn)進(jìn)尺28.17 m。對比撈砂中的水泥和地層含量,地層含量100%,井斜2°、方位149.4°(原直導(dǎo)眼井斜1.12°、方位342.7°),與老井眼中心線相距0.61 m,確定側(cè)鉆一次成功。

        (3)二開增斜段定向技術(shù)(1933~2601 m)。在提前造斜點(diǎn)的情況下,為使井眼軌跡圓滑,首先采用了“φ311 mmPDC鉆頭+φ210 mm1°單彎螺桿”的鉆具組合,在施工至井深2130 m時(shí)造斜率最高僅有3.45°/30 m,遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到設(shè)計(jì)的造斜率;因此改用了“φ311 mmPDC鉆頭+φ210 mm1.25°單彎螺桿”的鉆具組合,造斜率達(dá)到3.5°~5.14°/30 m,基本滿足設(shè)計(jì)要求;在鉆進(jìn)至井深2358 m時(shí)根據(jù)實(shí)鉆情況,對A靶進(jìn)行了更改,對軌跡進(jìn)行了重新優(yōu)化設(shè)計(jì),設(shè)計(jì)造斜率由4.9°/30 m提高到了5.7°/30 m,在鉆進(jìn)至井深2377 m起鉆;改用了“φ311 mmPDC鉆頭+φ210 mm1.5°單彎螺桿”的鉆具組合,造斜率最高達(dá)到8.61°/30 m。通過調(diào)整鉆進(jìn)參數(shù)控制井斜,提高復(fù)合鉆進(jìn)比例,避免了出現(xiàn)較大狗腿度,在鉆進(jìn)至井深2577 m,該段平均造斜率達(dá)到5.65°/30 m,井斜78°,經(jīng)重新優(yōu)化井眼軌跡,決定起鉆改用“φ311 mmPDC鉆頭+φ210 mm1°單彎螺桿”的鉆具組合,施工至A靶2669.85 m,以確保井眼平滑,在施工至井深2601 m時(shí)因托壓嚴(yán)重,通井復(fù)雜,最終決定提前完鉆該段,井底井斜79°。

        (4)三開水平段旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)(2601~3722 m)。三開水平段使用貝克休斯的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)進(jìn)行鉆進(jìn),不需要擺工具面,在鉆進(jìn)過程中可以隨時(shí)發(fā)出指令改變工具造斜能力,對井眼軌跡進(jìn)行調(diào)整;使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井效率高,不需要滑動鉆進(jìn),避免了常規(guī)的螺桿定向方式存在的擺工具面困難、托壓等技術(shù)瓶頸,施工出的井眼質(zhì)量好(水平段井徑擴(kuò)大率僅3%);使用高轉(zhuǎn)速(120 r/min)進(jìn)行鉆進(jìn),減少了巖屑的沉積,有利于井下安全;使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向進(jìn)行通井劃眼時(shí),若出現(xiàn)遇阻情況,可以通過發(fā)出指令打開旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的徑板(打開徑板就相當(dāng)于一個(gè)扶正器),并實(shí)時(shí)監(jiān)測劃眼情況,避免了劃出新井眼的風(fēng)險(xiǎn);充分應(yīng)用近鉆頭測量優(yōu)勢,實(shí)時(shí)根據(jù)伽馬及電阻率的變化對井眼軌跡進(jìn)行了19次調(diào)整,水平段儲層鉆遇率100%。

        3.3 鉆井液技術(shù)

        3.3.1 直井段(0~2550 m)

        該井段井眼大,地層疏松,地表水豐富,為確保井壁穩(wěn)定和大井眼攜砂,采用稠般土聚合物鉆井液體系。配制了5%膨潤土漿,鉆進(jìn)中加入0.3%~0.5%PAC141、0.5%~0.3%SHN-1水溶液,以控制濾失量,防止地層吸水膨脹,滿足了該段的鉆井要求。

        3.3.2 二開斜井段(1903~2601 m)

        考慮到二開大井眼井塌、鉆頭泥包、巖屑攜帶困難等問題,調(diào)整該井段鉆井液體系。采用密度支撐、物理封堵和化學(xué)抑制相結(jié)合的三元防塌措施。加入可變形的乳化瀝青SFT和磺化瀝青FT-1,形成致密的封堵層,防止鉆井液向地層中浸入;增大小陽離子NW-1、有機(jī)硅穩(wěn)定劑GW-1加量,提高對粘土的抑制作用,防止粘土的水化膨脹、分散,預(yù)防鉆頭泥包[3-4]。鉆進(jìn)中隨井深、井溫增加,井壁坍塌可能性增大,因此應(yīng)逐步提高鉆井液密度,并轉(zhuǎn)化體系為聚磺防塌體系。

        3.3.3 三開水平段(2601~3722 m)

        根據(jù)二開鉆井液密度使用經(jīng)驗(yàn),三開鉆井液密度控制在1.45 g/cm3,油基鉆井液控制油水比80∶20,高溫高壓濾失在3 mL以下,破乳電壓大于800 V,堿度1.5~2 mL。該段鉆井液性能穩(wěn)定,鉆進(jìn)時(shí)維護(hù)量小。

        在實(shí)鉆過程中,完鉆密度為1.55 g/cm3。三開段5次短起下鉆,一次短起下鉆在2910~3040 m井段,出現(xiàn)掉塊后,上提密度至1.55 g/cm3,鉆進(jìn)中返砂正常,起下鉆平均摩阻40~50 kN,直至3722 m完鉆井下穩(wěn)定。通井電測順利,井徑擴(kuò)大率平均只有3%。油基鉆井液性能穩(wěn)定,現(xiàn)場維護(hù)簡便易行,成功解決了頁巖井段的井壁穩(wěn)定問題。

        4 結(jié)論與認(rèn)識

        (1)泌頁HF1井是中石化第一口陸相頁巖油長水平段水平井,水平段長1044 m,實(shí)施15級分段壓裂獲最高日產(chǎn)23.6 m3工業(yè)油流,使中石化率先在國內(nèi)取得陸相頁巖油的重大突破。

        (2)采用貝克休斯的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、三維地質(zhì)導(dǎo)向和高效PDC鉆頭等配套技術(shù),不僅能夠依據(jù)近鉆頭測量數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)對井眼軌跡進(jìn)行調(diào)整,避免了擺工具困難、托壓和易形成巖屑床等問題,確保了長水平段軌跡控制平穩(wěn)、井壁光滑規(guī)則和快速優(yōu)質(zhì)鉆進(jìn),形成了陸相頁巖地層長水平段的優(yōu)快鉆井工藝技術(shù)。

        (3)泌頁HF1井二開φ311 mm大井眼井段使用φ140 mm鉆桿,增大了鉆具水眼,降低了循環(huán)壓耗,有利于在安全泵壓的范圍內(nèi)提高排量、環(huán)空返速,增強(qiáng)攜砂能力,更有利于清除巖屑床。

        (4)在泌頁 HF1井的施工過程中,二開φ311 mm大井眼井段使用水基鉆井液體系,雖然采取了提高鉆井速度措施,及提高鉆井液密度、降低失水、加大封堵材料和防塌劑用量等措施,但鉆遇長段泥頁巖時(shí)出現(xiàn)了嚴(yán)重垮塌現(xiàn)象,因此技術(shù)套管應(yīng)下至大段頁巖井段上部,以縮短鉆井液浸泡時(shí)間,實(shí)現(xiàn)快速中完。

        (5)三開利用油基鉆井液體系的強(qiáng)抑制性,并提高鉆井液密度,有效控制了泥頁巖垮塌、掉塊,實(shí)現(xiàn)了井下安全。

        [1]幸雪松,樓一珊.一種PDC鉆頭選型新方法研究[J].鉆采工藝,2004,27(2):21-22.

        [2]高德利,劉希圣,徐秉業(yè).井眼軌跡控制[M].北京:石油大學(xué)出版社,1994:17.

        [3]黃漢仁,楊坤鵬,羅平亞.泥漿工藝原理[M].北京:石油工業(yè)出版社,1992.

        [4]黨克軍,王增年,簡章臣,等.水平井巖屑床控制技術(shù)淺析[J].鉆采工藝,2011,34(5):25-27.

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