周超(中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，遼寧 盤錦 124000)

1 地質(zhì)特征

D84塊構(gòu)造位于遼河斷陷盆地西部凹陷中段，地層自下而上為：中上元古界，古近系沙河街組的沙四段、沙三段、沙一段和沙二段，新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組和第四系平原組。該區(qū)塊井網(wǎng)密集，鉆井過程中主要面臨風(fēng)險(xiǎn)為防漏、放噴、防卡、防碰、防高溫。

2 井身結(jié)構(gòu)

根據(jù)井身結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)原則和φ244.5 mm篩管完井管柱的要求，在保證后期注氣或采油效果的基礎(chǔ)上，確定井身結(jié)構(gòu)如下：φ508 mm表層套管下至200 m處封堵上部松軟地層；φ339.7 mm技術(shù)套管下至水平段入口點(diǎn)，保護(hù)油氣層，縮短水平段的長(zhǎng)度，降低攜沙困難。完井篩管采用244.5 mm的大井眼篩管滿足平均日產(chǎn)量在百噸以上生產(chǎn)要求。

3 主要技術(shù)難點(diǎn)

3.1 大井眼松散地層軌跡控制和安全鉆井矛盾突出

淺層大井眼水平井井眼軌跡精度要求高，其造斜段在可鉆性極好的軟地層，鉆進(jìn)參數(shù)對(duì)井眼軌跡的影響頗大，鉆頭水馬力對(duì)地層的沖蝕影響螺桿工具的造斜率。已完鉆的兩口井設(shè)計(jì)垂深分別為642 m、647 m，地層極其松軟，φ508 mm表套下深均為200 m，二開采用φ311 mm鉆頭鉆進(jìn)至A點(diǎn)，再使用444.5 mm擴(kuò)眼器擴(kuò)眼，造斜點(diǎn)分別為206 m和210 m，設(shè)計(jì)狗腿度為4.5°/30 m；三開采用φ308 mm鉆頭穩(wěn)斜鉆進(jìn)至K點(diǎn)，再按5°/30 m的狗腿度進(jìn)行變方位施工。二開井眼較大，環(huán)空返速低，為了安全施工，需加大排量保證攜砂；而排量增大，井眼擴(kuò)大率增加，加之地層可鉆性好，造斜率低，影響軌跡控制。

3.2 垂深淺、位移大、完井管柱剛性大導(dǎo)致托壓嚴(yán)重、套管柱下入困難

淺層稠油開發(fā)采用大尺寸完井管柱對(duì)稠油高效熱采有利，但增加了在有限深度的條件下順利實(shí)現(xiàn)完井的難度。H7平臺(tái)兩口井設(shè)計(jì)靶前位移分別為465.73 m、502.16 m，對(duì)應(yīng)的水平段長(zhǎng)為644.3 m、644.3 m，閉合距分別為1 092.47 m和1 126.02 m，水垂比分別達(dá)到1.70和1.74。垂深淺、水平段長(zhǎng)，尤其是三開水平鉆至K點(diǎn)后，需采用5°/30 m的曲率進(jìn)行變方位，施工中容易出現(xiàn)托壓。下技術(shù)套管和篩管時(shí)，由于摩阻大與管竄剛性大，套管柱下入困難。

3.3 井網(wǎng)密，防碰問題突出

兩口井都位于老油區(qū)，井網(wǎng)密集，共有52口防碰井。其中，H71-1井防碰距離小于10 m的防碰井有10口，最小防碰距離為0.44 m，防碰繞障困難。由于地層軟，井眼尺寸較大，一旦鉆遇鄰井套管，填井或懸空側(cè)鉆難度大。

3.4 地層壓力和溫度異常，對(duì)鉆井液要求高

館陶組SAGD區(qū)域地層滲透性好，蒸汽腔壓力為3.5～4.6 MPa，溫度240～260 ℃，有鉆遇注汽憋壓層、汽竄層及熱流體的風(fēng)險(xiǎn)，要求鉆井液有合適的密度和較強(qiáng)的懸浮攜砂、護(hù)壁、潤(rùn)滑、屏蔽暫堵的性能。

4 大井眼水平井鉆完井工藝技術(shù)

4.1 井眼軌道優(yōu)化與軌跡控制

該區(qū)塊井網(wǎng)密集，碰老井套管的風(fēng)險(xiǎn)較高。其中，防碰距離小于10 m的防碰井共有10口，最小防碰距離為0.44 m，但通過提前優(yōu)化井身軌道，控制井眼走向，對(duì)老井套管進(jìn)行避讓處理，將最小防碰距離由0.44 m提高至12.3 m。館陶組油層垂深淺，水垂比1.7～1.8左右。為滿足高液量舉升的要求，需在垂深590～620 m處設(shè)計(jì)40 m穩(wěn)斜段，造斜段井眼曲率大。當(dāng)井眼曲率過大時(shí)，套管彎曲應(yīng)力達(dá)到一定值，由于螺紋部分應(yīng)力集中而提前破壞，導(dǎo)致套管密封失效。為保證鉆至A點(diǎn)時(shí)準(zhǔn)確中靶，同時(shí)降低整口井的井眼曲率，采取以下技術(shù)措施：二開鉆進(jìn)時(shí)提前造斜，出表層套管6～10 m開始造斜；鉆進(jìn)時(shí)定向鉆進(jìn)與復(fù)合鉆進(jìn)結(jié)合，確保軌跡平滑；鉆完一柱后多次劃眼，結(jié)合短起下鉆，修整井壁。

4.2 鉆井液技術(shù)

4.2.1 鉆井液體系

一開(0～200 m)使用正電膠凝膠鉆井液體系。該體系具有很高的屈服值和較弱的凝膠強(qiáng)度，即“動(dòng)即流，靜即凝”的特性。二開至完井使用聚磺鉆井液體系。該體系采用抗高溫處理劑、抗高溫潤(rùn)滑劑，全井控制膨潤(rùn)土含量，具有低膨潤(rùn)土含量，濾餅質(zhì)量致密、光滑，濾失量小，流變性易調(diào)節(jié)，潤(rùn)滑性能良好以及很高的抗高溫性等特點(diǎn)，配合過平衡鉆井方式，能夠有效解決井眼清潔、潤(rùn)滑防卡、破壞巖屑床、井眼蠕變、原油浸、鉆井液因高溫過稠等問題。

4.2.2 合理確定鉆井液密度

根據(jù)地層壓力和儲(chǔ)層油氣特點(diǎn)的實(shí)際情況，采取過平衡鉆井方式，防止鉆井液密度偏低，不能有效平衡地層壓力，容易發(fā)生原油浸。H62井在鉆至566 m時(shí)撈出油砂，之后密度由1.12 g/cm3緩慢提至1.60 g/cm3，控制地層出油砂。H71-1井在鉆進(jìn)至580 m將密度提高至1.58 g/cm3發(fā)生少量漏失，加入堵漏劑，提高地層承壓能力為鉆至A點(diǎn)將密度提至1.75 g/cm3做準(zhǔn)備。

4.2.3 抗高溫鉆井液體系維護(hù)

為防止地層高溫造成泥漿稠化膠凝，在泥漿性能的維護(hù)上，使用抗高溫的泥漿藥品。在水平段鉆進(jìn)時(shí)，根據(jù)轉(zhuǎn)盤扭矩和上提拉力的變化，提高鉆井液中液體潤(rùn)滑劑含量至設(shè)計(jì)上限，根據(jù)井深補(bǔ)充抗磨防卡潤(rùn)滑劑，并配合使用石墨粉和乳化劑，降低泥餅的摩阻系數(shù)，增強(qiáng)鉆井液的潤(rùn)滑防卡能力。

4.3 擴(kuò)眼技術(shù)

4.3.1 擴(kuò)眼鉆具組合

為確保擴(kuò)眼過程中不出新井眼，在擴(kuò)眼鉆頭前連接無攻擊性的引子與扶正器；為使擴(kuò)眼鉆具居中，在擴(kuò)眼器上部連接440 mm的扶正器加以扶正。具體二開擴(kuò)眼鉆具組合為：牛鼻子引子+731*630變扣+308 mm球扶+631*731變扣+擴(kuò)眼器+730*630變扣+減震器+浮閥+定位+203 mm無磁鉆鋌2根+變扣+440 mm扶正器+變扣+203 mm普通鉆鋌3根+變扣+加重鉆桿4根+普通鉆桿36根+加重鉆桿16根+普通鉆桿。

4.3.2 擴(kuò)眼施工的鉆進(jìn)參數(shù)

擴(kuò)眼過程中鉆進(jìn)參數(shù)的選擇以鉆進(jìn)時(shí)的扭矩變化以及振動(dòng)篩的返砂情況為主要原則，鉆壓以達(dá)到控制鉆時(shí)為目的，進(jìn)而達(dá)到最好的擴(kuò)眼效率。上部地層為平原組黃土層，巖性疏松，鉆壓控制在10～20 kN，扭矩8 kN·m以內(nèi)。為保證該井眼尺寸的攜砂效果，每擴(kuò)眼100～150 m即進(jìn)行短起下作業(yè)，修整井壁，充分?jǐn)y砂。在進(jìn)入明化鎮(zhèn)組后，地層變硬，調(diào)整鉆進(jìn)參數(shù)，減輕鉆具憋跳，保證井下安全。

4.4 大井眼套管下入技術(shù)

4.4.1 技術(shù)套管下入

大井眼水平井靶前位移小，井眼軌跡曲率大。技術(shù)套管下入前，使用軟件分析計(jì)算入井套管柱剛度，優(yōu)化通井鉆具組合。最終采用雙扶正器進(jìn)行通井，具體通井組合為：引子+411*630變扣+631*730變扣+444.5 mm螺扶+731*630變扣+203 mm鉆鋌2根+631*730變扣+440 mm螺扶+731*520變扣+加重4根+普通45根+加重16根+普通鉆桿。下套管時(shí)下入剛性滾輪扶正器，確保套管居中，經(jīng)兩口井應(yīng)用，效果良好。

4.4.2 篩管下入

在完井電測(cè)之后，為避免使用308 mm扶正器通井卡鉆，研究出270 mm和290 mm加強(qiáng)型銑鞋配合244.5 mm套管通井的方法，增大了環(huán)空間隙，為井底巖屑及鵝卵石的返出創(chuàng)造了充分的空間，同時(shí)避免了卡鉆。下篩管時(shí)，使用偏心旋轉(zhuǎn)引鞋可以減少篩管遇阻的發(fā)生。使用32根139.7 mm加重鉆桿作為配重，鉆具下送篩管至預(yù)定位置。

5 應(yīng)用成果

通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，取得以下成果：(1)結(jié)合H62井施工經(jīng)驗(yàn)，H71-1井在二開之后鉆進(jìn)至508 m開始提高鉆井液密度，提至1.54 g/cm3，有效地避免了井漏和井底油砂；三開之后，泥漿更加重視抗高溫性能，加大了抗高溫性能材料的使用，用HE-300和SP-80提高鉆井液抗溫能力，用XCD調(diào)整流型，同時(shí)利用新型液體潤(rùn)滑劑，并配合使用石墨粉和乳化劑，降低泥餅的摩阻系數(shù)，增強(qiáng)鉆井液的潤(rùn)滑防卡能力，有效地預(yù)防了卡鉆事故的發(fā)生。(2)由于施工區(qū)塊井網(wǎng)密集，H71-1井在防碰上是施工難點(diǎn)。該井通過優(yōu)化井身軌跡，提前預(yù)算防碰距離，有效地避免了碰套管事故的發(fā)生。同時(shí)，通過優(yōu)化設(shè)計(jì)剖面，全井曲率控制在5.5°/30 m，為下步完井作業(yè)創(chuàng)造了有利條件。(3)擴(kuò)眼時(shí)使用了2個(gè)鋼齒擴(kuò)眼器和1個(gè)鑲齒擴(kuò)眼器成功擴(kuò)至二開中完井深，未發(fā)生鉆出新井眼和卡鉆事故，擴(kuò)眼鉆頭選型合理，用時(shí)14.9d完成擴(kuò)眼作業(yè)。(4)采取短起下鉆配合低粘低切清掃液、提高排量清洗井眼。同時(shí)結(jié)合自主研制的撈砂工具通井，有效清除了井底的礫石，避免了因礫石攜帶不出井眼而發(fā)生的井下復(fù)雜情況。(5)技術(shù)套管下入前，先后使用1個(gè)440 mm扶正器和2個(gè)440 mm扶正器通井，成功的模擬339.7 mm套管下的剛性，確保了技術(shù)套管的順利下入。篩管下入前，使用自主研制的加強(qiáng)型銑鞋配合244.5 mm套管通井，再使用模擬懸掛器模擬，保證了篩管的下入。

6 結(jié)語

(1) SAGD大井眼水平井技術(shù)的成功實(shí)踐，驗(yàn)證了大井眼水平井開發(fā)館陶稠油油藏的可行性和巨大的經(jīng)濟(jì)效益。(2)在井眼軌跡優(yōu)化控制、鉆井液與井眼凈化和擴(kuò)眼等方面形成了一套大井眼水平井鉆完井技術(shù)，為下步施工積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)。(3)二開采用先鉆后擴(kuò)的方式，井眼軌跡控制效果比較明顯。擴(kuò)眼組合中建議加入減震器減輕跳鉆，同時(shí)采用分層擴(kuò)眼技術(shù)，即擴(kuò)眼鉆頭采用液壓式分層擴(kuò)眼鉆頭，每一層的井徑擴(kuò)大率控制在25%以內(nèi)，保證了鉆頭與地層的充分接觸，減輕了跳鉆的同時(shí)提高了擴(kuò)眼效率。