2012-2013年完成井9口, 平均井深3051.56m, 平均周期67.76天, 平均机速3.55m/h, 平均月速1350.59m/台月。钻井过程中存在以下难点: (1) 钻井周期长、机械钻速低, PDC钻头使用受限。 (2) 下部二叠系、石炭系地层硬、研磨性强, 牙轮钻头平均使用时间80-100h, 易发生掉牙轮事故, 平均机速2.2m/h, 起出后磨损严重;普通PDC钻头抗研磨性差。 (3) 井身质量控制困难、常规钻具难以防斜 (4) 事故复杂时效高, 小泉沟、条湖裂缝性发育, 易发生井漏;条湖组凝灰岩破碎、地层胶结不稳易发生自下而上连续坍塌。 (5) 水平井开发增多, 施工风险高, 完井工艺复杂, 水平段长, 摩阻大, 特殊管串或工具下入困难。
根据地层分布, 研究岩石可钻性, 优选个性化PDC钻头, 优选配合螺杆钻具。
采用取自马朗凹陷岩芯进行试验测试, 对于牙轮和PDC钻头, 依据可钻性与声波时差的相关性, 建立可以用来计算可钻性极值的关系模型:
其中:岩石可钻性极值
Δtp-声波时差
研磨性级值与可钻性级值范围
通过岩性分析以及可钻性来优选PDC钻头, 重点从以下几个方面攻关, 优选个性化钻头。
a、采用抗高温、抗冲击复合片, 降低掉齿断齿几率
b、提高钻头表面耐研磨性和硬化材料
c、或采用双排齿提高整体穿夹层能力
根据上述地层特性, 优选以下两种型号PDC钻头
216mm DM753钻头特性:
※采用大曲率半径冠形, 提高钻头的整体耐磨性;
※采用最新进口、高抗研磨复合片DP-40, 复合片耐磨性大大提高, 更加适应钻进高研磨性砂岩、含砾砂岩地层;
※辅助切削齿位置和高度的合理设计, 提高钻头的稳定性和抗研磨能力, 有效提高钻头使用寿命。
216mm MD6645A钻头特性:
※碳化钨烧结胎体, 六刀翼设计, 中高密度布齿, 提高钻头的耐磨性;
※采用16mm复合片, 适应钻进高研磨性火成岩;
※聚晶金刚石保径, 提高钻头的稳定性和抗研磨能力, 有效提高钻头使用寿命。
优选大扭矩中速螺杆, 配合个性化PDC钻头, 采用“MWD”复合导向技术控制上部易斜井段, 提高PDC钻头工定性, 减少对复合片的冲击, 提高行程进尺。
通过优选PDC钻头配合7头大扭矩螺杆复合钻进, 平均机械钻速提高70.22%, 平均钻头数量由每口井9.15只减少至3.5只, 很大程度上减少了钻头入井次数, 取得良好效果。
上部井段易斜, 马朗区块岩性复杂, 地层造斜力强, 且方位不变, 常规钻具钻进自然方位在340-30°左右。通过研究分析6口井井的井史资料, 发现井斜的主要原因为:
(1) 地层因素:易斜井段主要T2+3和P2t交界面以及整个二叠系地层, 岩性多为凝灰岩和玄武岩, 该类地层岩石强度高, 形成的地层倾角大, 自然造斜力强。
(2) 钻具因素:钻具导致井斜的主要因素是钻具的偏斜和弯曲。底部钻具影响最大:一是引起钻头倾斜, 在井底形成不对称切削, 二是钻头受侧向力。
上部井段为增加钻具刚性, 更好的防斜稳斜, 采用“0-1-2”钻具组合:
Ф216mm PDC+Ф172mm1.25°单弯螺杆 (双扶) +回压凡尔+定向接头+Ф159mm无磁DC*1根+Ф159mm DC*1根+Ф214mm F+Ф159mm DC*8根+Ф127mm DP
评价:该钻具组合在直井段有很好的防斜作用, 实时跟踪预测, 中途一次纠斜即可控制上部直井段井身质量。
下部造斜段钻具:
Ф216mm PDC+Ф172mm1.25°单弯螺杆+回压凡尔+定向接头+Ф159mm无磁DC*1根+Ф159mm DC*9根+Ф127mm DP
下部直井段或稳斜段钻具:
Ф216mm PDC+Ф172mm1.25°单弯螺杆 (双扶) +回压凡尔+定向接头+Ф159mm无磁DC*1根+Ф159mm DC*9根+Ф127mm DP
水平段钻具:“0-1F”型微调整旋转导向钻具组合
Ф216mm PDC+Ф172mm1°单弯螺杆 (双扶) +回压凡尔+电阻率+Ф159mm无磁DC*1根+MWD短节+Ф127mm加重DP*3根+Ф127mm倒装钻柱+Ф127mm加重DP*27根+Ф127mm DP
通过优化钻具结构实施9口井上部井身质量得到很好的控制, 1400-2200m最大井斜马60H井3.0°/2190m。平均机械钻速7.41m/h, 相比提高了140%。
针对致密油藏全井段岩性特征, 从钻井液的井壁稳定、井眼净化、防卡润滑等性能入手, 形成了直井“三段制”、水平井“四段制”钻井液技术模式。
直井:坂土浆体系—聚合物体系—聚磺体系
水平井:坂土浆体系—聚合物体系—MEG体系—弱凝胶体系
弱凝胶主剂与常规提切剂以及其它弱凝胶剂对比实验表明, 主剂同时具有凝胶和提切剂的特点, 成胶时间短。
通过评价低剪切速率粘度, 弱凝胶主剂低剪粘度高, 为常规提切剂HV-CMC的45倍, 其携砂悬砂能力强。
通过评价触变性, 静止1小时以后的切力值也无较大变化, 同时10s、10min的切力值也较为合理, 有利于悬浮岩屑。
相同加量条件下, 弱凝胶辅剂页岩回收率高于MMH和FA-367, 说明弱凝胶辅剂抑制能力强于MMH和FA-367。
弱凝胶辅剂加量2%时, 其YP/PV值达0.75, 有利于充分发挥钻头水眼水马力的作用, 提高机械钻速, 同时具有较强的封堵能力。
弱凝胶钻井液体系现场应用
弱凝胶钻井液体系在芦101H等8口井水平段得到成功应用, 均无复杂事故发生, 有效满足了水平井携岩降阻要求。
※控制起下钻速度, 杜绝压力激动造成井壁失稳坍塌。
※定向段、水平段坚持短拉措施, 并执行“两短一长”的短拉方案, 井下有异常情况时, 要立即循环进行短拉, 清除井筒的岩屑。
※易塌井段禁止定点循环, 以免长时间冲刷造成井壁垮塌。
※水平井钻进或完钻通井钻具中采用球形稳定器, 球形稳定器结构短小紧凑、钻井阻力小, 适用于水平井安全钻进。
※J2x钻遇煤层, 采用进一退二, 稳扎稳打, 保证塌块能及时破碎并带出井筒。
※P2t易出现接单根频繁遇阻卡、放不到底或泵压不正常, 遇到此情形须停止钻进, 循环处理泥浆, 若还不能恢复正常, 起钻简化钻具结构通井。
※附加合适的泥浆密度平衡坍塌应力。
通过井下复杂预防技术、弱凝胶钻井液体系的应用, 大大降低了本区块的复杂事故率, 相比2010-2012年, 复杂损失率降低65.34%, 事故损失率降低92.81%。
井眼准备
★电测前通井钻具组合:
Φ216mm3A+Φ159mm DC×2根+Φ127mm倒装钻杆串+Φ127mm加重DP×30根+Φ127mm DP
★下套管前通井钻具组合:
Φ216mm3A+Φ159mm DC×2根+210mm球扶+Φ127mm倒装钻杆串+Φ127mm加重DP×30根+Φ127mm DP
★下钻至斜井段、水平段分段循环, 排量由小到大, 清除斜井段及水平段底部岩屑, 返出岩屑量大则分段短拉。
★倒装钻具组合保证全部加重钻杆在直井段。
完成水平井8口, 平均水平段长727.14m, 安全无事故, 其中芦101H井水平段长1100m, 水平段钻进周期17天, 完井套管下入精准到位, 创吐哈油田水平井钻井及固井记录。
(1) 马朗区块安全快速钻井技术应用12口井, 其中水平井8口;平均井深3066.17m, 平均机速6.13m/h, 平均钻井周期47.29天, 复杂损失率0.61% (芦3井井漏) , 事故损失率0.24% (马61H井井壁取芯工具遇卡) 。
(2) 通过安全快速钻井技术的应用, 各项技术指标大幅提高, 2014年完成井相比以前平均井深增加了14.61m, 平均钻井周期缩短了20.47天, 平均机械钻速提高2.58m/h, 提高幅度72.68%, 平均月速提高589.66m/台月, 提高幅度43.65%。
(1) 三塘湖致密油开发取得重大突破, P2t储层加大开发力度, 该层位事故复杂多, 多发生井漏、井塌等复杂, 影响生产进度, 今后将完善技术措施, 加强该井段的事故复杂预防。
(2) 加大钻井液的科研力度, 若凝胶体系的应用成功证明了该钻井液体系非常适应本区块的安全钻进。
(3) 研究地层特性, 拓展PDC钻头的使用空间, 加大复合钻进力度, 提高机械钻速, 缩短钻井周期。
(4) 针对三塘湖水平多, 施工工艺复杂的难题, 加强水平段的安全钻进, 制定一套行之有效的安全措施, 并广泛推广。
摘要：2012年芦1井发现P2t油层后, 先后在芦1、马55、马56获得突破, 条湖组凝灰岩致密油藏已经成为勘探开发的重要领域。本区块地质条件复杂, 钻井周期长, P2t地层破碎严重, 多次发生井塌埋钻等事故, 严重影响钻井进度和经济效益, 针对致密油开发的特点, 该区块部署大量水平井, 为实现安全快速钻井, 开展一系列技术研究。
[1] 陈庭根、管志川, 《钻井工程理论与技术》, 东营:石油大学出版社, 2000:116.
[2] 狄勤丰、沈双平, 《防斜打快技术的研究与发展》, 自然杂志, 2004, 26 (02) .
[3] 苏义脑, 《油气直井防斜打快技术——理论与实践》, 北京:石油工业出版社, 2003:64.
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