鲁克沁复杂山地大位移井优快钻井配套技术研究

鲁克沁复杂山地大位移井优快钻井配套技术研究
闫志刚;张永强;赵忠梅
【摘要】鲁克沁油田玉北构造带深层稠油潜力巨大,然而受复杂山地、表层裂缝发育、地层岩性复杂等地质条件影响,导致长裸眼段大位移井钻井中存在诸多技术难点.通过开展井身结构与井眼轨迹优化、长裸眼段降摩减扭、高效PDC+复合导向钻具优配及安全高效钻井液等优快钻井配套技术研究,现场试验及规模应用取得了显著的效果.与2013年相比,平均钻井周期缩短至63.29 d,降幅23.27％.复杂事故时效降为4.35％,降幅41.84％.平均水平位移由1 179.33 m增至1 443.51 m,增幅22.40％.有效解决了制约复杂山地超深稠油大位移钻井的技术瓶颈,建立了不同井型优快钻井模式,为鲁克沁超深稠油高效经济动用提供了技术途径,加快了鲁克沁油田产能建设步伐.
【期刊名称】《石油工业技术监督》
【年(卷),期】2016(032)009
【总页数】4页(P33-36)
【关键词】复杂山地;深层稠油;大位移井;优快钻井;安全钻井液
【作者】闫志刚;张永强;赵忠梅
【作者单位】中国石油吐哈油田分公司监督中心新疆鄯善838200;中国石油吐哈油田分公司监督中心新疆鄯善838200;中国石油吐哈油田分公司监督中心新疆鄯善838200
【正文语种】中文
鲁克沁深层稠油油藏是近年来吐哈油田勘探开发的重要战略领域，是实现油气上产目标的重要资源基础。

然而，鲁克沁二叠系超深稠油油藏受火焰山山体影响，须采用大位移定向井和水平井进行勘探开发，同时该构造地表与地下地质条件异常复杂，随着大位移井井深超过5 000 m，水平位移突破2 000 m，钻井技术瓶颈难点日
益凸显，给安全钻井带来了极大的挑战，严重制约了稠油高效勘探开发进程［1-2］。

钻井技术难点：①地表为冲积扇沉积，裂缝发育，地层胶结疏松，易发生恶性井漏［3］；②位于构造褶皱带，地层倾角大，直井段控斜效果差，大井眼定向纠斜困难；③井深与水平位移持续增加，以防碰绕障与减摩降扭为主的井眼轨迹设计难度大［4］；④深部地层存在石英质砂砾岩与硬脆性泥岩，单只钻头进尺少，行程钻速低；⑤长裸眼段大位移条件下，轨迹控制段长，同时井壁稳定性差，岩屑携带困难［5］。

针对深层稠油地层钻井难点，开展了井身结构优化、井眼轨迹优化、PDC+高效钻具组合优配及安全快速钻井液等深层大位移井钻井工艺技术研究，着力解决影响复杂山地大位移井安全钻井技术瓶颈。

1.1 深层大位移井井身结构设计优化
开展以三压力剖面、实钻井径曲线及实钻复杂分析为代表的井壁稳定性研究，根据不同的井型、完钻井深及水平位移大小，分类优化了钻头尺寸、套管层序及下深，以满足长裸眼大斜度大位移井安全钻进的需要。

根据位移大小优选井身结构及套管下深：①井深＞5 000 m、位移＞2 000 m复杂地质井优选三层结构，技套下至2 500 m；②井深＞4 500 m、2 000 m＞位移＞1 500 m优选两层结构，表套深下至1 300 m；③井深＞4 000 m、1 500 m＞位移＞1 000 m优选两层结构，表套下至500 m。

1.2 大位移井井眼轨迹优化设计
1.2.1 井身剖面优化技术
①大位移水平井优选“直-增-稳-增-稳”5段制剖面，定向井优选“直-增-稳”3段制剖面；②位移＞2km造斜率（1.5～3.5）°/30 m，位移＜2km造斜率
4.5°/30 m，提高复合钻进应用比例，提高机械钻速；③定向井控制井斜≤40°，降低井下复杂发生率。

1.2.2 防碰绕障设计技术
利用Navigator防碰设计软件，结合大平台邻井实钻的轨迹数据，采用平面法和最近距离法进行防碰扫描，保证井眼轨迹的安全性和可操作性。

以玉北12-12定向井设计为例，需要与8口邻井进行防碰扫描模拟。

根据模拟结果，与邻井玉北1井最短中心距为66.58 m，与玉北17-15井最短中心距为46.01 m，通过防碰绕障设计，及时指导现场实施中根据实钻轨迹进行防碰操作。

1.3 长裸眼段降摩减扭技术
①结合地层自然造斜规律设计和控制轨迹，增加复合钻井比例，减小摩阻扭矩，降低托压、断钻具的风险；②模拟旋转钻进、滑动钻进等工况下钻柱受力分析，有效避免井下复杂事故的发生；③水平位移大于2 000 m的井，引进旋转地质导向技术，保证长裸眼段安全有效延伸。

1.4 高效PDC+复合导向钻具优配技术
通过分析各种钻具结构控制井身质量的规律和能力，不断优化调整完善，使各种功能钻具结构的应用效果达到最佳，使复合钻进应用效率全面提升。

1.4.1 全井段钻具结构优化技术
1）直井段大尺寸井眼全压控斜钻具。

其技术核心是通过稳定器的构型、尺寸大小与安装位置的调整来实现防斜打快，同时配合MWD和小度数单弯螺杆钻具，可实现随时微调控制井斜与方位；具有防斜能力强（可在高陡构造应用）、可精确控制轨迹走势、千米轨迹控制调整次数少、复合钻进应用率高等优点。

2）造斜段复合导向钻具结构。

其技术核心是通过缩短动力钻具下稳定器与钻头之
间的距离，换用新型三瓣式偏心直棱稳定器来实现强力增斜。

该新型钻具结构具有施工摩阻小、工具面稳定、造斜能力强（设计造斜率低于3.5°/30m时采用复合钻井方式即可满足造斜率需求）、复合钻进应用率高等优点，可有效减少起钻换钻具组合次数，提高定向施工效率。

3）稳斜段与水平段稳斜微调钻具。

其技术核心是通过调整动力钻具上下稳定器的配合尺寸来实现强力稳斜。

也可通过微调上下稳定器尺寸实现微增或微降功能，该高效钻具结构具有稳斜能力强、复合钻进应用率高等优点，可有效减少定向调整次数，提高稳斜段与水平段施工效率。

1.4.2 个性化PDC钻头改进设计
1）硬脆性泥岩地层。

优选超宽流道，深排屑槽，避免高速钻进时泥包、重复切削；主刀翼采用大螺旋、斜刀翼，主动切削地层；冠部头型更尖锐，超强攻击性。

3 000 m之前优选SD9531ZC型钢体PDC钻头。

2）石英质砂砾岩地层。

采用多空间多角度小尺寸抗研磨切屑齿布齿设计，重新调整出露高度及冠部形状，设计了与地层性质、钻进工况匹配度高的个性化PDC钻头，通过改善钻头在井底的工作稳定性，以提高钻井施工效率；保径优化为碳化钨合成块与PDC镶嵌齿混合，有效避免强研磨性地层钻头缩径，钻头与动力钻具选型结果如表1所示。

1.5 安全高效钻井液技术
1.5.1 浅层防漏堵漏技术
1）凝胶堵漏工艺技术特点。

表层优选凝胶高固相强封堵随钻堵漏技术方案，该技术原理是利用凝胶缓溶效应保持堵漏浆合理流态利于泵送，利用凝胶溶胀、交联、吸附，增大堵漏浆在漏失通道流动阻力，将填充材料和地层胶结成整体，封闭裂缝，配合各种粒径的刚性粒子提高裂缝封堵能力见表2。

该体系成胶时间短，0.5 h开始缓溶，1.5 h成胶。

流动阻力大，驻留能力强，承
压能力强，启动压力大于3MPa。

采用“凝胶+刚性材料+常规堵漏剂”相结合。

配制凝胶高强堵漏钻井液，钻进全过程用堵漏浆打钻，在可建立循环的情况下抢钻，实施随钻堵漏。

2）施工技术要点。

①弹性堵漏颗粒浓度5%，中等强度堵漏剂3%～5%，刚性堵漏颗粒浓度8%，总固相浓度大于25%，凝胶堵漏剂浓度大于0.3%；②在易漏井段起下钻或接单根时，控制好下放速度，平稳开泵，防止激动压力过大压漏地层；
③泥浆静止时间长时，下钻要分段顶活上部泥浆，防止出现高泵压憋漏地层；加重时控制好加重速度，确保泥浆密度均匀，防止短时间内的高液柱压力；④钻进过程中及时观察井下漏失情况，若出现失返，则提高堵漏剂浓度，小排量连续性替至漏层，静止8 h以上或适当憋压，静止堵漏无效立即打水泥适当憋压堵漏。

1.5.2 强抑制抗高温安全钻井液技术
针对长裸眼大位移、大井斜条件下泥岩与煤层井壁稳定性差的现状，优选双保型钻井液体系，利用其“携岩性强、抑制性强、封堵性强、储层保护效果好、环境友好型”于一体的性能优势，提高复杂岩性地层的适应性。

在煤层段重点强化抑制性与封堵性，利用“浊点”吸附、镶嵌及多软化点的封堵效应，增强造壁防塌能力；储层段保持“适黏、高切、低失水”，形成致密的内泥饼，确保储层保护效果。

实验表明：双保型钻井液体系高温动态滤失量小，且渗透率恢复值高达91.84%，表皮系数下降达42.3%，对油气层的伤害程度小，见表3。

2.1 现场应用情况
2014年在鲁克沁深层稠油大位移井应用16井次，平均井深4 442.69m，平均钻井周期63.29天，平均机械钻速8.05 m/h，平均钻头用量7.69只，平均复杂事
故时效4.35%，平均水平位移1 443.51 m。

见表4。

2.2 实施效果分析
2.2.1 东区成功钻成首口大位移靶前距水平井
英18H井完钻井深4 173 m，最大井斜86.3°，靶前距达750 m，井底水平位移
达1 044 m，定向施工周期38天，钻井周期84.55天，相比同区块定向井（英1101、英1104C、英1106、英1105C）钻井周期缩短了37.8%，在复杂事故频发区域实现了零复杂指标。

2.2.2 北区大位移井总体指标再上新台阶
2014年鲁克沁北区完成1 000 m以上大位移井占总井数的74%。

总体指标与2013年相比，在井深增加42.83 m和水平位移增加264.18 m的情况下，钻井周期缩短19.20天。

平均井深增至4 442.69 m，增幅0.97%。

平均钻井周期缩短至63.29天，降幅23.27%。

复杂事故时效降为4.35%，降幅41.84%。

水平位移由
1 179.33 m增至1 443.51 m，增幅22.40%，鲁克沁北区大位移井整体推广效果显著。

通过优快钻井示范引导，涌现出了一批典型样板井，并刷新了多项钻井技术指标。

钻成一批超过2 000m的大位移井，其中玉北12-12井完钻井深4 870 m，井底
位移达2 279.20 m，钻井周期仅72.12天，创2 000m大位移井最快钻井纪录。

玉北平13-19井水平位移2 273.35 m，创吐哈油田最大位移水平井钻井历史记录。

玉北601井首次引进并成功集成应用旋转导向钻井与双保型钻井液技术，实现了
井深5 100 m与裸眼段长3 800 m安全快速钻进。

1）通过技术攻关与现场试验，有效解决了制约复杂山地超深稠油大位移钻井的技术瓶颈，建立了不同井型优快钻井模式，为鲁克沁超深稠油高效经济动用提供了技术途径，切实加快了鲁克沁油田产能建设步伐。

2）形成了以大位移深井井身结构优化、轨迹剖面优化、全井段多样化复合导向钻具、PDC钻头优选及安全快速高效钻井液等为核心的技术系列，实现了复杂地层
大位移井安全钻进。

3）引进并成功应用的双保型强抑制、强封堵钻井液体系，实现了多岩性复杂井筒
环境下安全钻井目的，对后期同类型复杂地层钻井提供了借鉴意义。

4）采用全新理念设计的超强攻击性钢体PDC钻头和抗研磨PDC钻头在深层钻井提速效果方面优于前期钻头。

5）新型“0-1”特殊稳定器组合可实现大位移井超长井段稳斜稳方位钻进，基本实现了“定向微调与复合全程”钻进模式。

【相关文献】
［1］杨兰霞，韩宝中.直井防斜打快技术分析［J］.科技资讯，2011（25）：106.
［2］陈志学，孙宁，史东辉，等.基于虚拟强度指数的钻头选型方法研究［J］.石油钻采工艺，2013，35（3）：9-11.
［3］吕开河，孙明波，邱正松.塔里木盆地依奇克里克区块煤层钻井技术研究［J］.石油学报，2006，27（5）：108-111.
［4］赵前进，肖华，何飞，等.吐哈深层煤系地层水平井钻井技术研究与实践［J］.钻采工艺，2014，37（1）：31-36.
［5］吕开河，韩立国，史涛，等.有机胺抑制剂对钻井液性能的影响研究［J］.钻采工艺，2012，35（2）：75-76.。