土庫曼斯坦薩35-1H水平井鉆井技術

譙抗逆郭世侯白璟胡超張德軍王成學

1.川慶鉆探工程公司鉆采工藝技術研究院 2.川慶鉆探工程公司國際工程公司

土庫曼斯坦薩35-1H水平井鉆井技術

譙抗逆1郭世侯1白璟1胡超1張德軍1王成學2

1.川慶鉆探工程公司鉆采工藝技術研究院 2.川慶鉆探工程公司國際工程公司

譙抗逆等.土庫曼斯坦薩35-1H水平井鉆井技術.天然氣工業,2010,30(5):69-72.

薩35-1H水平井是土庫曼斯坦第1口水平井,其目的層位于巨厚膏鹽層下,存在著在巨厚膏鹽層中實現軌跡控制的巨大難題,在土庫曼斯坦國內尚無成功鉆井先例。針對巨厚膏鹽層鉆水平井的難點,在井身結構優化、井眼軌跡優化、井眼軌跡控制技術、鉆井液技術、安全鉆井等方面采取了一系列對應措施,安全、優質、高效地鉆成了土庫曼斯坦第1口水平井,完鉆井深為3333m,斜井段長為1573m,水平位移為1210.6m,最大井斜為92.04°,?311.2mm井眼斜穿巨厚膏鹽層624m,?215.9mm井眼橫穿產層501.78m,鉆井周期為111.6d。該井的成功為后續水平井的設計和施工奠定了基礎。

巨厚膏鹽層 水平井 土庫曼斯坦 薩曼杰佩氣田

0 引言

薩35-1H井位于土庫曼斯坦薩曼杰佩氣田。該氣田地層自上而下依次是:新近系、古近系、白堊系、侏羅系提塘階組、基末利階組、侏羅系牛津卡洛夫階組。其中牛津卡洛夫階組是目的層,其埋深為2400～2600m,分為硬石膏石灰巖互層、層狀石灰巖層、塊狀石灰巖層。塊狀石灰巖層儲層物性較好,是主要儲層,層狀石灰巖層為次要儲層。基末利階組為巨厚鹽膏層,垂厚一般在425m左右,是薩曼杰佩氣田良好的區域蓋層,主要分為上石膏層、上鹽層、中石膏層、下鹽層、下石膏層。其中純度達97%以上的純鹽層厚約310m。前蘇聯在該氣田進行了多年的勘探,由于巨厚膏鹽層的存在,工程和地質報廢率各達到30%,沒有水平井開發先例。中國石油天然氣股份有限公司獲得該油田的開發權后,為減少開發投資,優化井網布置,實現稀井高產,決定優先用水平開發[1-5]。

1 主要技術難點

1)從井深1931～2555m為巨厚膏鹽層,斜厚為624m。鉆井過程中可能遇到高壓鹽水層。由于鹽水層的分布規律及壓力系數難預測,易出現鹽水浸,發生鹽析造成井下事故。

2)鹽巖層本身也極易垮塌和塑性變形,造成縮徑卡鉆或塑性變形擠毀套管。鹽巖層也容易溶解,易形成大肚子,造成攜砂困難,造成井下事故。

3)鹽巖層地層軟,易形成臺階造成鉆具或套管下入困難;或形成鍵槽,造成卡鉆事故。

4)目的層上方緊臨膏鹽層,用水平井開發時造斜段無法避開膏鹽層,鉆遇膏鹽層井段較直井更長,加之必須實施滑動鉆進手段,使安全鉆井及軌跡控制難度大大增加。

5)基末利階組下石膏層和牛津組—卡洛夫階組上部硬石膏層,可鉆性差,鉆時慢,又加上該處井斜在55°以上,定向滑動鉆進時極易發生卡鉆。

6)儲層位于垂厚變化大的巨厚高壓膏鹽層之下,優質塊狀石灰巖儲層深度預測困難,增加了井眼軌跡著陸和水平段地質跟蹤難度。

7)由于氣田長時間封閉和鄰國強行開采等多種原因、目的層壓力難預測,鉆達目的層發生漏、噴均有可能,而目的層含硫化氫和二氧化碳,且氣產量大,井控風險大。

8)巨厚膏鹽層的封固較困難。為保證技術套管的封固效果,需帶管外封隔器和套管穩定器。復雜管串結構的套管能否順利下過膏鹽層,成為全井安全完成的關鍵。

9)層狀石灰巖與塊狀石灰巖的區分較困難,能否及時卡準層位,并提供優良的井眼軌跡,避免水平段鉆入水層,確保水平段井眼距離氣水界面達到一定安全高度,是水平井長期高產的關鍵。

10)儲層屬碳酸鹽巖,裂縫發育,易出現井漏、井噴等復雜情況。

11)地質需要用大斜度井段穿越45m厚的層狀石灰巖段,用水平段穿越塊狀石灰巖段。因此,全井水平位移較大,會帶來摩阻扭矩增大,井眼凈化困難等工程問題。

2 主要技術措施

2.1 優化井身結構設計

根據該井的地層特點、地層壓力及目前鉆井工藝技術狀況、參考該區塊鄰井已鉆井實鉆井身結構,依據有利于安全、優質、高效鉆井和保護油氣層的原則進行優化設計,達到實現安全鉆井及實現地質目的 。2.1.1 水平段井眼尺寸及長度的確定

經過不同水平段長與產能的數值模擬,其結果表明,無阻流量隨水平段長度增長而增大,當水平段長增加到500m后,無阻流量增大趨勢明顯減緩,故水平段以鉆進400～500m為佳。通過對近似儲層物性條件水平井開發產量對比和該區域直井產量情況分析,預計該井完成后,日產量應在100×104m3以上。再考慮到鉆井工程的風險,決定水平井段用?215.9mm鉆頭施工。

2.1.2 技術套管的優化

該層套管的主要作用是封隔高壓鹽水層。由于目的層為石灰巖且裂縫發育,壓力系數低,易發生井漏。因此,在鉆完石膏石灰巖互層后,進入致密石灰巖2m就可固井。為防止膏鹽蠕動擠毀套管,技術套管可考慮復合套管,在膏鹽段使用加厚技術套管。為保證封固效果,防止高壓鹽水串,在套管下端加管外封隔器。2.1.3 表層套管的優化

封隔古近系布哈爾組高壓水層,封固古近系和土倫階組上部成巖性差,膠結疏松的不穩定地層,套管鞋坐在白堊紀土倫階組上部地層里,為第2次開鉆順利鉆進創造了穩定上部井眼的條件,井身結構,見表1。

表1 井身結構表

2.2 井眼軌跡優化設計

該井為大斜度+水平井段的組合定向井,要求用大斜度井段穿過層狀石灰巖段,再用水平段穿越塊狀石灰巖層500m。由于水平位移大,減少摩阻實現滑動鉆進才能實現井眼軌跡的可控性。優化井身剖面,保證軌跡平滑,應對地層不確定因素的影響,降低全井最大全角變化率,有利于多采用復合鉆進的控制方法,便于清潔井眼,實現安全鉆井。薩35-1H井選擇“直—增—微增—增—穩—增—平”7段制剖面。第1增斜段的目的是達到一定的井斜角,防止后續施工方位漂移過大。由于微增斜段較長,該段采用懸鏈線設計,有利于減少摩阻。第2增斜段的目的是控制入靶姿態,達到矢量入靶。穩斜段的目的是大斜度穿越層狀石灰巖層,尋找和確定最佳水平段垂深位置。第3增斜段的目的是實現水平段著陸,控制入靶姿態。2.2.1 造斜點的選擇

由于該井為第1口水平井,鹽層中能否滑動鉆進及其造斜率大小不確定。因此,把造斜點選在了戈捷里夫階組泥巖層,保證進入鹽層時,井斜為30°左右,防止后續施工時,方位產生過大漂移。

2.2.2 造斜率的選擇

①確保在較軟的鹽層中不能形成鍵槽;②適應復雜的地質變化,確保工具造斜率能夠達到;③能減少造斜及控制井段,有利于攜砂和降低摩阻和扭矩;④考慮帶有管外封隔器和套管扶正器的管串通過能力。?311.2mm井眼造斜率選擇在4.5°～5.5°/30m,?215.9mm井眼造斜率選擇在5°～7°/30m,設計井眼軌跡剖面數據,見表2。

表2 設計井眼軌跡剖面數據表

2.3 監測手段

直井段采用自浮式單點測斜儀和電子多點測斜儀監測;造斜段和水平段用無線隨鉆測斜儀全程跟蹤監測,用電子多點測斜儀復測。

2.4 鉆井液技術

直井段采用低固相聚合物體系,膏鹽層段采用聚磺欠飽和—飽和鹽水體系,第3次開鉆井段采用聚磺體系。由于鹽層中高壓鹽水的存在,其存在又無規律,鹽水浸入又易導致鹽析發生卡鉆事故,現場試驗地層破裂壓力系數在1.9g/cm3以上。因此,該井膏鹽層使用了比直井更高的鉆井液密度,目的是防止斜井段高壓鹽水浸和鹽層蠕動變形。在膏鹽層段主要要提高鉆井液的潤滑性,防止阻卡及降低鉆井液的流動阻力,提高鉆井液的抗污染能力。有效避免鹽膏層的溶解、污染、縮徑、大井徑、井塌等一系列井下復雜和事故的發生,實際鉆井液性能,見表3。

2.5 井眼軌跡控制技術

鉆具組合和鉆井參數優選。利用Navigator摩阻扭矩分析軟件進行了鉆具屈曲和摩阻的計算。優化了鉆具組合和鉆井參數。鉆具組合使用簡易鉆具組合,并在大斜度井段進行倒裝,有利于鉆壓的有效傳遞,便于進行滑動鉆進。根據滑動鉆進、復合鉆進、鉆進地層及所用鉆頭的不同,使用合理的鉆井參數,防止鉆具發生屈曲造成疲勞損壞,在易鉆地層,控制鉆進速度,確保巖屑及時返出,見表3。

1)定向增斜段:?311.2mm鉆頭+?215.9mm1.5°/1.25°單彎螺桿+定向接頭+?203mm無磁鉆鋌1根+?203mm鉆鋌×1柱+?178mm鉆鋌×1柱+?127mm加重鉆桿+?127mm鉆桿。

鉆井參數:定向鉆進:鉆壓為40～140kN;排量為38～40L/s。

復合鉆進:鉆壓為40～80kN;排量為38～40L/ s;轉速為20～30r/min。

2)微增斜段:?311.2mmPDC鉆頭+雙母接頭+?308mm扶正器+定向接頭+?203mm無磁鉆鋌+短鉆鋌+?308mm扶正器+?203mm鉆鋌×1柱+?177.8mm鉆鋌×1柱+?127mm加重鉆桿+?127mm鉆桿。

表3 實際鉆井液性能表

鉆井參數:鉆壓為60～120kN;排量為38～40L/ s;轉速為70～90r/min。

3)定向增斜段:?215.9mmPDC鉆頭+?165mm1°單彎螺桿+定向接頭+?165mm無磁鉆鋌+?127mm鉆桿+?127mm加重鉆桿+?127mm鉆桿。

鉆井參數:定向鉆進:鉆壓為100～160kN;排量為38～40L/s。

復合鉆進:鉆壓為50～60kN;排量為28～31L/ s;轉速為20～30r/min。

4)水平段:?215.9mmPDC鉆頭+?165mm0.75°單彎螺桿+?213/?210mm穩定器+定向接頭+?165mm無磁鉆鋌+?127mm鉆桿+?127mm加重鉆桿+?127mm鉆桿。

鉆井參數:定向鉆進:鉆壓為100～200kN;排量為28～31L/s。

復合鉆進:鉆壓為30～50kN;排量為28～31L/ s;轉速為5r/min。

2.6 斜井段主要措施

1)使用滑動鉆井與復合鉆井交替進行,嚴格控制造斜率,防止出現過大的全角變化率。

2)堅持每根單根測斜,及時對已鉆軌道進行計算描述、做出與設計軌道參數的對比和偏差認定,及時掌握工具的造斜率,對鉆頭處狀態參數做出較準確的預測,計算出待鉆井眼所需造斜率,提前采取工程技術措施,實現了軌跡的“平穩著陸”和“矢量進靶”,防止了軌跡的大幅波動。

3)記錄鉆井參數和鉆具扭矩、摩阻情況,及時分析對比并采用短起下、擴劃眼等對應措施。

4)鹽膏層鉆進采用進一退三原則。每鉆進1m上提3m劃眼到底,如劃眼無阻卡、無憋跳鉆顯示則可逐漸增加鉆進段長和劃眼行程。但每鉆進4～5m至少上提劃眼一次。

5)每次測斜前,先劃眼2次,井下正常后,才開始停泵測斜。

6)堅持短起下鉆,每鉆50～100m,短起下鉆一次;在鹽層中鉆進4h(或更短),短起鉆過鹽層頂部,全部劃眼到底,若無阻卡顯示,可適當延長短起鉆間隔,但不超過30h。

7)鹽膏層定向鉆進,應控制滑動鉆進時間,每1h上提一次鉆具。

8)接立柱前,反復拉劃井眼,井下無異常才開始接立柱。接立柱時,盡可能延長開泵時間,鉆具坐于轉盤后方可停泵,接立柱速度要快。

9)對全角變化大的滑動鉆進井段,使用復合鉆擴劃眼,及時修整井眼,保證軌跡平滑。

2.7 水平段主要措施

1)水平段選擇“自帶扶正塊彎螺桿+扶正器”的穩斜組合。采用復合鉆進為主,滑動鉆進為輔的方案,考慮到滑動鉆進的困難性,需要盡量減少滑動增斜方法。選用復合鉆進微增斜的鉆具組合。配合定向拉劃降斜來達到總體穩斜的目的。

2)由于儲層可鉆性好,應適當控制鉆進速度,及時帶出巖屑。

3)每鉆100～150m進行一次短起下,及時消除巖屑床。

4)確需滑動施工時,使用分段滑動方法,控制滑動井段和時間,防止卡鉆事故的發生。

3 取得的成果

1)成功鉆成了土庫曼斯坦第1口水平井,完鉆井深為3333m;斜井段長為1573m;水平位移為1210.6m;最大井斜為92.04°;?311.2mm井眼斜穿巨厚膏鹽層624m;?215.9mm井眼橫穿產層501.78m。

2)有效地控制了井眼軌跡,實鉆井眼軌跡與設計高度吻合,準確命中3個靶區,實現了地質目標,且井眼平滑,起下鉆順暢。完鉆時,最大開泵上提鉆具摩阻為10～12t,空轉扭矩為8～9kN·m,井眼質量優良。

3)?311.2mm井眼在井斜達到65°的情況下,常規電纜測井,一次成功,沒有采用傳輸測井;并在加入了管外封隔器和38只扶正器后,下套管順利到底。固井也非常成功,達到了封隔高壓鹽水層的目的。?215.9mm井眼下入?139.7mm篩管也很順利。

4)摸索出了一套大井眼膏鹽層定向鉆井的技術,基本解決了膏鹽層安全鉆進與軌跡控制之間的矛盾。

5)對該地區定向鉆具、常規鉆具的效能進行了摸索,初步掌握了一些規律,為下步定向井/水平井施工奠定了基礎。

6)全井各項作業施工順利,未出現井下復雜、事故和定向儀器故障,鉆井周期為111.6d。

7)該井用?25mm油嘴測試產量為108×104m3/d,是同構造直井平均產量的2.1倍。

4 結論與認識

1)該井的井身結構設計、井眼軌跡設計、對付鹽膏層的鉆井液技術和一整套井眼軌跡控制技術是成功的;用水平井開發巨厚膏鹽層下油氣資源是可行的。

2)鹽層中使用PDC鉆頭滑動鉆進困難,但用牙輪鉆頭獲得了較好的施工效果,為進一步優化井眼軌跡,避免在鉆時慢的泥巖、石膏層滑動鉆進提供了優化依據。

3)水平段用“自帶扶正器彎螺桿+扶正器”的穩斜組合,扶正器直徑非常關鍵,應比螺桿自帶扶正器小1～2mm才能穩斜,一樣大會降斜,小到3mm會增斜。

4)水平段盡量選用合適尺寸的穩定器,達到穩斜效果,減少定向調整時間。如找不到合適的穩斜結構,應優先用微增結構,少用微降結構,采用定向拉劃降斜實現穩斜目的,以提高鉆井時效和保障井下安全。

5)合理的鉆井排量配合劃眼短起下鉆等工程技術措施,不僅消除了巖屑床,保證了井下安全,起下鉆暢通,下套管作業順利,而且減少了大尺寸井眼鉆井液對定向儀器的沖蝕,有效保護了定向儀器。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.017

Qiao K angni,senior engineer,was born in1964.He obtained an M.Sc.degree in oil and gas well engineering from Southwest Petroleum University in2007.

Add:South Sec.2,Zhongsan Avenue,Guanghan,Sichuan618300,P.R.China

Tel:+86-838-5151333 Mobile:+86-13990229258 E-mail:qiaokangni@263.net

Horizontal drilling technology:Case history of the well Sam35-1H in the Samandepe G as Field,Turkmenistan

Qiao Kangni1,Guo Shihou1,Bai Jing1,Hu Chao1,Zhang Dejun1,Wang Chengxue2
(1.Drilling & Production Technology Research Institute,Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td., CN PC,Guanghan,Sichuan618300,China;2.International Group,Chuanqing Drilling Engineering Co., L td.,CN PC,Guanghan,Sichuan618300,China)

The well Sam35-1H is the first horizontal well drilled in the Samandepe Gas Field,Turkmenistan,and its target payzone is under the huge gypsums,where the well trajectory is not easy to control.This becomes a great trouble in drilling and there was no successful precedents in Turkmenistan.In view of this,a series of corresponding countermeasures have been taken in many aspects like optimal design of casing program and well trajectory,techniques of well trajectory control and drilling fluids,and safe drilling technology,etc.As a result,the well Sam35-1H was drilled safely,perfectly and high efficiently,with the completed well depth of3333m,the slant hole interval length of1573m,the lateral displacement of1210.6m,and the maximum well deviation angle of92.04°,the oblique penetrating thickness of624m in the payzone by the?311.2mm borehole,the lateral penetrating thickness of501.78m in the payzone by the?215.9mm borehole,and the drilling cycle of111.6days.This successful practice in this well provides a robust foundation for the subsequent horizontal well design and operation.

huge gypsums,horizontal well,Turkmenistan,Samandepe Gas Field

book=69,ebook=526

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.017

2010-02-27 編輯 鐘水清)

中國石油天然氣集團公司科研計劃科技現場試驗項目“土庫曼斯坦復雜鹽下氣田快速高效勘探開發技術”(編號:2008-15)。

譙抗逆,1964年生,高級工程師;2007年于西南石油大學獲油氣井工程碩士學位。地址:(618300)四川省廣漢市中山大道南二段。電話:(0838)5151333,13990229258。E-mail:qiaokangni@263.net

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE5,pp.69-72,5/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)