南堡35-2油田大位移鉆井工程優化設計

王桂萍，林 海，李治衡，張 磊，劉海龍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

0 引 言

大位移井技術是當今鉆井工程領域的高新技術，已成為我國海上邊際油田的主要開發方式之一[1-2]。大位移井主要是利用現有平臺或陸基開發邊際油田，可以節約大量的開發投資費用，降低油田商業開采的門檻，進而獲得更好的經濟收益[3]。中國海洋石油總公司通過技術創新與實踐，逐步形成一套先進的大位移井鉆井技術，并在渤海QK17-2和QHD32-6油田得到了應用和驗證[4]。大位移井通常由定向井段、穩斜延伸井段和著陸、儲層井段構成，其施工難點和挑戰來自穩斜延伸井段。大位移鉆井技術在很多方面對鉆井完井技術提出了更高的要求。其井斜大、穩斜延伸段長，導致鉆柱摩阻和扭矩大幅度增加，井眼清潔困難，同時施工周期過長使得裸眼段存在井壁失穩的風險[5-9]。大位移井鉆完井投資大、風險高，需對大位移井可行性進行研究。

南堡35-2S構造位于邊界大斷裂的上升盤，鄰近渤中富生烴凹陷，油源條件優越，為落實該構造館陶主力砂體的儲量，依托南堡35-2油田剩余井槽，推薦實施一口大位移井(南堡35-2X井)鉆到S-1井區，從而減少投資成本。

1 地層特征分析

南堡35-2S構造館陶組上部發育一套分布較為穩定的儲蓋組合，良好的圈閉形態是館陶組油氣聚集成藏的保障。X井的目的層是S-1井區館陶組。館陶組儲層物性：測井解釋孔隙度13.7%～33.4%，平均20.1%；滲透率347.1～590.4 mD，平均510.7 mD，屬于中—高孔隙度、中—高滲透率儲層。S-1井區正常壓力梯度，溫度梯度達到4.4℃/100 m，屬于高梯度值，較主體區大1.4℃/100 m。地層從上到下依次是新生界第四系平原組、新近系明化鎮組和館陶組，明化鎮上段以淺灰色粉砂巖為主，夾雜綠灰色泥巖，質純，性中硬，巖屑呈塊狀；明化鎮下段以綠灰色泥巖為主，夾雜淺灰色細砂巖，成分以石英為主，其次為長石，含少量暗色礦物，細粒為主；館陶組以厚層含礫砂巖為主，夾雜著泥巖薄層。

2 大位移井作業的關鍵技術

2.1 井壁穩定性

井壁穩定性是大位移井實施的重要因素，井壁失穩是力學因素和化學因素共同作用的結果。大位移井深度大，鉆井周期長，泥頁巖井段易發生井壁失穩，導致井壁坍塌，因此大位移井鉆井設計取決于井壁穩定的研究成果，需根據探井或鄰近的地層構造、巖性特征、電測等資料，確定安全鉆井泥漿密度窗口和鉆井液性能優化設計，并計算分析大位移井裸眼段的暴露安全時間，以有效指導大位移井的鉆進作業。X井安全泥漿密度窗口見圖1。可知，X井為正?？紫秹毫w系，館陶組坍塌壓力值為1.2～1.25 g/cm3，破裂壓力為1.80～1.82 g/cm3(當量密度)，該井的安全密度窗口較寬。

2.2 井眼軌跡優化設計

井眼軌跡優化盡可能以最小進尺、最小的摩阻扭矩和最安全作業的合理妥協為準則，合理的井眼剖面設計是大位移井的關鍵技術之一[10-11]。

井眼軌跡優化設計與造斜點的選擇、造斜段類型、井斜角息息相關，盡量降低摩阻扭矩，減少井眼的狗腿度。對于靶前距大的大位移井軌跡優化普遍采用懸鏈線軌道，但其導致井眼軌跡加長，海上懸鏈軌道優勢難以體現，且X井不存在淺層防碰問題，故該井采用增曲率剖面類型進行井眼優化設計，并分析造斜率對穩斜角和摩阻扭矩的影響，見表1。

表1 造斜率對穩斜角和摩阻扭矩的影響Tab.1 Effect of build-up slope on angle of stability and friction torque

由表1可知，不同造斜率對應的剩余鉤載和扭矩差異性不大，下套管時鉤載為正值，說明244.5 mm套管依靠自重能順利下入。

考慮穩斜角和井深，最終選擇兩次造斜率均為3°/30 m進行軌跡設計，結果見表2。

2.3 井身結構設計

大位移井井身結構設計應考慮地層巖性、壓力情況等條件，以安全高效鉆進為目的，盡可能降低摩阻扭矩[12]。X井水垂比為3.07，井斜角較大，斜井段長，上部造斜點處于疏松的淺地層，下部穩斜段鉆進時間長，為防止上部井段出現垮塌現象，需用套管封固造斜段。參考該油田已鉆井，X采用四開井身結構：一開采用444.5 mm鉆頭鉆進至1 055 m，采用339.725 mm套管下至1 050 m，采用單級單封固井；二開采用311.15 mm鉆頭鉆進至3 505 m，244.5 mm套管下至3 500 m，采用單級雙封固井；三開采用215.9 mm鉆頭鉆進至4 445 m，177.8 mm尾管下至4 440 m，采用尾管固井；四開采用152.4 mm鉆頭鉆進至4 875 m，裸眼段用114.3 mm篩管完井。井身結構見圖2。

2.4 摩阻扭矩分析

摩阻和扭矩是大位移水平井水平位移延伸程度的主要限制因素[13-14]，水平位移大，井斜角大，從而導致鉆柱在井眼內摩阻大、扭矩大，套管下入困難。根據X井身結構，利用Landmark軟件對各開次井眼的摩擦扭矩進行計算，見表3。

表3 各開次不同作業模式下大鉤載荷與扭矩數據Tab.3 Hook load and torque data under different operation modes

由于311.15 mm井段長2 450 m，套管下入是最大的挑戰，需對244.5 mm套管下入進行敏感性分析。根據南堡35-2S構造已鉆井(水基鉆井液)在311.15 mm井段(3 000 m)的實鉆數據，反演該井段裸眼摩阻系數，見圖3。

由圖3可知，在244.5 mm套管下入過程中，套管內摩阻系數0.25，裸眼內摩擦系數約0.38。套管下入敏感性分析見圖4。裸眼內摩擦系數為0.45時，大鉤載荷為250 kN，即是頂驅重量，說明套管受到的摩擦力等于套管自重，套管下入困難；裸眼內摩擦系數為0.4時，大鉤載荷為106 kN(不含頂驅重量)，說明244.5 mm套管靠可以下入。

2.5 水力攜巖分析

井眼清潔問題也是大位移井鉆井的關鍵技術之一[15]，避免因井眼不清潔導致循環當量密度(ECD)過高而壓裂地層，同時，結合預鉆井的井身結構，評價現有設備能力能否維持井眼清潔。為此對X井311.15 mm井眼、215.9 mm井眼、152.4 mm井眼分別進行了水力攜巖分析，這里重點討論152.4 mm井眼。井段為X井最后一開次，所用鉆井液密度為1.19 g/cm3，其旋轉鉆進最高扭矩為34 kN·m，處在安全極限內，對其井眼清潔能力進行計算分析，結果見圖5、圖6。

由圖5、圖6可知，152.4 mm井段的機械鉆速為10 m/h，臨界排量為1.5 m3/min，對應的泵壓為27 MPa；該井段對應的最大環空當量密度(ECD)為1.50 g/cm3，而該開次套管靴處地層破裂壓力值為1.85 g/cm3，即ECD低于破裂壓力值，表明滿足作業需求。

X井的152.4 mm裸眼段需下入114.3 mm篩管，故對其下入敏感性進行分析，結果表明，套管內摩擦系數0.25、裸眼內摩擦系數0.46條件下，該篩管可下入。

3 結 論

X井采用增曲率剖面類型進行井眼優化設計，且該井淺層大井眼定向造斜，需確保井眼規則、平滑，嚴格控制井眼軌跡。

本文利用實鉆井工況反演得到較為準確、可靠的摩擦系數，對X各開次進行摩阻扭矩分析計算，長井段的244.5 mm套管和114.3 mm篩管可下入，且在152.4 mm井段能有效攜巖，表明大位移井X井技術上是可行的。X井的垂深淺、水平位移大、水平段長、目的層泥巖夾層多等技術難點，優化設計方案是鉆井成功的重要技術支撐?！?/p>