埕海1-1區淺軟地層安全高效通井技術

摘" " 要：埕海1-1區塊采用水平井開發，主要鉆遇地層為明化鎮組和館陶組的松軟砂泥巖地層，井眼易蠕變縮徑，加之大位移和雙增三維軌跡因素，導致該區塊二開311.15 mm井眼通井作業風險高，容易劃出新井眼。通過設計一種通井領眼鉆頭，優化通井鉆具和通井技術措施，形成了埕海1-1區淺軟地層安全高效通井技術，解決了淺軟地層通井遇阻易劃出新眼、大井斜長穩斜段井眼清潔效果差等難題。現場應用1口井，通井時效提高12.34%，并為區塊首口井全漂浮下套管順利實施提供了良好的井眼條件。該技術對于淺軟地層大位移井的安全施工及提速提效具有一定意義。

關鍵詞：埕海1-1區塊；淺軟地層；大位移井；通井；領眼鉆頭

Safe and efficient wiper trip technology in shallow soft formation of Chenghai

1-1 oilfield block

SHEN Jiyang， CHENG Yukun， WANG Jianmin， ZHANG Munan

Drilling Branch of CNPC Offshore Engineering Company Limited， Tianjin 300451， China

Abstract：In the horizontal well drilling on the Chenghai 1-1 （CH1-1） Block， the formations drilled were mainly soft sandstone strata of the Minghuazhen Formation and Guantao Formation. Creep closure is likely to occur at the wellbore. Meanwhile， factors including double-increase three-dimensional trajectory and large displacement resulted in a high operation risk of second-spud 311.15 mm wellbore drifting and a new hole was likely to appear. By designing a wiper trip pilot bit， optimizing the wiper trip drilling string and technical measures of the wiper trip， safe and efficient drifting technology was achieved for the shallow soft formation of CH 1-1 oilfield block， which solved the problems of the easy-to-appear new hole during tight hole situation in shallow soft formation， and poor downhole cleaning in high-inclination hold section. With on-site application in one well， wiper trip time was saved by 12.34%， and well prepared the wellbore condition for the successful application of full floating casing running in the first well at CH1-1 block. This technology is helpful for safe construction and efficiency enhancementin extended reach wells in shallow soft formation.

Keywords：Chenghai1-1 oilfield block; shallow soft formation; extended reach well; wiper trip; pilot bit

埕海1-1區塊位于大港油田南部灘海地區，該區塊導管架平臺槽口為4 × 8結構，南、北兩側各分布16個槽口，槽口間距2.2 m × 2.7 m，全部為單筒雙井設計，采用水平井開發。由于此區塊油藏埋深淺、井斜大、裸眼段長且地層疏松，故此給二開311.15 mm井眼通井、下套管等帶來了諸多困難。統計該區塊2018—2023年施工的23口井，其中1井和2井二開套管中途固井后，再次通井時劃出新井眼；3井二開打撈落井鉆具，多次通井后，在距離表套管鞋150 m處找不到原井眼，打水泥塞側鉆；4井通井遇阻形成臺階無法通過，下原螺桿鉆具擺工具面找回原井眼。一旦通井劃出新井眼，將造成較大經濟損失，因此有必要針對淺軟地層大位移井通井技術進行研究。

目前常見的通井方法主要有2種[1]，一種是選擇完鉆后采用原旋轉導向鉆具全程倒劃眼短起鉆通井，該方法存在井下工具連續長時間旋轉易疲勞、旋導工具費用高等缺點；另一種是選擇完鉆后起出原鉆具，重新組合常規鉆具進行通井，無論是選擇PDC鉆頭還是牙輪鉆頭，對于軟地層來說均具有較強的攻擊性，通井遇阻劃眼時，由于沒有導向工具，均會從井壁臺階或“大肚子”井眼處吃入新的地層，尤其在狗腿度大的井段，稍微操作不當就會鉆出新井眼。本文通過設計一種個性化PDC通井領眼鉆頭，減弱鉆頭冠部攻擊性，同時具有領眼導向作用和修整井壁能力，大幅提高了軟地層常規鉆具通井方式的安全性和時效性。

1" " 鉆出新井眼原因分析

1.1" " 地層疏松

埕海1-1區主要開發沙河街組和館陶組油藏，垂深1 350～1 450 m，井深4 000～4 500 m，軌跡多為大位移水平井（常規大位移井是指水垂比 ≥ 2，且測深大于3 000 m或水平位移超過3 000 m的井[2]）。地層自上而下為平原組、明化鎮組、館陶組、沙河街組，主要以軟泥巖和松散的細砂巖為主，以5井為例的典型地質分層和巖性描述見表1。

1.2" " 井身結構與軌跡因素

埕海1-1區塊單井軌跡多采用“淺造斜+雙增”三維軌跡設計。以5井為例，造斜點200 m，全角變化率2.4°/30 m，造斜終點1 234 m，井斜角78.70°；增斜扭方位始點3 035 m，全角變化率3.0°/30 m，增斜扭方位終點（入口點）3 450 m，井斜角89.73°，井底點（末端點）3 850 m，井底視平移3 098 m。以5井為例的井身結構見表2，二開裸眼段長2 234 m，是該井施工難點。

1.3" " 砂泥巖地層井壁蠕變縮徑

針對鉆井工程中淺層砂泥巖井眼蠕變縮徑問題，國內有學者進行了相關研究。艾貴成等[3]將軟泥巖的蠕變程度分為五級，探討了相應的鉆井技術，認為合理控制鉆井液密度能有效減弱軟泥蠕變對鉆井作業的影響。李治衡等[4]研究了渤海油田砂泥巖物性與力學性質，通過試驗結合理論分析的方法，揭示了淺層砂泥巖地層井壁蠕變縮徑的機理和規律，計算了不同鉆井液密度下砂泥巖長期蠕變的縮徑率，得到了渤海淺部砂泥巖地層安全鉆井周期，以縮徑20%為前提條件的安全鉆井周期為10～20 d。

1.4" nbsp; 砂泥巖界面形成小臺階

鉆井過程中，由于砂巖和泥巖的耐沖蝕性、滲透率和強度存在差異，砂巖和泥巖地層井眼擴大率不一樣，在二者交界面處易形成小臺階，由此導致下鉆遇阻情況發生。以5井為例，其311.15 mm井眼砂泥巖交界面共計52處。

2" " 通井領眼鉆頭設計

鉆井常用的PDC鉆頭和牙輪鉆頭，主要作用都是破碎巖石取得進尺，均具有較強的破巖能力，當軟地層通井遇阻劃眼時，鉆頭在鉆壓和轉速的作用下，可從井壁臺階或“大肚子”井眼處輕松鉆出新井眼。而通井的主要目的是為了檢驗井筒是否暢通、擴劃井壁、破除臺階、消除井壁阻點，以及清除井眼中滯留的巖屑，使井眼充分凈化，降低滑動摩阻系數，為后續測井或下套管作業提供良好的井眼條件。依據通井的目的，本文開展了通井鉆頭的個性化設計。通井領眼鉆頭實物如圖1所示，鉆頭體為AISI4145H材質合金鋼，采用五軸數控加工成型，保徑直徑311.15 mm。

2.1" " 鉆頭剖面形狀

HEYDARSHAHY Seyed Ali等[5]用有限元方法模擬了不同形狀鉆頭的破巖效果，研究了地層應力分布及裂縫延伸模式，其中圓弧頂鉆頭（IADC-0-3）對地層施加的應力最低（見圖2），且對井壁造成的損傷最小（見圖3）。

基于HEYDARSHAHY Seyed Ali等人的研究成果，?311.15 mm通井領眼鉆頭剖面形狀采用“直刀翼+較平緩的長拋物線冠形”設計，剖面形狀如圖4所示。

該剖面形狀具有以下特點：第一，圓弧頂鉆頭對地層施加的應力最低，對井壁的損傷最小；第二，鉆頭冠部呈長拋物線狀，配合4個對稱直刀翼設計，提高了鉆頭的引導能力，有利于引導鉆頭順利進入原井眼。

2.2" " 布齒設計

現有常規鉆頭心部和鼻部都有切削齒，對地層攻擊性強，為了減弱鉆頭的攻擊性，設計的通井領眼鉆頭冠部圓弧刀翼上無切削齒。通井領眼鉆頭滿眼設計，具備劃眼和倒劃眼功能。在鉆頭每個刀翼主動規徑處均布置了?13 mm PDC切削齒，可以進行劃眼修整井壁；在每個刀翼尾端布置 PDC倒劃眼齒，可以進行倒劃眼處理，消除鍵槽或臺階。在鉆頭規徑塊上，布置了硬質合金齒，加強保徑防磨損能力。

2.3" " 水力設計

為了防止鉆頭在軟泥巖中出現泥包現象，領眼鉆頭采用多噴嘴加大排量流道面積的強化型水力結構，刀翼寬度設計較窄，增大排屑槽空間，利于巖屑的清除。通井領眼鉆頭共設置了6個水眼，包括4個前向噴嘴、2個后向噴嘴，噴嘴布置如圖5所示。噴嘴大小可換，根據壓力和排量進行調節，保證鉆頭的清洗和冷卻效果。特殊設計的2個后向噴嘴，加強了對排屑槽的清洗效果，也更有利于帶走沉沙。

3" " 通井鉆具組合優化

通井底部鉆具主要是由鉆頭、鉆鋌和鉆具穩定器組成，為了確保大位移井通井效果及井下安全，應合理選擇通井鉆具組合的彎曲剛度、扶正器數量及安裝位置[6]。原則上，通井底部鉆具的剛性和結構應接近原鉆具，否則通井容易遇阻；同時保持鉆具彎曲剛度大于套管的彎曲剛度，確保套管能夠順利通過井眼曲率較大的井段。修整井眼的主要部件是鉆頭和穩定器，針對大段易縮徑泥巖，在不增加通井鉆具剛性的前提下，可以增加一個偏心微擴眼器，強化修整井壁和清潔井眼的效果。通過軟件模擬和經驗分析，一般將偏心式隨鉆擴眼器放置在加重鉆桿之后，距離鉆頭約150 m位置[7-9]。綜上原則，埕海1-1區通井底部鉆具優化為以下組合方式。

組合1：?311.15 mm通井領眼鉆頭+630×630浮閥接頭+?308～311 mm螺旋穩定器+?209.55 mm鉆鋌×3根+?203.2 mm振擊器+631×520變扣接頭+?139.7 mm加重鉆桿×9根+?139.7 mm鉆桿（每10柱加1根清砂鉆桿）。

組合2：?311.15 mm通井領眼鉆頭+630×630浮閥接頭+?308～311 mm螺旋穩定器+?209.55 mm鉆鋌×3根+?203.2 mm振擊器+631×520變扣接頭+?139.7 mm加重鉆桿×12根+偏心微擴眼器+?139.7 mm加重鉆桿×2根+?139.7 mm鉆桿（每10柱加1根清砂鉆桿）。

使用SunnyPathing軟件計算通井底部鉆具和技術套管彎曲剛度，如圖6、圖7所示。通井底部鉆具組合加權平均彎曲剛度為1.94 E+019 Pa·mm4，稍高于技術套管的彎曲剛度1.07 E+019～1.25 E+019 Pa·mm4，滿足通井鉆具對彎曲剛度的要求。

4" " 通井關鍵技術措施

埕海區塊淺層大位移井，二開311.15 mm井眼裸眼段長，井斜角大，井筒巖屑不易清潔，二開中完后，采用原鉆具全程倒劃眼起鉆，最大程度清潔井眼。通井作業則以“干通”為主，即利用吊卡起下鉆具以達到修整、暢通井眼的目的，采取以下幾項關鍵技術措施。

1）通井作業前，詳細掌握鉆井期間收集的地層巖性、實鉆軌跡、鉆井液體系轉換井深、巖屑返出情況等信息。通井下鉆時，在狗腿較大井段、鉆井液性能調整井段、劃眼憋泵蹩頂驅等異常位置，提前控制速度，緩慢通過。

2）下鉆過程中如果有遇阻現象，下壓不超過100 kN，活動通過后進行拉順處理；若無法通過，則開泵下沖，排量從100～180 spm逐級嘗試；若下沖仍遇阻，開頂驅40 r/min劃眼處理，并密切注意指重表變化，最大鉆壓不超過20 kN，劃眼下放速度盡可能大于該位置鉆進機械鉆速的2倍，避免連續大鉆壓劃出新井眼。連續遇阻井段通過后，開泵200 r/min、轉速100 r/min倒劃一遍，再停泵停轉干通下鉆驗證，順暢后再繼續下鉆。

3）基于Kamp;M團隊研究的大斜度井攜巖機理[10-11]，對于大尺寸井眼，當頂驅轉速高于120 r/min時，巖屑傳輸帶“啟動”；當轉速低于120 r/min時，巖屑傳輸帶“停止”。通井到底后，采用高轉速（130 r/min）、大排量（70 L/s）充分循環2～4周以上，同時觀察振動篩返出情況，確保將井內滯留巖屑循環攜帶出井眼。

4）根據對區塊多口大位移井的數據回顧，下套管前反演的滑動摩阻系數需小于0.3才能有效保障套管順利下入到設計井深。做好實際鉤載和軟件模擬載荷對比分析，監測摩阻異常井段，并針對性進行二次通井處理。

5" " 現場應用效果

5井為埕海1-1區塊一口生產水平井，目的層為館陶組，完鉆井深3 850 m（垂深1 342 m），該井地層、巖性、井身結構與軌跡具體描述見前文。二開311.15 mm井眼中完井深3 487 m，井斜86.05°，裸眼段長2 234 m，水垂比2.07，二開通井選擇鉆具組合1，不帶微擴眼器，以“干通”為主，通井到底后，再短起下700 m驗證。全井在砂泥巖交界面遇阻（共6處），均上下活動一次后通過，通過臺階能力強，如圖8所示；在厚層泥巖段遇阻（共5處），劃眼通過，劃眼扭矩波動明顯，只劃一遍，再次下放，拉力正常，修整井壁能力強，如圖9所示。

對比埕海1-1區塊先后連續施工的4口大位移井通井情況（見表3），5井應用了通井領眼鉆頭，通井時間最短，僅用時2.06 d，較其他3口井平均通井時間（5.11 d）縮短了59.69%；較井深和水垂比相似的6井通井時間節約了0.29 d，通井時效提高12.34%；同時，5井通井后的效果最好，井眼滑動摩阻系數最低，由0.32降至了0.25，比6井通井后滑動摩阻系數（由0.32降至0.28）更好，為5井實現該區塊首口井全漂浮下套管提供了良好的井眼條件。

6" " 結論

1）軟地層鉆井應盡可能保持軌跡平滑，避免出現大狗腿，控制測斜排量和長時間定點循環，防止沖出“大肚子”；中完后倒劃眼攜砂時應控制好速度，防止憋壓造成井壁失穩；中途循環采用“慢提快放”的方式，防止出現臺階。

2）針對軟地層特點設計的通井領眼鉆頭，具有較強的引導功能，可引導鉆頭更容易進入原井眼，同時井壁修整能力強，遇阻點可以進行劃眼和倒劃眼處理，因此通井時效和安全性較常規鉆頭大幅提高。

3）通井鉆具組合彎曲剛度應與原鉆具相似，鉆具剛性發生較大變化時，在軟地層高造斜率井段容易遇阻劃出新井眼；同時不低于套管彎曲剛度，確保套管能夠順利通過井眼曲率較大的井段。

4）提高操作人員預防劃出新井眼的意識，堅持“一通、二沖、三劃眼”的操作原則，是防止劃出新井眼的重要措施。

參考文獻

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作者簡介：

沈吉陽（1984—），男，四川巴中人，工程師，2008年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事海洋石油鉆井方面的工作。Email：shenjy.cpoe@cnpc.com.cn

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