论文部分内容阅读
[摘 要]冀中高家堡油田家3断块是华北油田后期提能增产的主力产区之一,但该区块地质构造复杂,油气埋藏深,下部膏泥岩导致钻井事故频发等客观因素的存在,严重制约着家3区块油气田的高效开发。为此,本人通过对家3区块井组实钻技术的研究,分别从井位优化,轨道设计,钻具组合,泥浆性能等方面加以探讨,提出家3区块钻井的关键技术,对该区块高效快速钻井具有一定的现场指导意义。
[关键词]高家堡 家3断块 轨道设计 钻具组合 泥浆性能
中图分类号:TE242 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)42-0355-02
随着华北油田中后期深度开发的到来,冀中高家堡油田家3断块是华北油田后期提能增产的主力产区之一,但该区地质风险大,开采难度高,钻井事故频发。严重影响着家3区块的产能建设。为此,本人通过对家3-20X、 家3-23X、家3-30X等井组实钻技术的研究分析,分别从井位优化,轨道设计,钻具组合,钻井参数以及泥浆性能等方面加以探讨,提出家3区块安全快速的钻井技术,为后续该区块安全高效的钻井提供一定的现场指导意义。
1 家3断块简介
家3断块井身构造家3断块位于高家堡背斜的西北部,东南方向由高家堡断层与家29断块相隔,高点埋深3660米,幅度300米,含油面积2.2Km2,该断块沙三上段为滨浅湖相沉积,砂层发育,岩性为长石细-粉砂岩为主。在井段(3300-3700m)的石膏层和灰色泥岩段,极易发生膏侵、垮塌、漏失等井下复杂事故,极大的增加了该区块的开采难度,影响着家3区块的产能建设。该区块的井身结构以家3-23X井为例,其井身结构示意图如图1所示,三开五段制井。
2 技术难点
家3区块地质构造复杂,目的层埋藏深(3600-4000m),下部膏岩极易导致井壁垮塌,井壁掉块卡、膏侵、井漏等风险,且目前都是丛式井组,防碰任务严重。二开井眼大(311.2mm),造斜率低等一些列问题,对于该区块的油气开采是一个不小的挑战。
2.1 工程施工难点
(1)目的层埋藏深,家3区块平均井深接近3850m,开发难度大。
(2)二开造斜段造斜率低,稳斜段较长,后期降斜段降斜时托压严重,滑动定向困难。
(3)下直段较长,在漏失层前甩掉MWD仪器,距离中靶距离较远,且下直段井斜易斜下直段轨迹控制难度大。
(4)丛式井组布局,防碰工作难度不小。
(5)后期电测,下套管作业风险大,容易出现井漏,井壁垮塌,井卡等事故。
2.2 地质施工难点
家3断块地质分层以家3-20X井为列,其地质设计如表1所示。
由表1可以看出:
(1)馆陶底砾岩存在漏失,螺泥岩,灰黑色炭质泥岩井段极易导致卡钻,井壁垮塌。
(2) Es1段断层存在漏失,容易出现井壁坍塌事故。
(3) Es2段含膏泥岩、膏岩、膏盐易垮,泥岩井眼缩径等井下事故。
3.施工过程及技术分析
家3断块由于地质原因,设计为三开井,本文主要从井位布局,井眼轨道优化,螺杆钻头选择,泥浆性能等方面加以分析研究。
3.1 丛式井井位布局
家3断块目前开始大规模的整装开采,丛式井组在规划布局时除了满足地质需求外,还要为后续的防碰留有余地,优化钻井次序,降低防碰难度。但在3-20X与整拖10m的家3-23X防碰设计中(如图所示),未充分考虑后续的防碰工作,两口井方位交叉,两口井的造斜点均为800m,导致该口井防碰难度加大。为了更好的做好这两口井的防碰,在家3-23X井施工中,扭方位控制上直段位移横向移动,但这样又导致下口井防碰任务加重。为此,丛式井规划布局时要考虑井位的钻井次序,根据方位优化井位,通过优选造斜点位置来优化防碰设计,降低现场施工风险。
3.2 定向井剖面设计
该区块井身结构由于地层原因设计为三开井,为了满足地质需求,井型设计为五段制。钻遇沙河街地层后,尤其是在垂深超过3100m以后还会遭遇漏层,石膏层和灰色泥岩段等多种复杂地层。根据目的层的位移来选择造斜点和稳斜井斜角。在目前的现场施工中,一般通过提高造斜点,降低稳斜段的井斜角来实现提高机械钻速,降低施工难度的目的,现场施工证明这种思路的轨道设计非常成功,目前完钻的家3-20X钻井周期29.83天,家3-11X钻井周期仅为21.88天,均比设计周期提前50%以上。但在设计时需要注意以下几方面:
(1)造斜点太浅,前期造斜率无法满足现场施工要求,尤其是在二开311.2mm的大井眼中,设计造斜率不要超过3°/30m。
(2) 五段制井最大井斜角最好不超过20°,降低后续降斜施工的难度,如果井斜过小不能满足地质要求,可以通过提高造斜点来增加水平位移,实现地质目的。
(3)该地区在垂深3100m以后地层复杂,为了避免在复杂地层中施工,降斜工作必须在进入复杂地层前完成。
3.2 钻具组合的优化
该区块井深结构为三开五段制井,钻具组合的选择根据井深结构及轨迹控制的要求来合理选择,具体分析如下。
3.2.2 一开钻具组合优化
一开井深一般在160m左右,井深较浅,其钻具组合如下:
φ444.5mm钻头+411*4A10+φ165mmNDC×2根+φ165mmDC×6根+4A11*410+φ127mmWDP×21根+φ127mmDP
一备注:一开主要以防斜、悬浮携带钻屑作为重点,采用大排量40L/S钻进,钻完后充分洗井。
3.2.3 二开钻具组合优化
二开井段主要考虑到造斜段,稳斜段,其常用钻具组合如下: φ311.2mm 钻头+φ172mm螺杆(1.5°)+φ203mmNDC×1根+MWD短节+φ203mmNDC×1根+φ165mmDC×5根+转换接头+φ127mm WDP×21根+φ127mmDP
钻井参数:40-60 kN,转速60+DN,排量45~50L/S,泵压12~14Mpa
备注:螺杆可以选择203mm或者197mm的1.5°单弯,详细分析见3.3螺杆的选择。二开由于井眼大,地层浅,钻时快等特点,为此必须使用大排量来携沙,由于二开井段垂深(1400~1600m)要钻遇砾岩,穿砾岩时起钻换牙轮钻头。穿砾岩的钻具组合要根据当前井眼轨迹测斜数据来确定。如家30-11X井为了降斜,穿砾岩下入大钟摆钻具,家3-23X井为了增斜,下入强增钻具组合。
3.2.3 三开钻具组合优化
(1)三开稳斜段、降斜段的常用钻具组合如下
φ215.9mm钻头+φ172mm螺杆(1.25°)+钻具浮阀+φ165mmNDC×1根+MWD短节+φ165mmNDC×1根+ 转换接头+φ127mm WDP×21根+φ127mm DP。
钻进参数:钻压40~60kN,转速60+DN,排量32~36L/S,泵压15~17Mpa
备注:鉴于该地区下部地层的复杂性,井斜易斜等特点,应提前50~100m完成降斜施工。避免在复杂地层中定向施工作业,井斜控制在1°之内,同时预测中靶位移欠10m~15m较好。同时,在进入石膏层和灰色泥岩或漏层之前起钻甩掉MWD仪器,不仅能有效的降低埋仪器的风险,还能为后续的堵漏创造条件,由于MWD仪器不能通过大颗粒的堵漏材料,可能导致堵漏失败,进一步恶化井下事故。
(2)三开下直段虽然钻遇膏岩会降斜,但一旦钻穿50m左右的膏岩层后,井斜增长率接近2°/100m,家3-11X由0.14°涨至6°,家3-20X下直段最大井斜达到7°.为了最大化降低施工风险,有效防斜,精简钻具组合,建议使用直螺杆配大钟摆钻具组合,即能有效提高机械钻速,又能较好的达到防斜的效果,其钻具组合如下:
φ215.9mm钻头+φ172mm直螺杆+钻具浮阀+φ165mmNDC×1根+φ214mm螺旋扶正器+φ165mmLDC×1根+ 转换接头+φ127mm WDP×21根+φ127mm DP。
钻进参数:钻压40~60kN,转速60+DN,排量32~36L/S,泵压15~17Mpa
3.3 螺杆选择
二开造斜段井眼(311.2mm)造斜段造斜率较低,在家3-30X井初期井斜小于10°时,造斜率仅为2.4~3.1°/30m,滑动钻进进尺多,转动百分比低,严重影响着钻井的机械钻速。通过分析发现主要由于以下两方面导致造斜率低。
第一,造斜点浅,一般造斜点在800m左右,该段地层为明华镇组,地层松软,而且由于二开井眼大,钻时快,为了便于携沙,泵排量一般都在45l/s,松软地层遭遇大排量泥浆冲刷而导致造斜率低。
第二,造斜初期,螺杆钻具造斜的侧向力的支撑点还没有完全形成,导致初期造斜率低。
第三,该区块目前的三口井二开所用螺杆均为可调式197mm或者203mm1.5°单弯,其本体扶正器306mm,上扶305mm,由于可调螺杆造斜率低于同度数的固定螺杆的造斜率,况且197mm螺杆本身并不特别适合311.2mm井眼的造斜,同时,螺杆本体下扶正器可以提高至308mm,以便提高造斜率。
通过以上分析,为了提高二开造斜段的造斜率,建议二开采用244.5mm1.5°单弯或者三瓣偏心直棱扶正器的固定203mm1.5°单弯,螺杆本体下扶正器最好308mm,螺杆上扶正器305mm,形成微增钻具结构,便于二开稳斜段钻进。同时,滑动钻进时可以降低排量至36L/S,减少大排量对松软地层的冲刷破坏力,以便提高造斜率。鉴于三开井眼215.9mm及稳斜的目的,螺杆选用172mm1.25°,螺杆上扶正器选用206mm,下扶正器选用210mm或者212mm,以便于稳斜。
3.4 钻头选择
Nm段以上地层成岩性差,可钻性较好,使用HAT127钻头或PDC钻头较为合适;Ng段可钻性较好,下部含砾岩,使用JD437钻头;Ed段为软~中地层,适合JD437、H517、PDC钻头钻进;沙河街组为中软~中硬地层,以砂岩、泥岩为主,适合PDC钻头及保径效果好的H517、HJ517G钻头钻进。家3-23X井在三开时为了提高机械钻速下入四刀翼PDC,虽然前期钻时与5刀翼PDC钻时相差不多,但在井深超过3100m以后,即钻进至沙一地层后,四刀翼PDC钻时明显变慢,复合钻时仅为5.15m/h,而邻井家3-30X井在同井段使用5刀翼PDC复合钻时为8.57m/h,机械钻速明显优于四刀翼PDC,为此,在二开井段下入四刀翼PDC钻头(中途穿砾岩除外),三开建议下入5刀翼PDC钻头提高机械钻速。
3.5 泥浆性能
钻井液上部地层采用大分子包被剂IND-30为包被、絮凝、抑制造浆、控制膨润土含量上升的主处理剂,NH4-NPAN-作为降粘、降滤失剂;下部地层采用酚醛树脂SMP-1、SN树脂、SF降滤失剂及抗盐抗钙防塌剂WFT-108、白沥青NFA-25配合改善泥饼质量,降低钻井液失水,巩固和增加井壁稳定性,防止井壁垮塌,并严格控制高温高压失水,保证井壁稳定及井径规则;同时在滑动定向井段采用液体防卡润滑剂FTR-02;高效防粘卡润滑剂GFR-1和固体润滑剂石墨的使用,保证钻井液润滑性,采用有机盐钻井液体系,解决了膏岩钻进中的钻井液难题,以有利于顺利施工[2]。
虽然泥浆性能在井漏方面起着决定性作用,但工程上的错误做法也会导致井漏。如在家3-23X在3210m起钻, 家3-30X在3286m起钻过程中均正常,但在下钻到底时都发生井漏事故,分析原因钻除了该段地层位于沙一下和沙二上段漏层段外,井队盲目提速,在技术套管(0~1600m)井段下钻速度极快,从而产生较大的激动压力,憋漏漏层,为此,钻遇漏层后,除了调整泥浆性能外,工程上要严格控制起下钻速度,防止次生危害的发生。
4、结论与建议
(1)家3断块都是整装台子丛式井组,井位布局要充分考虑防碰要求,优化井位钻井次序及造斜点位置,提前做好防碰工作。
(2)简化剖面设计,采用五段制剖面设计,通过提高造斜点,在漏层之前完成降斜施工,避免在复杂地层中定向施工作业,最大化的降低井下施工风险。
(3)轨迹控制中要根据不同井段,不同区地层走向、钻具飘逸等规律,优选并精简最佳井底钻具组合及钻井参数,提高转动百分比。下直段推荐大钟摆配合直螺杆的防斜复合钻具结构。
(4)二开311.2mm的大井眼优选244.5mm或者203mm1.5°常规螺杆,选择三瓣直棱偏心扶正器,或滑动钻进时降低排量,减少大排量对松软地层的冲刷破坏作用,从而提高造斜率。
(5)根据不同地层选择最佳的钻头类型,优化钻井参数,提高机械钻速和井眼清洁度。
(6)根据不同井段及地层特性,调整好泥浆性能,在钻遇漏层后,除了调整泥浆性能外,起下钻要严格控制速度,防止下钻过快产生的激动压力憋漏漏层。
参考文献
[1] 吕传炳,余东合.冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层压裂改造技术[J].石油钻采工艺,2009.06.
[2] 唐继平,王书琪,陈勉.盐膏层钻井理论与实践[M].北京:石油工业出版社,2004:30-40.
[关键词]高家堡 家3断块 轨道设计 钻具组合 泥浆性能
中图分类号:TE242 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)42-0355-02
随着华北油田中后期深度开发的到来,冀中高家堡油田家3断块是华北油田后期提能增产的主力产区之一,但该区地质风险大,开采难度高,钻井事故频发。严重影响着家3区块的产能建设。为此,本人通过对家3-20X、 家3-23X、家3-30X等井组实钻技术的研究分析,分别从井位优化,轨道设计,钻具组合,钻井参数以及泥浆性能等方面加以探讨,提出家3区块安全快速的钻井技术,为后续该区块安全高效的钻井提供一定的现场指导意义。
1 家3断块简介
家3断块井身构造家3断块位于高家堡背斜的西北部,东南方向由高家堡断层与家29断块相隔,高点埋深3660米,幅度300米,含油面积2.2Km2,该断块沙三上段为滨浅湖相沉积,砂层发育,岩性为长石细-粉砂岩为主。在井段(3300-3700m)的石膏层和灰色泥岩段,极易发生膏侵、垮塌、漏失等井下复杂事故,极大的增加了该区块的开采难度,影响着家3区块的产能建设。该区块的井身结构以家3-23X井为例,其井身结构示意图如图1所示,三开五段制井。
2 技术难点
家3区块地质构造复杂,目的层埋藏深(3600-4000m),下部膏岩极易导致井壁垮塌,井壁掉块卡、膏侵、井漏等风险,且目前都是丛式井组,防碰任务严重。二开井眼大(311.2mm),造斜率低等一些列问题,对于该区块的油气开采是一个不小的挑战。
2.1 工程施工难点
(1)目的层埋藏深,家3区块平均井深接近3850m,开发难度大。
(2)二开造斜段造斜率低,稳斜段较长,后期降斜段降斜时托压严重,滑动定向困难。
(3)下直段较长,在漏失层前甩掉MWD仪器,距离中靶距离较远,且下直段井斜易斜下直段轨迹控制难度大。
(4)丛式井组布局,防碰工作难度不小。
(5)后期电测,下套管作业风险大,容易出现井漏,井壁垮塌,井卡等事故。
2.2 地质施工难点
家3断块地质分层以家3-20X井为列,其地质设计如表1所示。
由表1可以看出:
(1)馆陶底砾岩存在漏失,螺泥岩,灰黑色炭质泥岩井段极易导致卡钻,井壁垮塌。
(2) Es1段断层存在漏失,容易出现井壁坍塌事故。
(3) Es2段含膏泥岩、膏岩、膏盐易垮,泥岩井眼缩径等井下事故。
3.施工过程及技术分析
家3断块由于地质原因,设计为三开井,本文主要从井位布局,井眼轨道优化,螺杆钻头选择,泥浆性能等方面加以分析研究。
3.1 丛式井井位布局
家3断块目前开始大规模的整装开采,丛式井组在规划布局时除了满足地质需求外,还要为后续的防碰留有余地,优化钻井次序,降低防碰难度。但在3-20X与整拖10m的家3-23X防碰设计中(如图所示),未充分考虑后续的防碰工作,两口井方位交叉,两口井的造斜点均为800m,导致该口井防碰难度加大。为了更好的做好这两口井的防碰,在家3-23X井施工中,扭方位控制上直段位移横向移动,但这样又导致下口井防碰任务加重。为此,丛式井规划布局时要考虑井位的钻井次序,根据方位优化井位,通过优选造斜点位置来优化防碰设计,降低现场施工风险。
3.2 定向井剖面设计
该区块井身结构由于地层原因设计为三开井,为了满足地质需求,井型设计为五段制。钻遇沙河街地层后,尤其是在垂深超过3100m以后还会遭遇漏层,石膏层和灰色泥岩段等多种复杂地层。根据目的层的位移来选择造斜点和稳斜井斜角。在目前的现场施工中,一般通过提高造斜点,降低稳斜段的井斜角来实现提高机械钻速,降低施工难度的目的,现场施工证明这种思路的轨道设计非常成功,目前完钻的家3-20X钻井周期29.83天,家3-11X钻井周期仅为21.88天,均比设计周期提前50%以上。但在设计时需要注意以下几方面:
(1)造斜点太浅,前期造斜率无法满足现场施工要求,尤其是在二开311.2mm的大井眼中,设计造斜率不要超过3°/30m。
(2) 五段制井最大井斜角最好不超过20°,降低后续降斜施工的难度,如果井斜过小不能满足地质要求,可以通过提高造斜点来增加水平位移,实现地质目的。
(3)该地区在垂深3100m以后地层复杂,为了避免在复杂地层中施工,降斜工作必须在进入复杂地层前完成。
3.2 钻具组合的优化
该区块井深结构为三开五段制井,钻具组合的选择根据井深结构及轨迹控制的要求来合理选择,具体分析如下。
3.2.2 一开钻具组合优化
一开井深一般在160m左右,井深较浅,其钻具组合如下:
φ444.5mm钻头+411*4A10+φ165mmNDC×2根+φ165mmDC×6根+4A11*410+φ127mmWDP×21根+φ127mmDP
一备注:一开主要以防斜、悬浮携带钻屑作为重点,采用大排量40L/S钻进,钻完后充分洗井。
3.2.3 二开钻具组合优化
二开井段主要考虑到造斜段,稳斜段,其常用钻具组合如下: φ311.2mm 钻头+φ172mm螺杆(1.5°)+φ203mmNDC×1根+MWD短节+φ203mmNDC×1根+φ165mmDC×5根+转换接头+φ127mm WDP×21根+φ127mmDP
钻井参数:40-60 kN,转速60+DN,排量45~50L/S,泵压12~14Mpa
备注:螺杆可以选择203mm或者197mm的1.5°单弯,详细分析见3.3螺杆的选择。二开由于井眼大,地层浅,钻时快等特点,为此必须使用大排量来携沙,由于二开井段垂深(1400~1600m)要钻遇砾岩,穿砾岩时起钻换牙轮钻头。穿砾岩的钻具组合要根据当前井眼轨迹测斜数据来确定。如家30-11X井为了降斜,穿砾岩下入大钟摆钻具,家3-23X井为了增斜,下入强增钻具组合。
3.2.3 三开钻具组合优化
(1)三开稳斜段、降斜段的常用钻具组合如下
φ215.9mm钻头+φ172mm螺杆(1.25°)+钻具浮阀+φ165mmNDC×1根+MWD短节+φ165mmNDC×1根+ 转换接头+φ127mm WDP×21根+φ127mm DP。
钻进参数:钻压40~60kN,转速60+DN,排量32~36L/S,泵压15~17Mpa
备注:鉴于该地区下部地层的复杂性,井斜易斜等特点,应提前50~100m完成降斜施工。避免在复杂地层中定向施工作业,井斜控制在1°之内,同时预测中靶位移欠10m~15m较好。同时,在进入石膏层和灰色泥岩或漏层之前起钻甩掉MWD仪器,不仅能有效的降低埋仪器的风险,还能为后续的堵漏创造条件,由于MWD仪器不能通过大颗粒的堵漏材料,可能导致堵漏失败,进一步恶化井下事故。
(2)三开下直段虽然钻遇膏岩会降斜,但一旦钻穿50m左右的膏岩层后,井斜增长率接近2°/100m,家3-11X由0.14°涨至6°,家3-20X下直段最大井斜达到7°.为了最大化降低施工风险,有效防斜,精简钻具组合,建议使用直螺杆配大钟摆钻具组合,即能有效提高机械钻速,又能较好的达到防斜的效果,其钻具组合如下:
φ215.9mm钻头+φ172mm直螺杆+钻具浮阀+φ165mmNDC×1根+φ214mm螺旋扶正器+φ165mmLDC×1根+ 转换接头+φ127mm WDP×21根+φ127mm DP。
钻进参数:钻压40~60kN,转速60+DN,排量32~36L/S,泵压15~17Mpa
3.3 螺杆选择
二开造斜段井眼(311.2mm)造斜段造斜率较低,在家3-30X井初期井斜小于10°时,造斜率仅为2.4~3.1°/30m,滑动钻进进尺多,转动百分比低,严重影响着钻井的机械钻速。通过分析发现主要由于以下两方面导致造斜率低。
第一,造斜点浅,一般造斜点在800m左右,该段地层为明华镇组,地层松软,而且由于二开井眼大,钻时快,为了便于携沙,泵排量一般都在45l/s,松软地层遭遇大排量泥浆冲刷而导致造斜率低。
第二,造斜初期,螺杆钻具造斜的侧向力的支撑点还没有完全形成,导致初期造斜率低。
第三,该区块目前的三口井二开所用螺杆均为可调式197mm或者203mm1.5°单弯,其本体扶正器306mm,上扶305mm,由于可调螺杆造斜率低于同度数的固定螺杆的造斜率,况且197mm螺杆本身并不特别适合311.2mm井眼的造斜,同时,螺杆本体下扶正器可以提高至308mm,以便提高造斜率。
通过以上分析,为了提高二开造斜段的造斜率,建议二开采用244.5mm1.5°单弯或者三瓣偏心直棱扶正器的固定203mm1.5°单弯,螺杆本体下扶正器最好308mm,螺杆上扶正器305mm,形成微增钻具结构,便于二开稳斜段钻进。同时,滑动钻进时可以降低排量至36L/S,减少大排量对松软地层的冲刷破坏力,以便提高造斜率。鉴于三开井眼215.9mm及稳斜的目的,螺杆选用172mm1.25°,螺杆上扶正器选用206mm,下扶正器选用210mm或者212mm,以便于稳斜。
3.4 钻头选择
Nm段以上地层成岩性差,可钻性较好,使用HAT127钻头或PDC钻头较为合适;Ng段可钻性较好,下部含砾岩,使用JD437钻头;Ed段为软~中地层,适合JD437、H517、PDC钻头钻进;沙河街组为中软~中硬地层,以砂岩、泥岩为主,适合PDC钻头及保径效果好的H517、HJ517G钻头钻进。家3-23X井在三开时为了提高机械钻速下入四刀翼PDC,虽然前期钻时与5刀翼PDC钻时相差不多,但在井深超过3100m以后,即钻进至沙一地层后,四刀翼PDC钻时明显变慢,复合钻时仅为5.15m/h,而邻井家3-30X井在同井段使用5刀翼PDC复合钻时为8.57m/h,机械钻速明显优于四刀翼PDC,为此,在二开井段下入四刀翼PDC钻头(中途穿砾岩除外),三开建议下入5刀翼PDC钻头提高机械钻速。
3.5 泥浆性能
钻井液上部地层采用大分子包被剂IND-30为包被、絮凝、抑制造浆、控制膨润土含量上升的主处理剂,NH4-NPAN-作为降粘、降滤失剂;下部地层采用酚醛树脂SMP-1、SN树脂、SF降滤失剂及抗盐抗钙防塌剂WFT-108、白沥青NFA-25配合改善泥饼质量,降低钻井液失水,巩固和增加井壁稳定性,防止井壁垮塌,并严格控制高温高压失水,保证井壁稳定及井径规则;同时在滑动定向井段采用液体防卡润滑剂FTR-02;高效防粘卡润滑剂GFR-1和固体润滑剂石墨的使用,保证钻井液润滑性,采用有机盐钻井液体系,解决了膏岩钻进中的钻井液难题,以有利于顺利施工[2]。
虽然泥浆性能在井漏方面起着决定性作用,但工程上的错误做法也会导致井漏。如在家3-23X在3210m起钻, 家3-30X在3286m起钻过程中均正常,但在下钻到底时都发生井漏事故,分析原因钻除了该段地层位于沙一下和沙二上段漏层段外,井队盲目提速,在技术套管(0~1600m)井段下钻速度极快,从而产生较大的激动压力,憋漏漏层,为此,钻遇漏层后,除了调整泥浆性能外,工程上要严格控制起下钻速度,防止次生危害的发生。
4、结论与建议
(1)家3断块都是整装台子丛式井组,井位布局要充分考虑防碰要求,优化井位钻井次序及造斜点位置,提前做好防碰工作。
(2)简化剖面设计,采用五段制剖面设计,通过提高造斜点,在漏层之前完成降斜施工,避免在复杂地层中定向施工作业,最大化的降低井下施工风险。
(3)轨迹控制中要根据不同井段,不同区地层走向、钻具飘逸等规律,优选并精简最佳井底钻具组合及钻井参数,提高转动百分比。下直段推荐大钟摆配合直螺杆的防斜复合钻具结构。
(4)二开311.2mm的大井眼优选244.5mm或者203mm1.5°常规螺杆,选择三瓣直棱偏心扶正器,或滑动钻进时降低排量,减少大排量对松软地层的冲刷破坏作用,从而提高造斜率。
(5)根据不同地层选择最佳的钻头类型,优化钻井参数,提高机械钻速和井眼清洁度。
(6)根据不同井段及地层特性,调整好泥浆性能,在钻遇漏层后,除了调整泥浆性能外,起下钻要严格控制速度,防止下钻过快产生的激动压力憋漏漏层。
参考文献
[1] 吕传炳,余东合.冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层压裂改造技术[J].石油钻采工艺,2009.06.
[2] 唐继平,王书琪,陈勉.盐膏层钻井理论与实践[M].北京:石油工业出版社,2004:30-40.