垦东12区块4号岛丛式井钻井技术

刘 永 亮

（胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017）

垦东12区块4号岛丛式井钻井技术

刘 永 亮

（胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017）

胜利新滩油田垦东12区块4号岛是一海油陆采大位移丛式井组，地层复杂、防碰绕障井多、轨迹控制要求高，整体施工难度大。针对以上施工技术难点，采用了浅层大井眼定向、井身轨迹控制、防碰绕障、钻井液体系优选等关键性技术措施，20口井全部达到设计要求，斜井段一次定向成功，中靶率100%，取得了较好效果，为以后通过大位移丛式井组整体开发滩海油藏积累了经验。

垦东12区块；海油陆采；大位移井；丛式井组； 防碰； 轨迹控制； 大井眼定向

垦东12块位于新滩油田东部的海陆过渡带，主要位于水深0~6 m的海域内，构造位于垦东凸起东部斜坡带，发育有明化镇组和馆陶组2套含油层系。为完善垦东123井区产能建设方案，在3号岛的基础上扩建4号人工岛，设计20口井，动用储量273.7×104t，新建产能（新井）4.72×104t，2010年下半年进入整体开发方案实施阶段，实际完成定向井13口、水平井7口。

1 地质工程概况

垦东12区块构造形态较为简单，上第三系构造形态继承了前第三系潜山顶面南高北低的趋势，整体呈现南高北低的格局。受垦东12断层控制，该区块为一反向屋脊式构造，地层向北逐渐向桩东凹陷倾伏，地层较平缓，地层倾角3~6°。区块内的岩石类型以岩屑质长石砂岩为主，矿物颗粒磨圆度较差，多为次棱角状，分选中等，颗粒间以泥质胶结为主，胶结类型多为接触式。油藏类型为偏高温常压、高孔高渗、岩性构造、常规稠油油藏。

4号岛20口井采用2排设计，排间距5 m，每排10口井，井间距2 m。井身结构分为3种：（1）导眼15 m，一开Ø346.1 mm井眼（Ø273.1 mm套管）；二开Ø241.3 mm井眼（Ø177.8 mm套管）；（2）导眼15 m，一开Ø440.5 mm井眼（Ø339.7 mm套管），二开Ø311.2 mm井眼（Ø244.5 mm套管），三开Ø215.9 mm井眼（Ø139.7mm套管）；（3）导眼15 m，一开Ø660.4 mm井眼（Ø508.0 mm套管），二开Ø346.1 mm井眼（Ø273.1 mm套管），三开Ø241.3 mm井眼（Ø177.8 mm套管）。

轨道类型：3口定向井采用8段制剖面类型（直—增—稳—增—稳—降—稳—降）；2口定向井采用7段制剖面类型（直—增—稳—增—稳—降—稳）；2口水平井采用7段制剖面类型（直—增—稳—增—稳—增—平）；2口定向井采用6段制剖面类型（直—增—稳—增—稳—降）；1口定向井5段制剖面类型（直—增—稳—降—稳）；5口水平井采用5段制剖面类型（直—增—稳—增—平）； 5口定向井采用3段制剖面类型（直—增—稳）。井组设计数据见表1，投影图见图1。

表1 垦东12区块4号岛井组设计数据

图1 4号岛井组投影图

2 钻井技术难点

（1）井组一开井眼尺寸大，造斜点浅［1］，且位于平原组，地层极软，同时为满足无线信号的正常传输和井下安全又必须达到一定的排量，井眼扩大率大，定向时动力钻具的实际造斜率很低，无线随钻测量仪器易受到邻井磁干扰，导致测量方位存在一定偏差，进一步加大了浅层定向的难度。

（2）井组多为三维四段至六段制大位移井或水平井，有17口井的井斜角超过70°、水平位移超过1 000 m（其中4口井超过2 000 m），靶区半径小（10 m）且为双靶甚至三靶，最大位垂比达到2.16，加之地层软硬交替，定向钻进时造斜率不稳定，复合钻进时井斜方位波动大，轨迹控制难度大。

（3）随着钻井技术水平的日益提高，钻井所能探及的区域半径日益增大，在地面条件与地下条件受限的情况下，密集型丛式井组渐渐成为主要的丛式井组开发方式［2］。由于井网密集，井眼轨迹交错多、易相碰，防碰绕障的难度很大。

（4）井组位移大，大斜度裸眼段长，不利于岩屑返出［3］，同时在砂质泥岩、泥岩、砂岩地层钻进需要注意防塌、防漏、防卡，对钻井液性能提出了严格要求。

3 钻井技术措施

3.1 浅层大井眼定向

为了增加水平位移，井组一开为主要增斜段，设计造斜率10~15 （°）/100 m，需要将井斜角增至50°，在井眼大、地层软、防碰难度大的多种条件限制下，一开施工能否顺利完成至关重要［4］。如若一口井不能按设计一次性成功定向，则其他相邻井及后续施工井的造斜点都得相应下调压低，整个井组剖面和井斜角都得相应改变，这是工程施工中的一个突出难点。

为了严格按照工程设计轨道钻进，保证一开大井眼定向成功，选用1.75°动力钻具（扶正块尺寸相对井眼小3 mm）。开始定向时采用单泵（25~33 L/s）整柱连续定向，定向完成后不划眼直接接立柱，并利用这段时间测斜，接好立柱后开泵并发送测斜数据（目的是减少一次停开泵，缩短井底冲刷时间）。井斜角增至5°左右时恢复正常排量（33~58 L/s）钻进，同时根据定向效果确定是否划眼。对于造斜点特别浅（50 m）、邻井套管磁干扰强的井，在井口将动力钻具工具面摆至定向方位，下钻到底直接定向。

3.2 井眼轨迹控制

井组多为三维大位移井或水平井，井身结构复杂，井斜方位变化大，转盘扭矩和钻具摩阻大，地层软硬交错、造斜率不稳定，轨迹控制困难。主要采取了如下措施。

（1）表层直井段采用塔式钻具组合，优选排量，小钻压、低转速，确保井眼打直，避免表层井眼互窜现象。

（2）造斜段在满足井眼轨迹控制需要前提下，尽量控制不要出现较大的狗腿，保证井眼轨迹圆滑，有利于后期作业的顺利进行。尽量简化下部钻具组合，减小井下钻具风险系数。合理优化钻具组合，多复合钻进，少滑动钻进，提高钻井效率。同时，整个井组采用相同的钻具组合模式，进一步提高施工效率。

井组斜井段井眼尺寸有3口井采用Ø311.2 mm+ Ø215.9 mm，其他井均为Ø346.1 mm+Ø241.3 mm。浅层增斜段选用钻具组合：牙轮钻头+1.75°动力钻具+无磁钻铤+MWD+加重钻杆+斜坡钻杆。稳斜调整段选用钻具组合：牙轮钻头+ 1.5°动力钻具+无磁承压钻杆+MWD+斜坡钻杆+加重钻杆+斜坡钻杆。

（3）目标油层之上有多套小油层，定向过程中尽量保证轨迹位移超前，防止钻遇小油层段时井斜下降过快、加大后期轨迹控制难度。

（4）地层软硬交错，复合钻进时井斜方位变化规律不稳定，靶点附近尤其要注意。钻进过程中加强测斜，及时调整，保证中靶质量。

（5）每钻进200~300 m进行1次短起下，保证井下安全，防止复杂情况发生。

3.3 防碰绕障

4号岛20口井为海油陆采大位移丛式井组，造斜点井深相近，井眼方位差别不大，做好防碰是整个井组顺利施工的关键［5］。

（1）整个井组直井段采用相同的钻具组合和钻进参数，既可防碰，又可适当增大钻压，提高钻速和钻井效率。

（2）定向过程中严格控制造斜率和井眼垂深，造斜点相近的井通过预定向以10 （°）/100 m造斜率与防碰井的方位错开，然后再以15~20 （°）/100 m的造斜率增斜扭方位中靶，进行三维防碰。同一井段采用相同的无线随钻测量仪器，保证误差一致。根据实钻测斜结果计算校正剖面并进行邻井的防碰扫描，以此绘制局部放大的防碰图，指导防碰绕障。

（3）由于井眼密度大，随着完钻井数量的增加，后续井的施工难度不断增大。施工中加强实钻轨迹与设计轨道的扫描，保证二者尽量吻合，为后续井的施工打下基础。

3.4 钻井设备和钻进参数

3.4.1 选用顶驱系统 顶驱钻井系统是降低海上钻井综合成本的一种有效途径，是提高生产效率、保障安全生产的重要手段。选用顶驱系统作业的优势：具有倒划眼能力，能有效避免卡钻的风险；采用立柱钻进，节省接单根的时间；钻具接头上扣扭矩准确，有助于延长钻具使用时间［6］。

3.4.2 优化钻井参数 钻井参数优选是优质高效控制井眼轨迹的重要措施之一。新滩油田垦东12区块4号岛井组钻遇的地层多为泥岩、砂岩和粉砂岩，地层软、可钻性强，有利于喷射钻井技术的应用。在钻井设备能够满足的前提下采用高排量、高转速、大钻压，充分发挥喷射钻井效率，提高钻井速度［7］。定向钻进时，尽量控制加在钻头上的真实钻压处于钻头和螺杆钻具的额定范围内，充分发挥钻头和螺杆的最大性能，提高钻井时效。施工中钻头选用Ø16 mm ×3个的喷嘴组合，泵排量33~58 L/s，一开钻压40~100 kN，二开钻压100 kN以上，提速效果较好。

3.5 钻井液体系

（1）直井段回收使用同台老浆开钻，调整钻井液流变性，满足井下携岩要求。充分使用钻井液净化设备清除钻屑和多余的黏土，保持钻井液低黏、低切。

（2）斜井段采用海水聚合物钻井液体系，钻进过程中以PAM胶液维护钻井液性能，保持钻井液黏度在45~55 s ，降低钻井液滤失量，改善滤饼质量，保证钻井液的润滑性能。定期补充降失水剂和润滑剂，确保钻井液性能稳定和井下安全。

（3）进油层前及时转化为海水甲甙钻井液体系，密度尽量使用设计下限值，保持近平衡钻井，提高保护油层能力。

4 施工效果

通过采取上述合理的技术措施，新滩油田4号岛20口井浅地层大尺寸井眼定向一次取得成功，井组平均机械钻速达到28 m/h，创出了造斜点浅、井斜角大、水平位移大和位垂比大等多项滩海钻井技术新指标。其中13口定向井最大井斜角均超过55°（60°~70°2口，70°~80°6口，80°以上4口），最大井斜角83.50°，20口井位移均超过900 m（900~1 000 m 2口，1 000~2 000 m 14口，2 000 m以上4口），最大位移2 389.77 m，最大位垂比2.16。

5 结论

（1）优化浅层大井眼定向施工，认真做好防碰扫描及预防工作，是防止与邻井相碰的有效措施。

（2）地层与井身结构复杂，精细地轨迹控制是保证井眼规则圆滑的重要环节。

（3）充分利用顶驱系统及合理的钻进参数是提高钻井速度、避免复杂情况发生的保证。

（4）优选无毒的钻井液体系既保障了井下安全又有利于环境保护。

［1］杨宝真.垦东12平台丛式井组钻井技术难点与对策［J］.油气地质与 采收率，2008，15（4）：91-93.

［2］刘晓燕.丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用［J］.石油钻采工艺，2012，34（2）：9-12.

［3］魏文忠.高难度大位移定向井轨迹控制技术［J］.西部探矿工程，2004，22（ 10）：74-75.

［4］王敏生.胜利浅海小井距浅表层大井眼定向钻井技术［J］.中国海上油气，2007，19（2）：112-115.

［5］周延军.丛式井井眼交碰风险素分析及安全技术对策［J］.安全、健康和环境，2011，11（9）：21-23.

［6］沈泽俊.采用顶驱钻井作业提高工作的安全性［J］.石油工业技术监督，2006，22（1）：45-47.

［7］唐志军.胜利油田浅海优快钻井技术探讨［J］.钻井与完井，1999，27（10）：32-33.

（修改稿收到日期 2014-08-20）

〔编辑 薛改珍〕

Drilling technology for cluster wells on No.4 Island at Kendong Block 12

LIU Yongliang
（Drilling Technology Research Institute,Shengli Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Dongying257017,China）

The No.4 Island at Kendong Block 12 of Shengli Xintan Oilfield is a group of long reach cluster wells for producing offshore oil from onshore.The formations are complex,and there are many holes that need anti-collision and avoid obstacles,and well trajectory control is demanding,so the overall drilling operation is of great difficulty.In line with the above drilling technical difficulties,some key technical measures were used,such as orientation of shallow large wellbore,control of wellbore trajectory,anti-collision and avoiding obstacle and optimization of drilling fluid.All the 20 wells are up to the design requirements;the deviated wells were successful in one time orientation and target hit rate was 100%.The technology is very effective and provides experiences for overall development of offshore reservoirs by long reach cluster well groups.

Kendong Block12;produce offshore oil from onshore;long reach wells;cluster wells;anti-collision;trajectory control;large wellbore orientation

刘永亮.垦东12区块4号岛丛式井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：24-27.

TE243

：B

1000–7393（2014） 05–0024–04

10.13639/j.odpt.2014.05.007

刘永亮，1981年生。2008年毕业于西安石油大学油气井工程专业，获硕士学位，现从事钻井技术研究及定向技术服务工作，工程师。电话：13561053350。E-mail：liuyongliang.slyt@sinopec.com。