南海西部涠洲油田大位移长裸眼水平井钻井技术

赵学战+徐一龙+刘智勤+杨玉豪+郑浩鹏

摘 要：南海西部油田的涠洲油田A1H井具有井斜大，裸眼稳斜段长和井壁稳定性差的特点，导致井眼清洁困难，易憋漏地层及增加了卡钻的风险。文章结合南海西部海域的北部湾盆地的涠洲油田的某大位移井，分析了该井各井段的施工工艺，各井段钻井液的技术要点及相应措施，并探讨了井眼轨迹控制技术，钻具组合优化设计，水力携岩分析，井壁稳定性分析等问题，并提出了相应的改进措施。对涠洲油田中最大水平位移A1H井钻井难点的克服，对今后类似井的作业具有很好的指导和借鉴作用。

关键词：大位移井；长裸眼井；泥球；井眼清洁；水平井

中图分类号：TE142 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）21-0052-02

对于埋藏浅、水平位移大的储层，大位移水平井使油层得以开采，并使油层段泄油面积增加，油井产量提高。大位移井的井斜角大、稳斜长度大，导致管柱摩阻和扭矩极大幅度增加及井眼清洁困难程度增加；测深大，钻井时间长，裸眼受钻井液浸泡时间长，容易引发井下复杂和事故问题。

涠洲油田位于北部湾盆地2号断裂带的中部，油田构造主控断层F1为渐新世涠洲组发育形成的断层，是2号断裂带的一条分支断层。地质情况复杂，给施工人员带来了很大的挑战。其中最大水平位移A1H井钻完井工程实施难度大，在南海西部及东部自营井中均无先例。在没有前期实践经验的基础上，整个作业从设计前期至现场具体作业，均在一步步摸索中总结经验，涠洲A1H井的成功经验对以后大位移井的作业具有良好的借鉴作用。

1 涠洲A1H井概况

涠洲油田共有7口水平井，均为生产井。A1H井是一口水平井，为最大水平位移井（水垂比：2.92，水平位移2955m），且A1H井接近高水垂比大位移井。

该井实际完钻井深3485m，垂深1012.20m，完钻方位76.76°，完钻井斜89.10°，井底闭合距2962.91m。第1靶点斜深2870.13m，垂深1002.63m；第2靶点斜深3477.09m，垂深1012.07m。

浅层大位移井通常由三段构成，即：高造斜率定向井段、很长的大斜度稳斜延伸段和水平储层段。本井工程实施难点在于浅层造斜段（A1H井二开444.5mm井段以4°/30m的狗腿从24″桩管鞋深度140.3m至1123m连续造斜）和大斜度稳斜段（A1H井311.15mm以大于80°的稳斜角钻进长度达1700m的裸眼段）。见图1。

2 前期工程准备

制约实施大位移井作业的主要是对钻井设备及工具能力极限的挑战。本次选用油盛号平台作业，作业前在坞修适应性整改。主要为：增加一台主机，提高动力系统能力；更换新顶驱，提高旋转系统及提升系统的能力等。

3 定向井技术

A1H井的二开444.5mm井段为全力造斜井段，使用大弯角马达从160m开始以3°/30m造斜至10°，260m开始连续以4°/30m造斜率造斜到844m，后稳斜稳方位钻进。

三开311.15mm井段裸眼长1712m，采用旋转导向工具，由于裸眼段长，钻进及倒划眼短起过程中采用大排量（4000lpm），高转速（150rpm）钻进，确保具有良好的环空返速，A1H井本井段钻进至1869m、2617m及本井段至下套管深度2831m后，分别倒划眼起钻至13-3/8″套管鞋内，完成了该井段的作业。

四开215.9mm井段全长656.87m，稳斜钻进，该井段選择旋转导向工具和随钻测量和随钻测井工具，仅用一趟钻就顺利完成了井段全部作业。

4 钻井液工艺技术

4.1 主要技术难点

该生产平台的井口区为外挂井槽结构，采用4×4的布井方式，且井槽中心间距只有2.20m，各井之间容易窜易漏；一开隔水导管是由打桩法锤入，下深受到限制，入泥仅达到55m。海床面附近的地层松软，连通性较好，导管鞋处容易发生漏失；二开浅部松软地层，造斜及井眼清洁困难；三开裸眼段长，角一段纯泥岩厚层（斜厚400-500m），成岩性差，钻进过程中易出“泥球”现象，堵塞高架槽、振动筛跑泥浆，在井内聚集时会导致憋泵，ECD增加。对井眼清洁、井壁稳定、井眼漏失都会产生很大影响，易出现复杂情况。

4.2 钻井液应对策略

（1）针对609.7mm隔水导管管鞋处的地层薄弱，容易出现井漏和井槽间窜漏的问题，利用常规钻具钻到609.7mm导管鞋，观察井眼状况，若出现井漏问题，则起钻下光钻杆打堵漏型水泥浆，利用简单的水泥浆施工工艺进行堵漏。

（2）降低钻进摩阻。井眼清洁与井壁稳定是二开444.5mm井段钻井液工作的重要措施之一。保持钻井液的分散性、携砂能力、良好的润滑性能，保证安全和快速钻进。三开311.15mm井段下套管前为降低下套管摩阻，井眼内垫入润滑性强的封闭液以保证下套管到位。

（3）井眼清洁。预防泥页岩水化起泥球及井壁失稳问题是三开311.15mm井段钻井液施工工作的重点之一。在钻进过程中加强钻屑返出量、钻井液的循环当量密度（ECD）和钻井液性能的监测，了解井眼状况及钻井液性能，控制钻速，进行适当的中途短起下钻或倒划眼，确保井眼清洁。

5 下套管及固井

二开444.5mm井段作业时间很短，井眼干净，下套管和固井作业很顺利。三开311.15mm井眼使用PLUS-KCL钻井液体系，井眼干净，井壁稳定，下套管和固井作业顺利。四开215.9mm井段下177mm筛管，钻进过程中采用高排量高转速参数钻进保证了井眼清洁，下筛管前倒划眼清砂并通井到底，保证了作业的顺利完成。

6 施工效果及总结

（1）三开井段采用大井斜，长裸眼稳斜的方法来进行钻进，由于在该区应用相对成熟的PDF-PLUS/KCL钻井液，采用合理的钻井液密度，井壁失稳风险小，难点在于井眼清洁，此次作业摸索出了较为适合钻大位移井的钻井液配方、维护办法和钻井液性能范围，较好地解决携砂难、易漏、摩阻大等难点。

（2）四开井段，使用PRD钻井液，满足井壁稳定、井眼清洁及储层保护需要，效果理想。

7 结论

（1）提高钻井液的包被性、抑制性、携带性、润滑性，保证井眼清洁、井壁稳定是涠洲油田大位移水平井施工的关键技术。

（2）三开311.15mm井段地层角一段的泥岩易水化起“泥球”，对钻井液性能影响大，井眼不清洁，且易造成憋漏地层、卡钻等井下复杂情况。保证井眼清洁，解决携砂难、易漏、摩阻大等问题。

（3）A1H井的成功完钻克服了大位移井钻井作业的诸多难题，摸索出了一套成熟的作业模式。A1H井创下北部湾水垂比新纪录（水垂比2.92），为北部湾乃至整个南海西部海域钻浅层大位移井积累了宝贵经验；三口大位移井钻进、起下钻、下套管作业均未发生任何复杂情况，对比以往相似井有明显提高。通过这次实践，进一步认清了大位移井作业的特点，摸索出了钻大位移井有效的钻井工艺配套措施。

参考文献：

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[2]苏长明.水平井钻井液技术研究报告[R].1995-04.

[3]范维庆，苏长明.大斜度定向井水平井泥浆技术[J].钻井液与完井液，1995，12（3）：45-48.

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