准噶尔盆地车排子区块浅层钻井难点分析及技术对策

孙经光

(中国石化胜利石油工程有限公司 井下作业公司,山东 东营 257077)

车排子区块位于准噶尔盆地西北缘,区域构造位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起之上,西邻扎伊尔山,东部、南部分别以红车断裂带、艾卡断裂带与昌吉凹陷、四棵树凹陷相通。邻区红车断裂带发现有车排子油田和红山嘴油田。车排子凸起是长期继承发展的古凸起,缺失二叠系,三叠系和侏罗系在局部残存较薄,白垩系、古近系超覆沉积在基岩之上。车排子区块勘探地质层位包括:新生界第四系的西域组;新生界新近系的独山子组、塔西河组、沙湾组;中生界的白垩系、侏罗系;上古生界的石炭系。新生界上部地层多为胶结松散砂岩层,易冲蚀扩径,胶结松散,井壁稳定性差。中生界地层成岩性差,松散,渗透性强,易发生坍塌、缩径卡钻。砂泥岩交互层较复杂,施工中容易引起井径不规则和井眼轨迹差,给井下带来不安全因素。上古生界的石炭系岩性为灰黑色泥岩、凝灰质泥岩,灰色凝灰岩,易发生恶性漏失。

1　车排子区块钻井技术难点分析

1.1　上部地层井径扩大率不够

上部地层大段泥岩,易吸水膨胀、井径扩大率不够,其主要影响表现在以下几个方面:

(1)钻速无法有效释放。上部地层可钻性好,可以打出快的钻时。但钻时快的同时,环空钻屑浓度高,对钻井液污染大,必然会造成密度增加,黏度、切力快速上涨,从而影响钻井速度。

图1　钻进上部地层返出的大量泥岩

(2)起下钻、电测遇阻卡影响钻井时效。该区块上部地层造浆性强,自然造浆密度高,泥岩中伊蒙无序间层吸水膨胀、分散(图1),膨胀率为20%～30%,容易缩径,易造成起下钻阻卡拔活塞、划眼等事故,同时在该区块多口井施工中出现完井电测于套管鞋及上部泥岩段阻卡,增加通井、划眼工序,延长施工周期。这就要求最初钻进井眼时,上部地层打出较大的井径扩大率,后期井壁泥岩尽管发生吸水膨胀,依然能满足施工需要,同时能为完井固井施工提供井径扩大率适中、井壁规则的良好井眼条件。

1.2　下部目的层井段井径控制难度大

不利影响主要表现在:

(1)易出现“大肚子”井眼(图2,箭头所指为砂层“大肚子”井段),施工中“积砂成桥”造成卡钻事故,严重影响整体时效。

(2)井眼不规则,容易造成电测作业不顺利,周期延长,影响施工时效。

(3)过大的目的层井径扩大率导致固井施工二界面固井质量难以保证。

(4)影响到资料录取、油气层的评价、注气热采、防砂固砂等工作。

图2　下部井段电测井径曲线

1.3　井身轨迹井斜滞后

该区块油层埋藏浅,钻遇地层可钻性强,尤其在钻遇水层、油层时,由于其为松软的砂岩地层,增斜更为困难,容易发生井斜滞后的现象,从而导致脱离设计轨迹,造成脱靶,影响正常施工。同时该区块生产井多为三维绕障水平井,主力开发油层为白垩系,垂深在400～450 m,水平位移约450 m,位垂比大于1;且该区块施工井对造斜率要求较高,致使造斜点较浅,一般在130 m左右,出套管鞋1-2单根就进入定向施工,加之方位的摆动,全井狗腿度平均25°。钻进过程中多为定向钻进,易发生“托压”现象,直接影响钻压及转盘的传递效率,增加施工难度。

1.4　水平井完井套管组合刚性强,下套管作业难度大

由于车排子区块为超稠油油质,为了达到更好的开发效果,水平井后期完井作业套管串结构也相对复杂,套管串结构多为:引鞋+多功能洗井阀+精密滤砂管串+套管短节1根(5 m)+裸眼热采管外封隔器+套管1根+裸眼热采管外封隔器+套管短节1根(5 m)+精密滤砂管串+热力补偿器(水平段中间)+精密滤砂管串+套管串+免钻塞分级注水泥装置+套管串。完井工具数量多、外径大,导致完井管柱刚性很强,而施工井垂深较浅,水平位移较大,下套管作业中单靠套管串自重提供下放动力完成作业难度较大,往往造成套管下不到位,重复通井的现象,严重影响施工时效及质量[1]。

1.5　地层易漏失

由于石炭系裂缝发育,在多口井施工中出现漏失,甚至出现只进不出的恶性漏失,严重影响钻井安全及施工进度。

1.6　固井二界面质量不高

在车排子区块由于目的层埋藏浅,钻遇的油、水层多为松软的砂岩地层,井径控制难度大,井眼横剖面往往呈不规则的椭圆形或糖葫芦形,根据流体力学原理知道,在直径改变的地方都会形成只在原地流动而不能向前推进的旋流,因此在固井过程中不管采用多大的顶替排量,都很难将其中的钻井液驱替干净。同时,井眼结构的不同对水泥浆顶替效率具有较大的影响,在定向井、水平井等井眼中套管不易居中,极大地改变了顶替过程中环形空间的流速分布,增加了驱替窄边钻井液的难度。而这些残留的钻井液往往和水泥浆不相容,从而严重地影响水泥浆的胶结,导致固井二界面质量不高。

2　钻井技术对策

针对以上该区块钻井施工的技术难点,从工程、钻井液、固井等各方面制定具体措施,确保在克服施工难点的基础上,不断实现提质提效。

2.1　工程技术措施

2.1.1井径控制

(1)在直井二开施工中为确保油层上部大段泥岩有较大的井径扩大率,使用钻具结构:Φ241.3 mm钻头+Φ177.8 mm钻铤2根+Φ238 mm螺旋扶正器+Φ177.8 mm钻铤+Φ127 mm钻杆,每钻完一个单根,划眼2～3趟,确保井眼平滑。在钻至目的层前10～20 m起钻甩掉螺旋扶正器,防止在油层段形成局部紊流冲刷井壁,确保控制油层段较小的井径扩大率。

(2)结合地质录井,钻遇油层时降低排量至20 L/s,控制好钻进速度,保证井底岩屑返出地面,防止岩屑堆积卡钻。钻完一根后不划眼,上下提拉钻具一趟,减少钻井液对井壁的水力冲刷时间。转盘憋跳严重时20～40 kN小钻压钻进,防止转盘扭矩过大,塞死钻具或倒开钻具[2]。

(3)定向施工时,考虑到钻具底部为带弯度的动力钻具,测斜过程中为减少定点循环钻井液径向流对井壁的冲刷,每次测斜时降低排量。这样既能保证井径扩大率,又实现了施工的连续性,避免出现大肚子井段,为今后的起下钻和电测作业奠定基础。

2.1.2井身轨迹的控制

(1)定向及水平段钻具结构。定向段钻具结构:Φ241.3 mm钻头+Φ197 mm×1.75°动力钻具+Φ168 mm回压阀+Φ177.8 mm无磁钻铤+Φ177.8 mm无磁悬挂+Φ127 mm无磁承压钻杆+Φ127 mm加重钻杆+Φ127 mm斜坡钻杆;

水平段钻具结构:Φ241.3 mm钻头+Φ197 mm×1.75°动力钻具+Φ168 mm回压阀+Φ177.8 mm FEWD+Φ177.8 mm无磁悬挂+Φ127 mm无磁承压钻杆+Φ127 mm斜坡钻杆+Φ127 mm加重钻杆+Φ127 mm斜坡钻杆。

(2)提前定向点5～10 m定向,在开始定向时适当降低柴油机转速,控制排量在20 L/s以下,跟上钻压,此时不应划眼,可留方余2～3 m适当上下提拉,保证造斜率。井斜较大时,为满足足够钻压,通过倒换钻具的方式,将加重钻杆置于井斜小于45°位置。采用“滑动+旋转”结合的钻进方式,尽可能地“少滑动多旋转,微调勤调”,控制好井身轨迹,保证井身质量。

(3)在保证造斜率的情况下,定向段每钻完一个单根采取再划一遍的钻井方式,保证井身轨迹增斜趋势不变、圆滑,用大排量形成开放式井眼,避免定点循环造成井眼不规则。

(4)根据实时测斜结果,及时调整钻进方式和钻进参数等,正常情况下,复合钻进时的钻压一般为60～80 kN,转盘转速40 r/min。钻遇水层及油层上部地层时,为满足增斜需要,采用“小排量,大钻压”的钻进方式,排量26 L/s,钻压控制在80～100 kN,在井斜达到设计要求后及时调整回正常钻进模式。定向钻进采用“切菜式”送钻,避免出现钻压加不到钻头上的“托压”现象。如果造斜效果不能满足设计要求要立即降低排量,调整钻进参数,或起钻更换钻头水眼。

(5)完钻后,循环不得少于2个循环周,循环排量可适量增大至33 L/s,以确保井底岩屑能够返出干净,起钻时用一档起,有显示不能硬拔,反复活动修整井壁,确保电测顺利。

2.1.3直井或普通定向井完井固井准备措施

(1)完钻电测前及下套管前通井钻具组合:Φ238mm通井器+Φ177.8 mm钻铤2根+Φ238 mm螺旋扶正器+Φ127 mm加重钻杆+Φ127 mm斜坡钻杆,目的在于清除井壁虚泥饼,提高电测成功率及二界面胶结质量。

(2)完钻后和电测后通井到底循环时,卸掉一个单根,在地锚位置以上4 m和油底以下10 m处循环,防止造成井径扩大影响地锚吃入地层,影响预应力固井质量。

(3)若在全角变化率大的井段、遇阻点、泥岩层、水层井段遇阻,则要接方钻杆反复划眼。下钻到底后循环两周,加入充足的润滑剂封井,以确保下套管及坐挂地锚顺利。

(4)下套管顺序严格按照地质录井要求下入,下套管过程中确保井下无落物,确保管柱安全。下套管每下入20根灌满一次钻井液,下套管时控制下放速度,尽量让套管在自身重力引导下溜入井眼中,如遇卡则不可多拔,上提至原悬重慢慢下放通过遇阻段。

(5)灌钻井液时不要频繁活动套管串,防止地层过于松软,套管接箍来回上拉刮划井壁,堆积过多泥巴造成下套管困难。

(6)地锚以上按要求下入扶正器,3个刚性扶正器放在造斜点上下。

但依然有些方面的反应透示出事件的余波隐患。首先是主流方向的反应。因为此事件受到国外媒体关注，官方发言人担心会“有损中国形象”。对事件的政治性捕捉专业而敏锐却未超出功利范围。接踵而来的怀疑事件为骗局，质疑捐款去向，甚至质疑救人的拾荒老太为炒作等讨论都显示了国人理智性的冷静与冷酷。人们似乎越来越不相信无功利付出的善意。与之相对应的南京老太被撞事件中，法官排除人性善意与人自由意志选择的理论论证——“撞了，所以会扶；没撞，怎会扶”——同样反映出国人越来越功利的行为心态。

(7)油层固井按照设计,水泥浆返出地面,固井碰压后,稳压5～10 min打开地锚,放压至7～8 MPa后提拉地锚,地锚提拉600～700 kN,地锚座挂成功后装卡瓦卡套管。若地锚座挂不成功,则上提不超过1.5 m。

2.1.4水平井通井技术措施

水平井下套管前采用与完井套管串刚性相近的通井钻具组合进行通井,钻具组合为:Φ235 mm领眼钻头+Φ168 mm回压阀+Φ127 mm斜坡钻杆+Φ238 mm螺旋扶正器+Φ177.8 mm钻铤+Φ238 mm螺旋扶正器+Φ177.8 mm钻铤×2+Φ127 mm斜坡钻杆,起下钻过程中,坚持“下钻多提少放,起钻多放少提”,重点处理水层、油层顶底界处软硬交接层段及井斜曲率较大井段,有效清除井壁虚泥饼,达到平滑井眼的目的[1]。

2.1.5工程防漏措施

(1)钻进过程中,高效使用好四级固控设备,在井下条件允许的情况下,钻井液密度尽量使用设计下限值,保持近平衡压力钻井。

(2)下钻要控制速度,井深超过500 m以后要挂辅助刹车,每下一柱不能少于30 s,防止下钻速度快产生激动压力过大压漏地层。

(3)下钻时如发现连下三柱钻杆不返钻井液,应立即开泵循环钻井液;要有专人观察钻井液返出情况和钻井液液面,遇漏失时要详细记录其漏失量、漏失速度、漏失位置和漏失时钻井液性能。

(4)在钻井液触变性较大、静止时间较长的情况下,下钻分段循环钻井液;下钻到底后,开泵要先小排量顶通后,再逐渐提排量至正常排量,严禁开泵过猛而蹩漏地层。

(5)在满足井眼净化的前提下,钻遇漏失井段前,尽可能采用小排量钻进,尽量降低环空循环压耗,减少或减轻井漏。

(6)钻遇漏失井段前,控制好钻井液中的膨润土含量,提前加入井壁抗压稳定剂和双膜承压处理剂,加强钻井液的封堵造壁性能,提高地层承压能力,加入时分多次少量均匀加入补充0.3%～0.5%。

(7)下钻遇阻不得硬下,要提到正常井段开泵循环钻井液,不得在遇阻井段开泵,防止蹩漏地层。

(8)钻进中井下油气活跃需要加重时,在加重过程中应按循环周逐步提高密度,提高幅度按每周(0.02～0.05)g/cm3,直到溢流消失为止。禁止盲目加重压漏地层,造成井下情况趋于复杂。

(9)发生渗透性漏失时可适当降低钻井液密度,提高黏切,起钻至安全井段静堵,也可加入复合随钻堵漏剂进行随钻堵漏。

(10)发现漏速达到2 m3/h时,应立即起钻,并根据漏速确定堵漏剂粒径和浓度,配堵漏浆进行堵漏。若发生恶性漏失,钻井液只进不出的状况,起钻时按照钻具排替量灌浆,防止灌不满快速损耗所有钻井液,若钻井液储备用尽可灌入清水。

2.2　钻井液技术措施

(1)一开地层成岩性差,砂岩疏松,开钻前配制预水化膨润土浆,膨润土含量3%～4%,钻井液漏斗黏度在32～35 s。完钻后充分循环,配制漏斗黏度60～70 s高黏切封井浆封井,保证下套管顺利。

(2)扫水泥塞时排放混浆,加入纯碱,防止钙污染。

(3)该区块上部大段泥岩,地层造浆情况严重,二开前用聚合物胶液调整循环罐中钻井液性能,钻进过程中补充聚合物含量,提高钻井液的抑制性,防止钻井液黏切过高而造成上部井眼环空钻屑堆积。

(4)二开钻进过程中高效使用好四级固控设备,清除钻井液中的劣质固相含量,改善泥饼质量,在井下条件允许的情况下,钻井液密度尽量使用设计下限值,保持近平衡压力钻井。

(5)二开钻进钻进上部泥岩时放大失水在10～12 mL,漏斗黏度40～45 s,确保上部井眼较大的井径扩大率。

(6)易漏井段施工中,在满足携砂要求的前提下,尽可能降低黏切,以减少环空阻力,漏斗黏度控制在40±5 s,初切力1～2 Pa,终切力4～6 Pa。

(7)钻至目的层前约30 m,将失水降低至5 mL以内,漏斗黏度45～50 s,确保油层段较小的井径扩大率。同时根据黏切情况加入土粉、随钻堵漏剂、超细碳酸钙,改善泥饼质量,加强封堵,提高地层承压能力。

(8)完钻后,起下钻通井,电测前配制漏斗黏度70～80 s高黏切润滑封井浆封井,保证电测施工顺利。

(9)套管下到位后,用聚合物、铵盐、PA-1胶液调整钻井液性能,漏斗黏度40～45 s,改善钻井液流型。下套管后缓慢开泵,防止压力波动过大,可适当调整钻井液降低黏切,但不易幅度太大,以不低于钻进排量循环洗井,保证井眼环空畅通再固井。

2.3　固井措施

2.3.1常规要求

(1)本区块施工协调测井单位对裸眼电测井径数据改变以往模式,提供全井5 m/点,目的层1 m/点井径数据。要求固井施工方使用精确井径数据计算水泥浆附加量,不易附加太过,造成固井漏失的可能性加大。

(2)若固井施工中压力出现异常,突然升高或降低则立即采取调整措施,全过程专人观察井口,直至施工结束。

(3)碰压前降低排量,保证小排量碰压。

(4)碰压后若水泥浆倒返则蹩压侯凝,蹩压为最大静压差+2 MPa。

(5)若发生漏失,及时进行井口回灌水泥浆。

(6)除按设计要求加足扶正器,在油层段及“大肚子”井眼处增加旋流发生器,确保水泥浆顶替效率,提高二界面固井质量[3]。

2.3.2水泥浆体系的改进

(1)针对石炭系或其他易漏层,由原来的纤维原浆水泥浆改为纤维低密增强水泥浆体系,密度1.50～1.55 g/cm3,纤维低密增强水泥浆体系能够增加上部水泥石的固井质量,并且能够提高二界面胶接质量。

(2)中间部分水泥浆体系由原来的纤维加砂水泥浆体系改为纤维加砂早强水泥浆体系,进一步缩短水泥浆稠化时间,提高水泥石早期强度。提高热采层位的固井质量,密度1.85～1.90 g/cm3。

(3)缩短尾浆的胶结时间,由原来的82 min左右,降至40 min左右,密度1.90～1.95 g/cm3,建议全井段平均水泥浆比重不得超过1.70。

(4)全井水泥浆加入纤维进行防漏。

2.3.3排量方面的改进

(1)建议前置液用量2 m3左右,与钻井液密度、黏度等性能基本一致,注入排量1 m3/min。

(2)水泥浆的注入排量0.5～1 m3/min。如不漏可逐渐提至正常排量。替浆排量,建议精确计算套管内容积及水泥浆环空液面高度,初始替浆排量可适当增至1 m3/min,提高顶替效率,待水泥浆返至水层以上可降低排量至0.3 m3/min左右,减小环空压耗,防止水泥浆压漏地层。

3　效果对比

考虑易直观对比,同时作为目前胜利油田考核井身质量的重要一项(要求目的层及上下100 m井径扩大率不超过10%),选取“目的层及上下100 m井径扩大率”这一指标来验证措施实施的效果。如表1所示为本区块已完成的四口同类型井的目的层及上下100 m井径扩大率,平均井径扩大率为8.97%,各项措施执行后施工的同类型两口井的目的层及上下100 m平均井径扩大率为5.01%(表2),可见措施执行后效果良好,为更好地提高二界面固井质量提供了良好的井眼条件。

表1　本区块已完成同类型井目的层井径扩大率统计

表2　各项措施执行后施工两口井目的层及上下100 m井径扩大率统计

4　结　论

(1)根据钻遇地层的特点及质量要求,灵活转变钻具结构、施工参数,可以有效地控制井径,达到“非目的层大、目的层小”的理想施工状态。

(2)组合1.75°动力钻具,采用“小排量、大钻压”的钻进方式能有效地满足井斜的增长需求,顺利进入油层,水平段钻进多以复合为主,微调勤调优化井身轨迹。

(3)采用“Φ235 mm领眼钻头+Φ168 mm回压阀+Φ127 mm斜坡钻杆+Φ238 mm螺旋扶正器+Φ177.8 mm钻铤+Φ238 mm螺旋扶正器+Φ177.8 mm钻铤×2+Φ127 mm斜坡钻杆”的通井钻具组合,前部柔性强领眼效果好,后部刚性强破坏砂桥、平滑井眼作用大,在此基础上利用增减钻铤数量改变钻具刚性来达到适应不同井身轨迹的水平井施工的目的。

(4)细化分段钻井液性能指标,重点保证钻井液携岩、润滑及稳定井壁作用,采用四级固控系统清洁钻井液,进而提高机械钻速。

(5)根据地层特性确定水泥浆体系,精细固井施工参数,配以良好的井眼条件,确保二界面固井质量不断提升。