超浅层大位移水平井钻完井技术及应用

赵志超，邱琨祁

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

0 引言

超浅层水平井(主要目的层顶海拔垂深550 m)，在国内外可查文献中海洋钻井尚无先例，属技术空白，在这样的情况下进行钻完井作业会遇到较多以前未曾遇到的技术难题。如：地层疏松，连续造斜率可行性(6°/30 m)；连续大狗腿(6°/30 m)、高水垂比(2.7)及长稳斜段9-5/8″技术套管的下入及套管安全问题；疏松地层的井壁稳定与合理的低密度兼顾问题；储层保护问题；地层绝对压力低，如何安全顺利诱喷返排；两井长稳斜段，存在钻井液体系的抑制性、流变性及润滑性以及如何降低水力磨阻等难题，同样还存在易形成岩屑床等技术难题。

1 构建思路及创新性技术

针对特殊超浅层地层开展的超浅地层井壁稳定性研究，得出了松软地层坍塌压力与破裂压力曲线，预测钻井安全密度窗口，推荐稳斜段及储层井段采用合适的钻井液密度。通过这些有效的科研数据和实验结果，为作业实施奠定了理论基础。解决了钻完井技术难题，同时也创造了海洋实施最浅大位移井记录，并摸索出一套超浅层大位移井钻完井理论与技术。主要包括：丛式表层套管窄间隙穿越造斜技术、多因素井身结构优化设计技术、浅层大位移水平井漂浮下套管技术、全寿命防砂方式优选及精细挡砂精度设计技术[1]。

2 丛式表层套管窄间隙穿越造斜技术

2.1 超浅层大位移水平井轨迹优化及避障设计技术

某气田某井由于储层埋深极浅需要出桩管斜后立即开始预斜，同时为规避底水，预斜角度需尽量大，设计预斜狗腿至少4.5°/30 m。此外，受到邻井表层套管偏斜的影响，防碰严重，通过对相关邻井表层轨迹复测，充分落实周边井表层连续轨迹，通过对桩管以下每5 m的轨迹投影，确定预斜过程中设计轨迹与老井套管相对关系。在此基础上，优化定向井轨迹，作业过程中采用陀螺测斜，并应用国内先进的防碰监测系统，最大程度降低了防碰风险。

2.2 导眼钻进与新型扩眼一体化钻井技术

图1 三级固定翼扩眼器

考虑到常规大尺寸井眼不利于防碰及预斜，项目组确定先钻9-7/8″领眼防碰绕障并预斜，后使用17-1/2″扩眼器进行扩眼。项目组自行设计三级固定翼扩眼器即：9-7/8″×13-3/4″×17-1/2″，具体如图1所示。使扩眼器更易进入老井眼，增加扩眼器的稳定性。通过合理的水眼布置，改善携岩，减少了对井壁的冲刷；合理的水力配置，减少了扩眼器泥包几率，使用球头形状的引鞋导引效果好、摩阻小，不易出现新井眼；同时通过力学软件对扩眼器组合进行力学模拟，分析在不同钻压及井斜角情况下扩眼器及引鞋所受力情况，对扩眼器是否易出新井眼进行论证并对钻具震动强度安全进行评估。新型扩眼器的使用良好，扩眼前后轨迹完全一致，并顺利通过防碰段。

通过得当的措施，精细的操作，顺利完成海上油气田0.9 m小间隙钻17-1/2″大井眼，230 m垂深开始(泥线深度147 m)连续造斜4.4-5.2°/30 m的丛式表层套管穿越造斜新记录，克服了严重的防碰问题，安全、顺利地完成作业。

3 基于多因素、全过程的井身结构优化设计技术

针对浅层高造斜率、大位垂比、长水平段等特点，首次提出并成功实施了一种多因素、全过程分析的井身结构设计优化技术。主要技术内容包括：

3.1 钻进参数及ECD定量与定性分析技术

由于储层埋深浅且上部地层基本未成岩，确定合理的钻井液比重尤为重要。通过“某气田超浅地层井壁稳定性研究”，推荐得出稳斜段及储层井段采用合适的钻井液密度。并通过软件计算，推荐出合理的钻进参数，优选钻井液各参数，并模拟钻井液各参数变化对ECD的影响，对ECD敏感性评价，具体如表1、表2所示，整个作业过程中，由于措施得当未发生一次漏失，顺利完成作业[2]。

表1 ECD敏感性定量分析

表2 ECD敏感性定量分析

3.2 不同钢级套管理论可下入性预测技术

该项目造斜段连续狗腿5.5°/30 m，局部狗腿6.5°/30 m，对不同钢级套管的理论下入及下入安全性进行预测，得出各层套管合适的钢级，具体如表3所示。

表3 各层套管理论下入预测

4 浅层大位移水平井漂浮下套管技术

由于水垂比高，使用常规方法下入套管存在正旋弯曲。为应对套管下入摩阻大问题，首次提出了海上浅层大位移井漂浮下套管技术，通过实时回归磨阻系数，现场优化采用漂浮下套管作业时最低空气柱长度及最优加防位置等。为满足生产需求，规避底水，保证9-5/8″固井质量，若使用常规刚性/弹性扶正器，会增加套管下入难度，项目组定制特殊树脂型扶正器，同时根据对实时磨阻系数进行回归，模拟加放不同数量扶正器及位置对套管下入的影响，确定合理的扶正器加放方案，两口井技术套管顺利下入到位，下入过程顺利。

5 实施效果，经济效益

本项目创新性地利用现有空井槽成功实施两口超浅层大位移水平，通过克服海上浅层气藏导致的地层软、造斜难、磨阻大等大位移井钻完井系列难题，将某气田储层埋深仅590 m (TVDSS)、水平位移达2000 m的浅层大位移井钻井得以实现，不仅在项目本身获得了成功，更是在技术方面取得重大突破。

两口大位移水平井投产后，合计产量高达60万m3/d，超过了原定开发目标。截至目前，累计产气70万m3/d，项目整体较原ODP方案(水下生产系统)节约投资8.7亿元。同时，提前投产22个月，累计产气量4.6亿m3。

某气田浅层大位移调整井是我国海上首次实施超浅层大位移水平井井作业，是对气田浅层开发的一次成功实践，创造了多项海上浅层大位移井作业的新纪录，实现了超浅层大位移井成功开发海上浅层气藏。项目的成功实施标志着中海油已形成了一整套“埋深浅，水垂比大”的浅层大位移水平井钻完井创新技术[3]。

6 结语

(1)本次两口水平井浅层防碰形式十分严峻，导眼钻进与新型扩眼一体化钻井技术是整个项目成功的关键技术之一，有效地克服了严重的防碰问题，确保作业安全顺利。

(2)不同钢级套管理论可下入性预测技术，对不同钢级套管的论理下入及下入安全性进行预测，分析出各层套管合适的钢级。确保了连续狗腿5.5°/30 m，局部狗腿6.5°/30 m的造斜段套管的顺利下入。

(3)某气田浅层大位移调整井是我国海上首次实施超浅层大位移水平井井作业，是对气田浅层开发的一次成功实践，创造了多项海上浅层大位移井作业的新纪录，具有良好的经济效益。