高压巨厚盐膏层大斜度井工程设计优化

郭世侯, 赵 渝, 靳东旭

1中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院2国家能源高含硫气藏开采研发中心钻完井工程技术研究所 3中国石油川庆钻探国际工程公司

0 引言

SHojb-102D 井是土库曼斯坦南霍贾姆巴兹气田上一口大斜度定向井，该井地质预告盐膏层厚度达到1 085 m，在上盐层中钻遇高压盐间水的机率很大，且地质上渴望用大井斜角增加储层长度，以提高单井产量和该气田的最终采收率。针对地质上对该井的一些特殊要求，工程上做了大量分析研究，经过与地质方面的多次探讨，最终完成了该井工程设计的优化工作。

1 SHojb-102D井地质简介

1.1 SHojb-102D井地质分层

SHojb-102D井的地质分层情况见表1。

表1 SHojb-102D 井地质分层数据表

1.2 地层情况简介

(1)基末利阶为巨厚盐膏层，是区域盖层[1]，也是高压层，极易塑性变形，其中的高压盐水涌出后易造成盐析卡钻，是钻井施工中最易造成井下复杂的地层段，前苏联时期在该区用直井钻探，因遇高压盐水浸、盐膏层缩径卡钻、挤毁套管、固井失败、井喷等多种原因，钻井成功率只有40%左右，没有钻探定向井先例。邻井SHojb-21 井在上盐层段钻遇盐间高压水层，钻井液密度由1.87 g/cm3提高到2.45 g/cm3才恢复正常。邻井Hojb-7、Hojb-9井都因钻遇盐间高压水层，出现盐结晶堵塞，导致两井报废。该井预计在上盐层段钻遇盐间高压水层可能性很大，在下石膏段钻遇盐间高压水层的机率比较小，井段2 940～4 035 m按钻遇盐间高压水层设计，设计压力系数 2.20(可能范围 1.90～2.30)。

(2)南霍贾姆巴兹气田卡洛夫-牛津阶属区域性高压气藏，其中XVhp层为灰岩，是主要储层。SHojb-102D 井储层孔隙、裂缝均较发育，属于裂缝—孔隙型储层。

(3)SHojb- 102D井处在一个独立高点，地质风险比较大，根据储层预测结果，定向方位调整范围不大，因此对靶区要求高，要求用双靶来控制储层轨迹。

(4)SHojb- 102D井纯气高度90 m左右，可支用产层垂厚69 m；对于储层垂厚只有69 m，又希望储层水平段长达472 m，经计算，全井最大井斜达到80°以上，实现大井斜矢量入靶才能确保中双靶，工程设计上需要考虑到各种异常情况，优化井身结构及井眼轨迹，尽量满足地质要求。

(5)南霍贾姆巴兹气田之前只完成了2口井，直井SHojb-21 井产层长40 m与40°小角度斜井SHojb-101D井产层长89 m均获较好产能。因此，预计该井产量大，储层尽量用Ø215.9 mm井眼施工，以利于后期生产和储层改造。

(6)本构造天然气中含H2S和CO2。H2S含量 0.009 8%(0.150 9 g/m3)，CO2含量 3.506 4%(68.725 g/m3)。

(7)从过 SHojb-102D 井地震偏移剖面来看，井区浅层白垩系地层产状为向上倾斜地层，上部井段容易井斜也是工程设计需要考虑的问题之一。

1.3 区域工程设计通用要求

(1)土库曼斯坦阿姆河右岸气田普遍存在基末利阶，一般都要求用Ø311.2 mm井眼钻至下石膏底部，下Ø250.8 mm厚壁套管封固易蠕变的盐膏层，储层使用Ø215.9 mm井眼完成。

(2)无盐间高压水层的定向井，造斜点一般都选在盐膏层中[2]，以减少井眼轨迹控制井段长度。

(3)有盐间高压水层的定向井，如果盐膏层只有500～600 m，一般要求在进入高压层前完成定向施工，在高压层段使用稳定器组合控制井斜，用Ø250.8 mm技术套管封固高压水层后，在Ø215.9 mm井段再次定向施工。主要原因是在Ø311.2 mm井眼使用的螺杆钻具在密度2.35 g/cm3左右条件下，泵压高、排量小、输出扭矩小、螺杆易制动，螺杆寿命极短，最短的只有几小时，不能满足定向施工的要求。

(4)Ø215.9 mm井眼使用的螺杆钻具在密度2.35 g/cm3左右条件下能够正常工作，使用寿命一般可达100 h左右，基本能够达到定向施工的要求。

(5)石膏层易蠕动缩径，应减少滑动钻进，增加复合钻进，同时，要勤划眼、勤活动，这就要求在石膏层中不能设计太高的造斜率[3]。

(6)既有盐间高压水层，又存在巨厚盐膏层的井，一般在盐层段不设计井斜大于60°的定向井。

(7)石膏层段特别是下石膏层可钻性差，钻井周期很长。

2 SHojb-102D 井难点分析

(1)该井盐膏层厚，储层埋藏深，用大斜度井开发，造成总井深较大,在有限的定向井段很难达到定向井矢量入靶的要求。

(2)该井上盐层段为高压层，下盐层段为可能高压层，如果定向井段选在进入高压层前完成，必然造成用大斜度穿越厚达420 m的下石膏层段，使得下石膏层井段很长，大尺寸井眼、大井斜角条件下，不带螺杆的钻具组合施工很困难，易出现卡钻、断钻具等事故。

(3)储层易井漏，高浓度堵漏剂的使用限制了随钻定向仪器的使用，也限制了把储层段作为定向增斜的设计井段。

(4)如果在下石膏顶部下入技术套管，封固高压层，造斜点选在下石膏，由于石膏层段中造斜率低，井段长度难保证该井段增斜到60°以上，如果直井段没钻直，还需两次扭方位作业才能保证中双靶，大井斜条件下扭方位作业更是困难重重。

(5)如果在中石膏层段中部下入技术套管，封固高压层，造斜点选在下盐中，一方面不能完全保证技术套管能封住高压层，且高密度固井本身很困难；另一方面也不能完全排除下盐层段中无盐间高压水层。

(6)在中石膏层段提前下入技术套管后，在下盐层段和下石膏层段钻进期间，如果钻井液密度不能降低到与产层钻井液密度相一致，则需要钻至下石膏层段底再下一层技术套管，储层被迫用Ø149.2 mm井眼钻进。

(7)本区域储层用Ø149.2 mm井眼钻进属于极少情况，储层易漏，平时没有储备该井眼的定向工具，如要采购，采购周期也很长。

3 设计方案对比分析

针对以上难点及地质需求，对比分析了3种设计方案。

3.1 进入高压层前完成定向施工的可行性

根据地质上开始提出的要求：入靶点A点垂深4 045 m，出靶点B点垂深4 114 m，AB水平段长472 m。剖面设计思路：

(1)进入高压层前，即在提塘阶底部2 940 m以前完成第一次定向造斜。

(2)盐膏层段用单稳定器造斜，设计增斜率不高于该区已用单稳定器增斜平均增斜率1°/30 m。

(3)第一次定向结束时实现一定的井斜角，既要避免井斜大导致的高压层段的斜井段过长，又要避免井斜过小造成方位漂移太快。

(4)造斜段选用平均造斜率4.5°/30 m，为可能的扭方位留有斜地，同时避免后续井段长，起下钻多，造成高井眼曲率井段钻具事故和产生键槽。

(5)A点的井斜角也不能设计太大，否则，可钻性差的下石膏层段井眼太长。

(6)在下石膏底部固Ø250.8 mm技术套管，然后在Ø215.9 mm井眼设计第二定向井段，第二定向井段的主要目的是：把井斜增到需要值，以便尽可能多的穿越储层；调整长段单稳定器组合钻出井眼的方位漂移量，达到矢量入靶。设计轨迹见表2。

表2 在进高压层前完成定向施工井眼轨迹设计剖面节点数据表

该设计方案优点：

(1)能够实现大井斜入靶，有利于钻出较长的储层段。

(2)技术套管下得深，能实现储层专打，有利于应对储层复杂。

该设计方案缺点：

(1)高压层段为斜井段，且长达1 500 m以上，轨迹控制起来非常困难。

(2)斜井段为大尺寸井眼，泵压高，排量受限，后期钻具扭矩大，能蹩停顶驱，钻进速度很慢，钻井周期长，易出钻井事故。

(3)盐膏层易蠕动变形，易出卡钻事故。

(4)储层遇井漏，第二定向段存在不能全部实现的风险。

3.2 钻过高压层后立即下技术套管的可行性

该方案就是钻完上盐层，在中石膏中部下入技术套管,然后开始定向施工。具体剖面设计思路：①钻完上盐层段，进入中石膏层段中部即3 450 m左右下入Ø250.8 mm技术套管;②造斜点选在3 550 m，预留100 m垂直井段，以应对直井段未钻直，产生了过大的闭合距需扭方位施工;③在下盐层中定向，设计造斜率4.8°/30 m，防造斜率太高在下盐层中产生键槽;④在下石膏层中设计小造斜率，以复合钻进为主，有利于扩大井眼，减少黏附、缩径卡钻风险。

井眼轨迹设计剖面见表3。

表3 中石膏中部下技术套管设计剖面节点数据表

该设计方案优点：

(1)定向井段采用Ø215.9 mm井眼施工，即使高压层未封住，也能完成定向施工作业。

(2)下石膏层小造斜率设计，容易实现，能减少黏附、缩径卡钻风险。

(3)定向组合至少能使用到下石膏底，A点井斜角、方位角都能保证。

(4)储层轨迹控制不受井漏、定向工具等因素的影响，能够保证储层段长度。

(5)下石膏层用小井眼施工，机械钻速高，钻井周期短。

该设计方案缺点：

(1)套鞋离高压层井段短，对Ø250.8 mm套管固井施工要求高，不能封住高压层的风险较大。

(2)在基末利阶下盐层段和下石膏层段钻进期间，需在确保井下安全的条件下，验证钻井液密度能否降到与产层钻井液密度大致一致。上盐层段中的盐间高压水层未封住或下盐层段中有盐间高压水层都会迫使在下石膏底再下一层技术套管，储层只能用Ø149.2 mm井眼钻进。

3.3 进入下石膏层后下技术套管的可行性

该方案进入下石膏层30 m即3 730 m固井，封固高压层，然后在3 750 m开始定向施工，该设计剖面设计思路是：

(1)进入下石膏层30 m即3 730 m下入Ø250.8 mm技术套管并固井，封固高压层。

(2)固井后钻出20 m防磁干扰井段后，开始定向施工。

(3)在下石膏层中尽力增斜，钻达A点时，井斜可达59°左右。

(4)储层段考虑井漏，用单稳定器强增组合增斜。

井眼轨迹剖面见表4。

表4 下石膏中下入技术套管设计剖面节点数据表

该设计方案优点：

(1)高压层被封住，可以实现定向造斜段与储层段使用相同钻井液密度，基本能保证储层使用Ø215.9 mm井眼钻进。

(2)钻井液密度低，排量能达到螺杆使用要求，螺杆输出扭矩大，寿命长，钻井速度快。

(3)储层轨迹控制不受井漏、定向工具等因素的影响，能够保证设计储层段长度。

该设计方案缺点：

(1)受石膏层易蠕动和储层易漏的限制，造斜率已设计到最大，但仍然不能满足AB段水平段长472 m的要求，只能达到141 m左右。

(2)这个设计方案还要求直井段要钻直，尽量减少直井段产生的闭合距偏移，否则就没有井段来扭方位施工，不能实现矢量入靶，这对于中双靶有很大难度。

4 最终优化设计方案

由于该井处在构造高点，储层范围较小，地质要求：①必须用双靶点控制；②AB段水平段长至少200 m，在没有井漏、溢流的情况下，尽量达到400 m；③储层段尽量用Ø215.9 mm井眼钻进，如遇井下复杂情况，可以增加一层套管，改为Ø149.2 mm井眼钻进。

经与建设方多次商讨，最终形成了风险较小、工程上容易实现的优化工程设计。其井眼轨迹剖面见表5所示。

表5 SHojb-102D 井设计剖面节点数据表

该设计与上述第二方案基本相同。即在钻完上盐层段，在中石膏段中部下入技术套管。预留100 m扭方位井段后开始定向施工。钻达A点井斜达到71°，即使在储层不用定向组合只用稳定器稳斜组合，也能保证AB段水平段长超过200 m，用稳定器增斜组合能够保证AB段水平段长至少200 m的要求。

5 实钻情况

该井用钻井液密度2.35 g/cm3顺利钻过上盐层段，并在中石膏层段成功固井，固井后逐渐降密度至1.98～2.03 g/cm3，并用Ø215.9 mm井眼顺利定向增斜至GAP层，后换单稳定器增斜钻进，全井最大井斜78.5°，实现了AB水平段长276.1 m，该井达到了设计要求并获得日产天然气80×104m3高产。

6 结论和建议

(1)SHojb-102D 井是一口高压巨厚盐膏层大斜度定向井，轨迹控制与安全钻井方面相互制约，存在很大困难。

(2)该井设计打破了技术套管下至下石膏层底、进入高压层前完成定向等传统做法，取得了较好效果。

(3)该井设计综合考虑到了可能遇到的高压、直井段不直、键槽、缩径、井漏、钻具事故等多种钻井风险，兼顾了地质需求和钻井安全的要求，整个施工过程顺利，未出现任何事故，验证了该工程设计的可行性。