南海东部深层定向井防电测卡“S”井身设计及应用

李世举，夏竹君，卢昌，李朝，王世磊

(中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，深圳 518067)

0 引言

南海东部勘探走向中深层，深层井越来越多，为控制作业成本，井身结构简化，裸眼越来越长，最长裸眼段达到3500 m；为实现多目标兼探，定向井占比也越来越高，新的勘探形势下，电缆测井作业风险极大，因此防电缆测井卡井身设计方案非常必要[1-4]。以H-1dSa井为例，介绍南海东部深层定向井A井目的层直井段防电测卡井身设计方案及应用情况。

1 概况

惠州某构造被一条北西西向断层分隔为A、B、E三块，E块位于断层上升盘，下降盘为A块和B块。鉴于惠州某构造的复杂性，对该构造进行整体勘探部署，提出惠州某构造E块和A、B块采用1井3眼的方式进行钻探，计划自H-1d井800 m侧钻H-1dSa井，钻探构造西南部的A块。钻探主要目的层为珠海组-恩平组，次要目的层为珠江组下段、前古近系潜山。

2 井身优化设计

2.1 邻井风险调查

收集惠州某构造邻近区块近半年10口井作业情况，仅4口直井电测作业较为顺利，其余6口井斜24°～31°的定向井均出现复杂情况或打捞。本井为了取全各类测井资料，必须优化井身结构，将目的井段设计为直井段，降低作业风险。

而通过对近十年电测遇卡的测井项目、井型井斜、裸眼长度、钻井液比重等多方面深入分析研究，发现存在以下特点：(1)遇卡井型主要为定向井，遇卡打捞的井中定向井占比63.6%；(2)遇卡项目主要为测压取样占63.6%、旋转井壁取心22.7%，该两项占比超过86%；(3)遇卡井中裸眼长度超过1000 m的井占比72.7%；(4)最大压差超过6.89 MPa的井占比68.2%。电缆测井作业风险极大，防电缆测井卡井身设计方案非常必要。

2.2 “S”型井眼可行性分析

如图1所示，为了分析“S”型井眼设计，从本井钻探的地质目的、工程安全、电测作业安全、综合成本等分析将目的井段设计为直井段的可行性。从地质目的方面，其他目的层叠合性好，具备设计成直井段的地质条件；从工程安全考虑，闭合位移1554.53 m，可将造斜段集中在非目的层，且用套管封固；从电测作业安全方面分析，邻近区块10口井电测作业中，仅4口直井电测较为顺利，说明直井的电测作业风险更低；从综合成本高低考虑，与挪井位打直井相比，现井眼侧钻能节省约7天钻机时间，可节约更多的勘探成本。综合分析认为，“S”型井眼设计，将目的井段设计为直井段的方案是可行的。

图1 “S”型井眼示意图

2.3 “S”型井眼优势分析

综合分析地质目的、工程作业安全、资料录取风险、综合成本，最终确认在非目的层31.12 cm(12.25 in)井段完成造斜和降斜并用套管封固，21.59 cm(8.5 in)直井段揭开目的层，形成“S”型井眼，实现资料录取目的。

本井“S”型井眼设计方案的优势主要为：(1)21.59 cm井段钻具托压概率小，有利于快速钻进；(2)“变斜为直”，电测仪器摩阻减小，相对下入较容易；(3)仪器和电缆不贴底边，减少台阶阻卡和电缆吸附卡；(4)井壁岩屑或掉块堆积概率降低，仪器遇卡风险降低。

2.4 “S”型井眼难点分析

本井“S”型井眼设计方案的难点主要为：(1)31.12 cm(12.25 in)井段轨迹复杂，井斜最大43.87°，不利于井眼清洁；(2)“S”型井眼井斜先增后降，钻进摩阻扭矩较大；(3)套管下入难度增加。

2.5 “S”型井眼优化设计

本井“S”型井眼设计方案时针对以上难点进行研究，制定了相应的改进措施：(1)提高钻井液动塑比，提高岩屑携带能力；(2)提高钻井液润滑性，多次验证钻井摩阻扭矩适宜；(3)套管下入前垫入高润滑能力泥浆，提前进行模拟校核，套管采用半掏空，并准备循环头。

3 “S”型井眼实施

3.1 井身结构

根据以上研究，设计井号为H-1dSa井，如图2所示，水深108.00 m，补心海拔25.0 m，设计井深5190.00 mMD/4625.00 mTVD，钻探主要目的层为珠海组-恩平组，次要目的层为珠江组下段、前古近系潜山，在非目的层集中造斜，且用套管封固，在钻探目的层段设计为直井段，整体井身结构呈现为“S”型井眼。

图2 H-1dSa井井身结构示意图

3.2 电缆测井实施

根据勘探地质设计要求，在目的层段要进行测压取样和旋转井壁取心作业，在 H-1dSa井21.59 cm(8.5 in)井段，由斯伦贝谢提供井下仪器和地面采集系统，超大直径探针、速星模块、超高压泵、多取样瓶模块组合下井，流体识别模块为IFA，MDT多取样模块(MRMS_1)设置为低震动(low-shock)取样模式；旋转井壁取心作业工具为MRCT/GR。为实现设计目的，针对提到的测井作业难点及措施方案，本井在电缆测井过程中解决方案如下：

(1)针对井眼清洁度，采用工程处理措施，主要是主动划眼修整关键井段井壁和大排量循环至无明显岩屑返出。

(2)针对井壁稳定性，采用钻井液性能调整方式，例如增加PF-FT-1、PF-NRL提高钻井液封堵能力；增加XP20N、PD-RESIN提高控制高温失水能力；增加PF-EXLUBE、PF-LUBE HT提高润滑性；增加Dristemp、PF-DFL 180抗高温聚合物和PF-COK提高抗温能力和抑制性，改善钻井液的抗温性、润滑性、封堵性和控制高温高压滤失量，确保井壁稳定性。

(3)针对电测阻卡风险，一方面精简仪器组合、优选扶正器，用更灵活的飞轮代替扶正器，如图3所示，现场交底预案完备；另一方面是电测操作步骤明确、应急预案完备等，以降低电测阻卡风险。

图3 改井测井工具扶正器

4 应用效果分析

本井在21.59 cm(8.5 in)井段顺利进行测井作业五次，其中地层测试作业两次、旋转井壁取心作业三次，测井时间累计142.75 h，仪器起下过程中无明显阻卡。

本井在目的层段的77个深度点进行测压，其中包含有效点32个、超压点2个、低渗点7个、致密点19个、失封点17个，经过泵抽取样，清楚认识了ZJ530、ZH121、ZH130、ZH132层的物性以及流体性质，达到了最初设计的目的。其中在深度4410.46 m测压取样过程中，泵抽509 min结束后，依靠仪器自重放活仪器，没有遇阻遇卡现象发生，如图4所示。

图4 在深度4410.46 m测压取样过程图

本井在目的层段设计45个深度点进行旋转井壁取心，作业3次，实取45个深度点45颗心，收获率100%，壁心处泥饼质量较好，出井仪器无夹带掉块。

5 结论

通过对海上油田深层定向井“S”型井眼防电缆测卡的井身设计研究，在非目的层31.12 cm(12.25 in)井段完成造斜和降斜并用套管封固，在21.59 cm(8.5 in)井段采用直井段揭开目的层，形成“S”型井眼，并通过优化钻井液性能，确保井壁稳定性，优选飞轮代替传统的测井工具扶正器等措施，最终实现资料录取目的，效果良好，目前已在南海东部推广应用。