低渗高压区块大井眼定向钻井技术应用

张 鹏

（大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆163413）

N263-X206井位于X油田G639区块断鼻高部位，根据实钻情况和最新解释，该区北侧N92-73井区，N100排注水井排与断层形成封闭，确定为注水井断层遮挡较高压力区。该井区的井位于断层附近P油层构造高部位，气层发育。待钻井600m范围内共有10口注水井，最晚钻关时间为2019年1月份，井口剩余压力均在8MPa以上。在钻井施工中，为保证井控安全、有效动用目的层，技术套管需要定向钻进，且位移和斜度均较大。

1 设计概况

1.1 N263-X206井井身结构设计（见表1）

表1 N263-X206井井身结构

1.2 定向井井身质量要求

1.2.1 井身剖面设计原则

（1）满足油田开发方案要求，实现地质目的；

（2）根据油田的构造特征、油气产状，有利于提高油、气产量和采收率，改善投资效益；

（3）在选择造斜点、井眼曲率、最大井斜角等参数时，应有利于钻井、采油和修井作业；

（4）在满足地质要求的前提下，应尽可能选择比较简单的剖面类型，力求使设计的定向井井深最短，以减小井眼轨迹控制的难度和钻井工作量，有利于安全、快速钻井，降低钻井成本；

（5）目的层中深按P油层中部垂深计算，采用平面圆靶钻井。

1.2.2 井眼曲率

为了保证钻井、采油和修井作业能够顺利进行，建议井眼曲率应按下面要求选择：

（1）井下动力钻具造斜井段的井眼曲率取2°～6°/30m；（2）转盘钻增斜井段的井眼曲率取2°～4°/30m。

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2 施工难点

（1）注水井压力高：该区钻探目的层P油层已注水开发，渗透率低，连通性较差，注水井自然降压速度慢，截止到目前，最高注水井井口剩余压力达到17.1MPa，钻井中易发生油气侵；

（2）H和P气层发育：该区H埋深505～810m，P顶平均埋深为1260m，特别是P油层位于断层顶部位置，气体发育且压力较高，钻井中易发生气侵和井喷复杂；

（3）钻井液密度窗口窄：根据采油工程研究院压力预测结果和实钻情况，该井区需要使用的钻井液密度范围为1.65～1.75g/cm3，而该区破裂压力梯度实测最低为1.35，无钻井液密度设计窗口。根据实钻情况看，在P油层顶部，钻井液密度超过1.65g/cm3，井漏的风险较大；

（4）井底位移大：受地面条件限制，该井最大井底位移1105m，造成井斜角过大，一旦发生油气侵复杂，易造成井壁失稳、卡钻等事故，难以处理。

3 关键井段定向施工分析及解决措施

3.1 关键井段施工的难点分析

本井关键井段的施工在于145～925m的技套施工，施工难点有以下3点：

（1）在311井眼造斜施工中，井眼轨迹的控制难度很大，一方面是井斜造斜率的问题，一般1.25°螺杆很难满足设计15°/100m的要求，而且会延长造斜井段，增加定向时间，影响钻井速度。所以本井直接采用1.5°197螺杆施工，单308螺扶。通过本井的造斜施工，1.5°螺杆完全满足设计15°/100m的要求，定向6m就能满足1.5°的要求，从而增加了造斜过程中的复合段，提高了机械钻速。但197螺杆单308螺扶在复合稳斜方面很差。从本井实际稳斜情况上看，单根复合钻造率最大达到0.7°/10m。表2是一段稳斜复合和定向调整数据。

表2 某井段稳斜复合和定向调整数据

从以上数据表可以看出，复合钻是增斜的，而且造斜率能达到0.6°～0.7°/10m，如果不做定向调整，井斜会失控，需要复合20～30m，就要定向降斜调整一次。增加了定向的时间，影响了机械钻速，使井眼轨迹也不平滑，给下步施工带来风险。而且定向时钻具滑动，不利于返砂，会增加钻具泥包的几率。

（2）311井眼施工中最大的难点就是如何增加排量返砂的问题。如果返砂不好，会造成钻具泥包，无法钻进，还会引发工程事故风险。本井就是由于没有处理好排量和返砂的问题，造成两次泥包钻具，被迫起钻。图1、图2为现场泥包图片。

本井技套施工采用150缸套，双泵理论排量53.34L，3.2m3。去掉损耗，实际排量能达到50L。近3m3。钻头 311mm，水眼 7个 14mm，当量面积1077mm2，泵压15～16MPa，钻进液密度1.35～1.4g/cm3，粘度60～70s。由于两次泥包，说明井底返砂不畅，所钻岩屑在现有排量下不能达到清洗井底的效果，造成钻头在不干净的井底不断泥包。要想解决泥包的问题必须提高排量，达到60L方能满足清洗返砂的要求。

（3）第三个难点是对定向仪器的损耗较大。由于大井眼排量达到50L以上，泵压高，钻进液含砂又相对较高，本井含砂达到1.5以上。见图3、图4。

由于下井仪器在使用过程中存在较大的损耗，不但是仪器成本增加的问题，由于仪器损坏，中止工作，就要起下钻更换，必将产生更多的非生产时间。而且仪器电池如果被损坏，形成短路，引起井下爆炸，损坏钻具，还会引发工程事故，这些例子都是有先例的。

图1 第一次泥包图

图2 第二次泥包图

表3 施工中的排量数据

3.2 解决办法

（1）针对井眼轨迹难控制，197螺杆复合钻增斜的问题，有两种方案，第一种定向结束定到井斜中靶落后5～10m，换成308双螺扶稳斜钻具钻进，打到技套后。所存在的中靶问题由三开后下仪器调整中靶。在保证封固井段的基础上少打技套。第二种方案是定向结束，井斜落后设计10°～15°，通过螺杆复合造斜的能力，钻进150m，自然将井斜增到设计，下308双螺扶打到技套井深，所存在中靶问题由三开后调整中靶。同样本着少打技套的原则。

（2）采用轨迹方案一或方案二，都使用到了双螺扶稳斜钻具。方案一使用井段较长，方案二置后150m，无论哪种方案都实现了减少螺杆打技套的进尺。采用双螺扶钻具，主要的好处是去掉了螺杆带来的压降，泵压高，不能实现大排量作业的问题。甩掉螺杆后，将150缸套换成170缸套，使排量达到60L以上，充分清洗井底，达到返砂，防止泥包，减少起下钻次数，避免工程复杂事故发生的几率，过早地甩掉定向仪器，又可以避免仪器损耗，引起不必要的起下钻。

（3）本井双308螺扶钻具结构：Ø311PDC(R425旧3)×0.9m+Ø308LF×1.51m+Ø197NMDC×8.66m+Ø308LF×1.98m+变扣接头×0.5m+Ø178DC×9.67m+止回阀×0.5m+Ø178DC×9.69m+变扣接头×0.5m+Ø165DC×57.94m+Ø127斜坡18°，模拟螺杆钻具，增加一个308螺扶，以实现稳斜的目的。通过本井双螺扶的技套单点、多点及测井数据的稳斜效果看，是降斜降方位的趋势。

双308螺扶稳定性随着钻井参数和井深的变化还会有一些变化，这套钻具还需要进一步的摸索，就本井的使用看，可以作为311井眼施工中推广使用。

图3 新扶正器下井70h刺坏

4 轨迹靶区中靶情况

N263-X206井靶区中靶情况见表4。

从表4可以看出N263-X206井主要靶区均准确中靶，完全复合设计要求。

图4 新主阀杆及耐磨套下井20h刺坏

5 时效分析

N263-X206井时效分析数据如表5所示。

表4 N263-X206井靶区中靶情况

表5 N263-X206井靶区时效分析

从表5可以计算出0～933m平均机械钻速19.1m/h，作为一开420井眼和311井眼，机械钻速还是可观的。

一开和二开，非生产时间用时64.33h，除去29h等150缸套，修泵用时12.58h，循环处理泥浆4.83h。大井眼排量大，对泵的损耗不容忽视，返砂不好，处理泥浆费时费力。

6 结论

（1）N263-X206井总结了大井眼定向施工的经验和教训，对今后外围低渗高压区块安全顺利钻井施工具有指导意义。

（2）N263-X206井时效还有很大的提升空间，通过优选适合该类型井的成熟配套技术及措施，可以大幅提高钻井时效，提高钻井效益。

（3）N263-X206井的成功施工为公司在外部市场的竞争中提供了技术保障。