金平1井主要钻井技术初探

摘要:金平1井位垂比达到2.803:1,创造了油田浅层水平井垂深最浅、水平段最长、位垂比最大三项油田新纪录,同时创出了全国陆上超大位移水平井位垂比新纪录。该井的施工工艺和主要钻井技术为同类型高难度水平探井的顺利施工提供了宝贵的经验。

关键词:金平1井;钻井技术位垂比;井身轨迹;钻具组合

中图分类号:TE246文献标识码:A文章编号:1009-2374(2009)10-0046-02

一、金平1井概况

金平1井是油田一口重点预探井,位于山东省淄博市桓台县袁文村北2km处,位于济阳坳陷东营凹陷金家-柳桥缓坡构造带中部,设计井斜深1914.71m,垂深574.45m。实际完钻斜深2128m,垂深583.90m,三开水平段长1353.30m,水平位移1636.43m,位垂比2.803:1,该井位垂比达到2.803:1,创造了油田浅层水平井垂深最浅、水平段最长、位垂比最大三项油田新纪录,创出了全国陆上超大位移水平井位垂比新纪录。该井通过采取优化钻具组合、优选钻井参数、微调勤调等措施合理控制井眼轨迹,采用短起下钻、短起和长起钻相结合、分段循环等手段,配合高频震动筛和离心机,及时清除钻井液中的劣质固相,及时清除井壁岩屑床,采用乳化防塌钻井液体系,合理调整钻井液性能,保障了钻井液携岩、性能良好,在施工过程中采用及时倒换钻具,改善钻具的受力状况,合理使用钻具防磨接头,防止技术套管提前破损等一系列有效措施,确保了这口高难度水平探井的顺利施工。

二、施工中主要技术难点

1.大井眼浅层定向,水平位移大,设计完钻垂深浅,设计最大井斜达91.17°,井身轨迹难于控制。

2.位垂比大,水平段长,且垂深较浅,携砂困难,易发生卡钻事故。

3.水平段钻遇多个红泥岩夹层,缩径,钻井液性能难于维持。

4.水平段长,电测困难。

三、钻井技术措施

(一)工程技术措施

1.工具的选择。该井在二开346.1mm井眼330m处定向。二开设计完钻斜井深770.47m,垂深607m,其造斜率高达21°/100m。同时,由于大尺寸三牙轮钻头型号的可选范围较小,仅有SKG124铣齿钻头供选择,上部地层松软,铣齿钻头井径扩大率相对较大,定向较为困难。通过选用φ244mm、扶正块φ308mm、1.5°的单弯螺杆钻具来弥补铣齿钻头在松软地层因井径扩大率大而造斜难的难点,满足了井身轨迹的要求。

2.钻进参数的优选。在定向钻进开始,为了达到设计造斜率,在参数的选择上通过优选排量,来保证造斜率,同时满足清洁井底的要求。优选钻压、转速保证井径的规则和造斜率。在该井钻进时,排量60l/s、钻压80KN、转速100r/min、泵压最高8MPa。

3.辅助技术措施。每钻进完3根钻杆进行一次划眼。通过正、倒划眼,及时的修正了井壁和清除了附着在井壁上的岩屑,从而保证了井眼的规则和清洁。同时,根据岩屑床的形成规律,即井斜在50°至80°时易形成岩屑床,且不稳定易下滑堆积,为防止因岩屑床而卡钻事故的发生,在钻进至660m,井斜达70°时,通过短程起下钻破除岩屑床,保证井眼清洁。在二开完钻后,通过短程起下钻和下入常规钻具组合通井,清洁井眼,保证电测和下套管安全、顺利,以及固井施工的安全和固井质量。

4.水平段施工技术。(1)钻具组合。由于水平段长,垂深浅,在钻进时托压严重,同时为了防止卡钻事故地发生,在钻具选择和组合上尽量简化。钻具组合:φ241.3mm钻头+φ197mm螺杆钻具+配合接头+回压凡尔+定向接头+φ127mm无磁承压钻杆+MWD仪器无磁短节+φ127mm钻杆+φ127mm加重钻杆。(2)钻井参数优选。针对水平段长,轨迹控制困难和携沙困难等情况,在钻头的选用上,通过结合地层岩性特点,仔细对比牙轮钻头和PDC钻头的优缺点,决定选用适合软地层的金属密封三牙轮镶齿钻头,附属特征为宽齿、保径,即LHJ517GK。为了岩屑及时的被钻井液带出,保证井眼清洁,又能保证螺杆钻具和MWD仪器最优的运行环境,采用了较大排量,即40l/s。在复合钻进时控制转速为50r/min,以保证井身轨迹的平滑。由于排量和钻井液性能(严格按照设计执行)确定了,对于水利参数的调节只有通过钻头水眼的大小来控制,选装了三只18mm大水眼(该MWD仪器最优工作泵压为12MPa至14MPa),泵压控制在13MPa左右。

(二)钻井液技术措施

1.一开井段。该井段为疏松粘土和流沙层,地层可钻性好,易坍塌。钻井液配浆开钻,密度1.05～1.10g/cm3,钻进期间采用低浓度聚合物胶液进行维护,使钻井液粘度维持在40～45s,完钻后加入0.5%的xc,循环30分钟后将钻井液粘度提至60s以上,顺利下入表层套管。

2.二开井段。将一开钻井液用1.5%的胶液冲稀,用纯碱消除水泥塞污染后,进行二开钻进。用浓度0.3%～0.5%聚合物胶液维护,用以抑制地层造浆,有利于铵盐调节钻井液流型。采用大排量,低粘切钻进,起钻前加入2%～3%防塌降失水剂,转化为聚合物防塌钻井液。(1)定向段。本井段以防塌为主,逐步加入2%～3%聚合醇、3%～5%降滤失剂、5%～7%白油等,逐步将聚合物防塌钻井液转化为防塌钻井液。(2)斜井段。随井深增加,井斜增大,及时补充剂的加量,二开结束提高粘切,充分循环。下套管前加入2%的固体剂,确保套管顺利下入。

3.三开井段。调整二开钻井液,控制粘度40s左右,进行三开钻进。钻进30m以后,逐步补充防塌剂、降失水剂,严格控制失水在5ml以内;随着水平段增加,逐步提高白油含量至10%左右,进一步提高钻井液的性。本井段在钻进过程中钻遇多段紫红色泥岩,造浆及缩径严重,再者机械钻速快,给钻井液处理带来很大难度。采用高浓度聚合物抑制造浆,充分利用固控设备清除有害固相,同时工程配合以每钻进2柱钻杆起10柱,再钻进2柱钻杆起至技术套管内的技术措施,有效地净化了井眼,及时清除岩屑床。随着水平段的增加,问题显得更加突出,钻井液保持聚合纯剂含量3%,提高白油含量10%～15%,控制系数小于0.06。

(三)完井电测技术措施

该井完井电测采用水平井测井工艺。为了保证仪器下入的安全顺利和电缆对接的成功率,在完钻后下入常规钻具组合通井,分段循环处理钻井液,然后由井底分段起钻循环至技术套管内100m,最后下钻干通至井底起钻。该井完井电测电缆对接一次成功,且一次性测至1980m。

四、结论

1.井身轨迹的控制。直井段要直,斜井段和水平段防止“狗腿角”的出现,保证井身轨迹的平滑。

2.钻具组合要科学。采用倒置钻具结构可以解决大井斜、大位移井钻进过程中的托压难点。

3.加强过程监控,及时采取措施,预防事故的发生。该井施工过程中,通过及时短起下、实时对比分析岩性和调整维护钻井液性能等措施,解决了井眼清洁、井壁稳定、性和红泥岩的缩径等难题。

4.充分利用顶驱设备的优点,保障钻井施工的安全顺利进行。顶驱能在任何高度位置建立循环,活动钻具,从而最大限度的降低了事故的发生率。

5.固控设备的充分利用,提高了钻井液的处理效率,及时保证了井眼对钻井液性能的要求。高频率振动筛的使用,提高了一级固控的处理能力与效果。

作者简介:高静(1975-),女,胜利石油管理局黄河钻井总公司钻井五公司工程师,研究方向:钻井工程资料管理。