南堡35-2油田大位移钻井工程优化设计

王桂萍，林 海，李治衡，张 磊，刘海龙

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

0 引 言

大位移井技术是当今钻井工程领域的高新技术，已成为我国海上边际油田的主要开发方式之一[1-2]。大位移井主要是利用现有平台或陆基开发边际油田，可以节约大量的开发投资费用，降低油田商业开采的门槛，进而获得更好的经济收益[3]。中国海洋石油总公司通过技术创新与实践，逐步形成一套先进的大位移井钻井技术，并在渤海QK17-2和QHD32-6油田得到了应用和验证[4]。大位移井通常由定向井段、稳斜延伸井段和着陆、储层井段构成，其施工难点和挑战来自稳斜延伸井段。大位移钻井技术在很多方面对钻井完井技术提出了更高的要求。其井斜大、稳斜延伸段长，导致钻柱摩阻和扭矩大幅度增加，井眼清洁困难，同时施工周期过长使得裸眼段存在井壁失稳的风险[5-9]。大位移井钻完井投资大、风险高，需对大位移井可行性进行研究。

南堡35-2S构造位于边界大断裂的上升盘，邻近渤中富生烃凹陷，油源条件优越，为落实该构造馆陶主力砂体的储量，依托南堡35-2油田剩余井槽，推荐实施一口大位移井(南堡35-2X井)钻到S-1井区，从而减少投资成本。

1 地层特征分析

南堡35-2S构造馆陶组上部发育一套分布较为稳定的储盖组合，良好的圈闭形态是馆陶组油气聚集成藏的保障。X井的目的层是S-1井区馆陶组。馆陶组储层物性：测井解释孔隙度13.7%～33.4%，平均20.1%；渗透率347.1～590.4 mD，平均510.7 mD，属于中—高孔隙度、中—高渗透率储层。S-1井区正常压力梯度，温度梯度达到4.4℃/100 m，属于高梯度值，较主体区大1.4℃/100 m。地层从上到下依次是新生界第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组，明化镇上段以浅灰色粉砂岩为主，夹杂绿灰色泥岩，质纯，性中硬，岩屑呈块状；明化镇下段以绿灰色泥岩为主，夹杂浅灰色细砂岩，成分以石英为主，其次为长石，含少量暗色矿物，细粒为主；馆陶组以厚层含砾砂岩为主，夹杂着泥岩薄层。

2 大位移井作业的关键技术

2.1 井壁稳定性

井壁稳定性是大位移井实施的重要因素，井壁失稳是力学因素和化学因素共同作用的结果。大位移井深度大，钻井周期长，泥页岩井段易发生井壁失稳，导致井壁坍塌，因此大位移井钻井设计取决于井壁稳定的研究成果，需根据探井或邻近的地层构造、岩性特征、电测等资料，确定安全钻井泥浆密度窗口和钻井液性能优化设计，并计算分析大位移井裸眼段的暴露安全时间，以有效指导大位移井的钻进作业。X井安全泥浆密度窗口见图1。可知，X井为正常孔隙压力体系，馆陶组坍塌压力值为1.2～1.25 g/cm3，破裂压力为1.80～1.82 g/cm3(当量密度)，该井的安全密度窗口较宽。

2.2 井眼轨迹优化设计

井眼轨迹优化尽可能以最小进尺、最小的摩阻扭矩和最安全作业的合理妥协为准则，合理的井眼剖面设计是大位移井的关键技术之一[10-11]。

井眼轨迹优化设计与造斜点的选择、造斜段类型、井斜角息息相关，尽量降低摩阻扭矩，减少井眼的狗腿度。对于靶前距大的大位移井轨迹优化普遍采用悬链线轨道，但其导致井眼轨迹加长，海上悬链轨道优势难以体现，且X井不存在浅层防碰问题，故该井采用增曲率剖面类型进行井眼优化设计，并分析造斜率对稳斜角和摩阻扭矩的影响，见表1。

表1 造斜率对稳斜角和摩阻扭矩的影响Tab.1 Effect of build-up slope on angle of stability and friction torque

由表1可知，不同造斜率对应的剩余钩载和扭矩差异性不大，下套管时钩载为正值，说明244.5 mm套管依靠自重能顺利下入。

考虑稳斜角和井深，最终选择两次造斜率均为3°/30 m进行轨迹设计，结果见表2。

2.3 井身结构设计

大位移井井身结构设计应考虑地层岩性、压力情况等条件，以安全高效钻进为目的，尽可能降低摩阻扭矩[12]。X井水垂比为3.07，井斜角较大，斜井段长，上部造斜点处于疏松的浅地层，下部稳斜段钻进时间长，为防止上部井段出现垮塌现象，需用套管封固造斜段。参考该油田已钻井，X采用四开井身结构：一开采用444.5 mm钻头钻进至1 055 m，采用339.725 mm套管下至1 050 m，采用单级单封固井；二开采用311.15 mm钻头钻进至3 505 m，244.5 mm套管下至3 500 m，采用单级双封固井；三开采用215.9 mm钻头钻进至4 445 m，177.8 mm尾管下至4 440 m，采用尾管固井；四开采用152.4 mm钻头钻进至4 875 m，裸眼段用114.3 mm筛管完井。井身结构见图2。

2.4 摩阻扭矩分析

摩阻和扭矩是大位移水平井水平位移延伸程度的主要限制因素[13-14]，水平位移大，井斜角大，从而导致钻柱在井眼内摩阻大、扭矩大，套管下入困难。根据X井身结构，利用Landmark软件对各开次井眼的摩擦扭矩进行计算，见表3。

表3 各开次不同作业模式下大钩载荷与扭矩数据Tab.3 Hook load and torque data under different operation modes

由于311.15 mm井段长2 450 m，套管下入是最大的挑战，需对244.5 mm套管下入进行敏感性分析。根据南堡35-2S构造已钻井(水基钻井液)在311.15 mm井段(3 000 m)的实钻数据，反演该井段裸眼摩阻系数，见图3。

由图3可知，在244.5 mm套管下入过程中，套管内摩阻系数0.25，裸眼内摩擦系数约0.38。套管下入敏感性分析见图4。裸眼内摩擦系数为0.45时，大钩载荷为250 kN，即是顶驱重量，说明套管受到的摩擦力等于套管自重，套管下入困难；裸眼内摩擦系数为0.4时，大钩载荷为106 kN(不含顶驱重量)，说明244.5 mm套管靠可以下入。

2.5 水力携岩分析

井眼清洁问题也是大位移井钻井的关键技术之一[15]，避免因井眼不清洁导致循环当量密度(ECD)过高而压裂地层，同时，结合预钻井的井身结构，评价现有设备能力能否维持井眼清洁。为此对X井311.15 mm井眼、215.9 mm井眼、152.4 mm井眼分别进行了水力携岩分析，这里重点讨论152.4 mm井眼。井段为X井最后一开次，所用钻井液密度为1.19 g/cm3，其旋转钻进最高扭矩为34 kN·m，处在安全极限内，对其井眼清洁能力进行计算分析，结果见图5、图6。

由图5、图6可知，152.4 mm井段的机械钻速为10 m/h，临界排量为1.5 m3/min，对应的泵压为27 MPa；该井段对应的最大环空当量密度(ECD)为1.50 g/cm3，而该开次套管靴处地层破裂压力值为1.85 g/cm3，即ECD低于破裂压力值，表明满足作业需求。

X井的152.4 mm裸眼段需下入114.3 mm筛管，故对其下入敏感性进行分析，结果表明，套管内摩擦系数0.25、裸眼内摩擦系数0.46条件下，该筛管可下入。

3 结 论

X井采用增曲率剖面类型进行井眼优化设计，且该井浅层大井眼定向造斜，需确保井眼规则、平滑，严格控制井眼轨迹。

本文利用实钻井工况反演得到较为准确、可靠的摩擦系数，对X各开次进行摩阻扭矩分析计算，长井段的244.5 mm套管和114.3 mm筛管可下入，且在152.4 mm井段能有效携岩，表明大位移井X井技术上是可行的。X井的垂深浅、水平位移大、水平段长、目的层泥岩夹层多等技术难点，优化设计方案是钻井成功的重要技术支撑。■