南海某高温高压气田丛式井表层大尺寸井眼防碰技术

杨玉豪, 张万栋, 张 超, 吴 江, 杨前亮

(1中海石油(中国)有限公司湛江分公司 2中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司)

南海某气田储层压力系数1.91～1.97，最高温度150℃，该气田开发中除面临显著的高温高压挑战外，表层Ø660.4 mm大尺寸井眼批钻作业时井眼碰撞风险高，防碰形式极其严峻。

一、表层井眼碰撞风险及难点分析

结合该气田开发中的实际情况，深入分析了表层Ø660.4 mm钻井井眼碰撞风险及技术难点。

1. 井网密集，井眼间距小

该气田导管架平台井槽排列4×4，共有16个井槽，槽口间距2.286 m×2 m，开发7口井(6口定向井和1口水平井)。由于气田温压系统复杂，套管层次多，隔水导管采用Ø762 mm尺寸，一开表层为Ø660.4 mm大尺寸井眼。即使在保证完全垂直的理想情况下，就几何大小而言，Ø762 mm隔水导管之间仅1.238 m，Ø660.4 mm井眼之间仅1.34 m。图1是防碰扫描结果，从中可以看出：由于间距过小，即使通过优化槽口、错开造斜点深度和调整钻井顺序[1]等措施，表层碰撞风险依然很高。

2. 表层防斜打直难，水平位移极易超过槽口间距

综合考虑强度、井口稳定性、承压能力等要求，该气田7口井均采用Ø762 mm隔水导管,下深为173 m，入泥70 m。7口井的井身结构见表1。由表1可知,Ø660.4 mm井段井深范围500～530 m左右；Ø444.5 mm井段井深范围2 100～2 300 m。

图1 表层防碰扫描结果

在本项目中，一方面Ø762 mm隔水导管由工程方面通过打桩方式提前锤入，打桩时更多依靠隔水导管自重来保持垂直度，作业时受浪涌等影响大，无法保证隔水导管的完全垂直，同时也难排除导管在锤入过程中发生偏移与邻井导管碰撞、挤压变形的可能[2];另一方面，Ø660.4 mm井段井深范围500～530 m左右，该井段进尺约327～357 m，一旦控制不好井斜，将会出现井眼碰撞。……