常规防斜打快技术.docVIP

第三章 常规防斜打快技术 一、概述 直井钻井防斜，是现场经常碰到的难题之一。在钻直井时，如果井斜过大，会使井眼偏离地下设计目标，打乱油气田开发的布局。对于勘探工作来说，井斜大了，会使井深发生误差，使所得的地质资料不真实，甚至偏离勘探目标。井打斜了，也给钻井工程本身增加了困难，甚至造成严重的井下故障。在斜井内，钻柱易靠在井壁一侧，旋转时发生严重摩擦，在井斜突变井段钻柱发生弯曲，易使钻柱和套管磨损，钻柱折断，套管脱落，也可能造成井壁坍塌及键槽卡钻等故障，有时甚至被迫填井侧钻。井斜超标，也会影响固井质量，首先是造成下套管困难，同时套管下入后不易居中，这往往是造成固井窜槽、管外冒油冒气的原因之一。因此，直井防斜打快问题一直是油公司和钻井工作者十分关心的一个重要技术问题。 防斜技术自上世纪五十年代鲁宾斯基发表论述至今，经过数代人几十年的发展，已经有了长足的进步，早期只有光钻挺、塔式组合；钻柱稳定器产生后又形成了钟摆、满眼等钻具结构，在此基础上，发展了柔性、偏轴等特殊防斜钻具组合。随着定向技术的发展，以螺杆和随钻为主的导向钻井技术应用于防斜纠斜，在很大程度上避免了填井侧撞；近年来，自动垂直钻井技术得到了较好应用，但由于其技术含量、使用成本高，限制了使用的范围。易斜地区大多仍然采取常规防斜纠斜技术。在我国东部多个油田推广应用了自然造斜钻井技术，使易斜地区钻井速度得到了较大提高。 川东北钻遇的中上部地层普遍存在着地层倾角大（30°～60°），局部小褶皱多，自然造斜率较强（自然造斜率大于1°/100m）等特点，井身质量难以控制，尤其是井斜控制难度大。同时，地层古老、岩石坚硬、研磨性强、岩性多变、地层可钻性低（可钻性级值5～8），机械钻速普遍较低，导致钻井生产效率低下。 川东北防斜打快是井身质量控制的难点，而陆相地层是防斜打快的重点。如沙溪庙地层倾角大，须家河组研磨性强，又处于大井眼井段，防斜打快矛盾比较突出。进入海相地层，雷口坡组二段至嘉陵江组嘉4+5段砂泥岩互层频繁，地层倾角大，自然造斜力强，表现易斜特性。在易斜井段采用防斜功能最强的钻具组合，井斜仍有逐步上升趋势。如何处理好解放钻压提高速度和防斜打直这两方面成了川东北钻井的重要任务之一。从优化钻具结构、优选钻头和钻井参数着手，如采用钟摆、塔式钟摆、柔性钟摆钻具等，配合相应技术措施，既解放了钻压，大大提高了钻井速度，又满足了井身质量的要求。在陆相地层主要采用塔式钟摆钻具，配合合理的钻井参数来防斜打直。在井斜控制方面，大尺寸钻铤发挥了重要的作用，使用大尺寸钻铤成功地解决了陆相地层易斜的钻井难题。尤其二开需严格控制井斜，保持井斜处于较低值，为三开控制井斜创造良好条件。在海相地层，岩性为灰岩、白云岩、膏盐岩，可钻性较好，螺杆+PDC的应用为防斜打快增加了新的途径。 在无法使用垂直钻井和空气钻井等特殊钻井技术时，优化钻具组合和施工方案，可以在一定程度上解决防斜打快的难题。在区域构造比较明确的地区，设计自然造斜井，合理布置地面井位，正常钻进达到目的层，可以实现速度的较大突破。 二、防斜打快工艺技术 （一）川东北典型地层造斜特性 1．地层造斜性级别划分 根据地层倾角大小以及其对井斜的影响程度，将地层造斜性划分成几个级别。 表1 地层造斜性级别定性划分表 地层倾角（o） 地层造斜性 对井斜和速度影响 0～10 低 不易井斜，可施加大钻压提高速度 10～30 中等 较容易井斜，适当控制钻压，井斜可控制 30以上 高 极易井斜，严格控制钻压，井斜也逐渐增大，对速度影响较大 2．川东北地层造斜性 对毛坝1井测井资料分析获取的数据，见表2。可以发现，该地区地层倾角大且地层产状基本稳定，容易发生地层自然造斜。 表2 毛坝1井地层产状表 地层 地层产状(°) 组段 底界深度 倾向 倾角 上沙溪庙组 937 330～335 23～30 下沙溪庙组 1313 335～340 26～40 千佛崖组 1692.5 340 26～40 自流井组 2039 340 28 须家河组 2727 / / 雷口坡组三段 2818 335 32 雷口坡组二段 3151 245～305 30～55 雷口坡组一段 3185 210 40 嘉陵江组五段 3197 嘉陵江组四段 3561 嘉陵江组三段 3778 310 5 嘉陵江组二段 3900 嘉陵江组一段 4267 330 5 飞仙关组四段 4324 飞仙关组三段 4365 千佛崖、自流井、须家河组等陆相地层，砂岩、泥岩、页岩不等厚互层多发育，软硬交错对井斜产生一定影响。表3为通过岩心分析得到的四川自流井组地层岩性特征数据，泥岩、砂岩岩石可钻性级别高，页岩可钻性级别低，都占有一定比重。 表3 四川盆地自流井组地层岩性特征 地