29水平井平安钻井技巧在冷41块的应用720.docVIP

水平井安全钻井技术 在辽河油田冷41超稠油区块的应用 张微　乔忠明　李松滨　余钦飞　 摘要：冷41块在经过8年的注汽开发后，底水锥进严重，无法正常生产。在实施水平井加直井的SGAD开发方案中。为解决该区块油层位置不确定，钻进中大斜度段易粘卡，地层高含水压力低、油层岩性疏松等施工问题，采用了钻导眼，防粘卡，防漏抗高温钻井液，下防砂筛管等技术措施，采取相关措施后不仅避免和降低了井下事故的发生，且施工井满足开发要求，取得了缩短钻井周期6－15天的良好效果。 主题词：水平井　　导眼　　粘卡　　钻井液　钻井周期 一地质简介 地质条件　冷41块构造位于辽河盆地冷东断裂背斜带中段，S32油层是该块主要开发层系，埋深1350-1690m，属于超稠油油藏，地层岩性主要是砂砾岩、砾状砂岩，原始油水界面-1690m，属受构造控制的底水油藏。 油藏物性　S32储层为中高孔隙度，平均孔隙度18.1%，垂直渗透率在101～417×10-3μm，原油密度0.986g/cm3，50℃地面脱气原油粘度为63595mPa.s，目的层油层中部原始地层压力15.2Mpa，压力系数0.98。地温梯度2.7℃/100m,油层中部原始地层温度51℃。储层夹层发育较差，对纵向上重力辅助泄油影响不大。 开发现状　该块共有采油井187口，开井155口，断块日产油844吨，综合含水率68.29%，年含水上升速度15%。冷41块S32油层地质条件适合直井水平井组SAGD开发，通过水平井优化部署及试验，为该块开发方式转换寻找一种新的技术手段。 二、施工难点 1、平面上，冷41块中部构造高部位油层发育好，并向低部位减薄，油层厚度从220m到20m,低部位与底水直接接触。水平井部署在区块周边布井较少的构造低部位，油层深度不确定，油水界面深度不确定。 2、在钻进大斜度井段时，钻柱因自身重量、钻进方式、滤饼的摩擦因数、地层的渗透性及静止时间等因素，使钻具产生横向推力，贴在下井壁上，施工中多有粘卡发生。 3、该区块经过长期热采，采出程度较大，地层压力低，钻井液柱与地层间易形成较大压差，在钻进中易发生渗漏，加之地层温度较高（施工中出现泥浆出口温度升至57℃），对钻井液性能要求较高。 4、冷41块砂三段Ⅱ组油藏以砾岩和砂砾岩为主，地层松散，成岩性差，施工中需避免伤害油层，完井应满足热采及有效防止地层出砂的要求。 三、水平井安全钻井技术 1、钻导眼确定油层及油底界面位置 水平井施工中，当油层位置及深度不确定时，导眼是一种了解地层的有效途径。在冷41块，为确定油层深度及油底界面，在部分水平井中实施导眼，导眼一般设计在入靶点A与终靶点B之间，距A点20m－30m，剖面设计采用直-增－稳剖面，造斜率一般控制在6－7°/30m，当井斜达到一定值时，稳斜钻进，在确定油层深度后，钻穿油层，确定油水界面深度，电测后回填下部井段，再从上部导眼稳斜段某处侧钻实施水平井。采取上述措施，一方面导眼能最大限度地反映入靶点附近的油层情况与油底界面深度，另一方面，也尽可能多的利用导眼进尺，降低全井的费用支出。 2、防粘卡钻具组合的应用 2004年在冷东地区共实施8口中半径水平井。在上半年的水平井钻井施工中冷41－平12井、冷41－平2井及冷41－平11井均发生了大斜度井段粘卡情况。粘卡处井斜均在60°以上。粘卡处使用的钻具组合为：φ197mm单弯螺杆+φ197mm无磁钻铤2根+2柱加重钻杆+斜坡钻杆。采用landmark软件对卡钻井（冷41－平12井）钻具组合进行钻具与井壁的接触力学分析，结果表明：冷41－平12井钻至1569m时，下部钻具组合从钻头算起7m至22m处于与井壁接触状态，接触长度达15m（见图1），并在距钻头16－17m处达到较大的接触力（见图2），为钻具卡死增大了机会。 图2　冷41—平12井钻铤与井壁的接触力 通过对钻具组合的分析，在不影响井眼轨迹控制所需造斜能力的前提下，在2根无磁钻铤的上部接欠尺寸球型稳定器或螺旋无磁钻铤，缩短钻铤与井壁的接触长度，减小卡钻的几率，另一方面，由于冷41块属于软到中硬地层，稳定器的下入还可以起到消除井眼微台阶的目的。例如对于冷41－平12井，在相同卡钻井深条件下改进后的钻具组合为：Ф311.1mm钻头+Ф197mm1.75o单弯螺杆+631×630 MWD定位接头+631×410 变扣接头+Ф178mm无磁钻挺2 根+Ф215mm扶正器1个 +Ф127mm加重钻杆3根+Ф127mm斜坡钻杆等。在采用了防粘卡钻具组合后，对井下钻具组合与井壁的接触长度进行分析，从图3可以看出，由于在无磁钻铤上部接了φ215球形扶正器，钻铤与井壁的接触长度缩短至4 m ，减小了卡钻的几率。 图3冷41—平12井钻铤与井壁的接触长度 3、钻井液完井液技术 根据冷41块地层特点，本着确保施工安全及保