冀东大位移井钻井完井工艺.doc

冀东大位移井钻井完井工艺 作者：方天军，董洪江 摘要：　冀东油田大位移井工程是国内沿海石油开发方案中的一个成功模式,为高效开发近海边际油田闯出了一条新路。以冀东油田已钻6 口大位移井的工程资料为基础,结合有关的理论分析与科学计算结果,深入分析和总结了冀东油田大位移井钻井与完井工艺的技术特点和成功经验,主要研究内容:井身剖面及井身结构设计,井下扭矩/ 摩扭预测与控制,井眼轨迹导向控制,井壁稳定与井眼清洁,下套管作业,钻头选型以及相应的完井等工艺。这套钻完井工艺,不仅具有科学的理论依据,而且经过现场应用,验证了其具有重要的参考价值。 关键词　冀东油田　大港/华北钻井　大位移井　钻井　完井　工艺 　　冀东油田是80年代在河北省唐海县发现的一个油田,位于北堡开发区环渤海沿海地区 。由于很边际,采用常规方案进行开发没有经济价值,因而使该沿海井底油气资源被搁置了十多年。20 世纪90 年代大位移井技术的发展,找到了用大位移井开发该油田的方案。经过可行性研究及各项技术准备后,于1999-2005 年正式开始了大位移井施工作业。截至2005 年3 月,利用冀海1X1、北堡西3X1、蛤1X1、南堡1-3井等综合生产平台已钻成6 口大位移井,其中6 口井的完井方式均为139.7 mm 油层套管射孔或筛管完井,水平位移与垂深之比都大于2. 65 ,其中冀海1X1井水平位移创造了当时陆地纪录。 1 　钻井与完井过程中的技术难点 (1) 钻井负荷大,其扭矩高达34～37 kN·m ,大钩负荷达到450 t ,井架负荷要求达到450 t ,钻机功率最大值要求50842 kW,泵排量要求达到4.7 m3/min ,泵压高达21 MPa 。设备要经受长时间的高负荷,常规钻机、顶部驱动装置和钻井泵系统是薄弱环节。 (2) 因长裸眼而导致井壁稳定难度大,套管磨损问题突出;井眼清洗和固相控制难度大,水基钻井液需符合环保要求,岩屑回收;下套管固井作业难,特别是合理完井并有效投产更加复杂。 (3) 井眼轨迹控制难,S 形井身剖面设计,加上井斜变化,在中靶后,一般井斜要从50°降到35°以下,是难度很大的三维定向控制作业。 (4) 中靶难度大,要求中靶直径只有100 m ,而且每口井都要严格控制全角变化率,要求除测量精度极高外,还须在2～3 km 的深井段MWD 数据传输保持正常及足够的信息量,否则,钻井作业将陷入盲区。 (5) 地质条件复杂,不仅有断层,而且在井深2500～4000 m 含大段泥岩段,并处于2 个构造之间的砂、泥岩应力带,塑性变形缩径与井壁坍塌扩径失稳并存,造成憋、卡、挂等井下复杂情况,是钻井与完井事故多发井段。 2 　井身剖面及结构设计 从沿海平台钻大位移井到近海油气藏,不仅水平位移大,而且油田构造面积小及油层目标井段长,这些因素都给井身剖面及井身结构设计带来许多困难 。要钻穿跨距100 m 以上的油层,中靶后必须迅速降斜,否则,将钻到下部油层含油面积以外。这样,所有井的井身剖面都只能选用“直增稳降”4 段制S 形井身剖面。2 个构造之间有断层和应力破碎带存在,要求井眼轨迹从其上方跨越,以减少井下复杂情况的发生。井身结构设计要点如下。 ( 1) 提高造斜点到400m左右,同时减小稳斜段角度至50°左右,当井眼切入构造中靶后,降斜不至于过猛,尽量使井眼平滑过渡。 (2) 严格控制井眼曲率,全井不大于3.2 ° / 30m ,这样,即使实钻过程中井眼曲率超过50 % ,其钻柱扭矩仍可保持在安全范围内。 (3) 井身剖面设计采用直井段和曲线井段随意组合的设计方式,曲线段增斜采用3.2 ° / 30 m 连续造斜,在1100 m 左右井段内完成造斜任务,并稳斜钻进1000 m左右再下339. 7 mm 套管固井。这样,既有利于井眼平滑,又有利于井眼曲率控制和新井眼钻进。采用1.25°导向马达稳斜，及时调整、小调整,确保油层中靶;油层的井眼截切点都能位于构造高点附近。 (4) 套管程序选用： 井名 井眼 套管 井眼 套管 井眼 套管 井眼 套管 660.4(mm) 508 (mm) 444.5 (mm) 339.7 (mm) 311.1 ( mm) 244.5 (mm) 215.9 (mm) 139.7 (mm) 冀海1X1 203 201.89 1303 1300.6 3053.6 3051.12 4189 / 北堡西3X1 / / 203 200 2203 2200 3753 3750 蛤1X1 / / 203 200 2300 2297 3615 3610 南堡1-3 / / 203 200 2203 2200 3753 3750 3 　井下摩阻、扭矩预测与控制 钻前的井下扭矩和摩阻分析是大位移井可行性研究的出发点之一,是钻机设备选择或升