田宗強(qiáng) 鹿傳世 王成龍 韓成

中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司

東方1-1氣田位于南海西部海域，主要開(kāi)發(fā)淺層鶯歌海組氣藏。該區(qū)域地層分布穩(wěn)定，上部地層為大套巨厚淺灰色泥巖夾薄砂層，泥巖軟、黏，蒙脫石、伊蒙混層含量高，極易水化分散；儲(chǔ)層為鶯歌海組一段，鶯歌海組巖性主要為粉砂巖、細(xì)砂巖，地層疏松，泥質(zhì)含量高，屬中孔、中滲地層［1-2］。

東方1-1氣田已鉆水平井典型軌跡為：造斜段—穩(wěn)斜段—著陸段—水平段地質(zhì)導(dǎo)向；典型井身結(jié)構(gòu)為：?609.60 mm隔水管（入泥深度為60～70 m）+?444.50 mm 井眼（下 ?339.73 mm 套管）+?311.15 mm井眼（揭開(kāi)儲(chǔ)層，下?244.48 mm套管）+?215.90 mm井眼（水平段，下?139.70 mm篩管）。

2002—2006年的一期、二期開(kāi)發(fā)井是井深為3000 m左右的常規(guī)水平井，儲(chǔ)層壓力系數(shù)為1.01～1.03，?444.50 mm 井眼及 ?311.15 mm 井眼常出現(xiàn)遇阻、憋壓、憋扭矩等現(xiàn)象，中途循環(huán)也常返出大量泥團(tuán)，井漏、卡鉆、卡套管等復(fù)雜情況時(shí)有發(fā)生，鉆井作業(yè)時(shí)效低于70%。

2010—2013年的一期、二期調(diào)整井項(xiàng)目，水平井井深增至3500～4000 m，儲(chǔ)層壓力系數(shù)降至0.56～0.85，對(duì)井壁穩(wěn)定影響很大［3］，調(diào)整并優(yōu)化鉆井方案后，出現(xiàn)卡鉆、卡套管等復(fù)雜情況的井?dāng)?shù)占比高達(dá)50%，其中，2013年A/B平臺(tái)2口大位移水平井因在儲(chǔ)層段鉆進(jìn)時(shí)發(fā)生惡性井漏而被迫提前完鉆，加上井下其他復(fù)雜情況，2口井造成的經(jīng)濟(jì)損失極為嚴(yán)重，為此，進(jìn)行了淺層大位移水平井鉆井技術(shù)研究。

1 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

1.1 樁管鞋至海底井段易竄漏

前期開(kāi)發(fā)項(xiàng)目采用錘入方式下入?762.00 mm隔水管，未固井，入泥深度為60～70 m，槽口布局2×3，槽口中心距僅2 m，受群樁效應(yīng)影響，樁管鞋處承壓能力下降，多口井鉆出樁管鞋后即發(fā)生漏失，如A井?444.5 mm井眼從359 m鉆至表層套管深度1105 m過(guò)程中井口一直失返，被迫在井口無(wú)返出情況下進(jìn)行鉆進(jìn)、起下鉆等作業(yè)，期間多次短起下驗(yàn)證漏失原因?yàn)闃豆苄梁５状?，因此?duì)后續(xù)井亟需在作業(yè)前分析隔水管下入深度、縱橫向穩(wěn)定性，以降低受群樁效應(yīng)及地層疏松等因素影響而發(fā)生井漏的風(fēng)險(xiǎn)。

1.2 軌跡控制難度大

在?444.5 mm井眼，需在樂(lè)東組的大套泥巖段造斜，并最終以高于70°的井斜角穩(wěn)斜，直至著陸（含?311.15 mm井眼），穩(wěn)斜長(zhǎng)度近3000 m，該段泥巖極軟、黏性強(qiáng)，0～20 kN鉆壓下機(jī)械鉆速高達(dá)150～240 m/h，旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)地層對(duì)造斜率的影響為自然降斜率5～6（°）/30 m，在樂(lè)東組底部至鶯歌海組兩段泥巖段，旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)地層對(duì)造斜率的影響突變?yōu)槲⒃鲂?。?311.15 mm井眼穩(wěn)斜和著陸段，鶯歌海組泥巖仍表現(xiàn)出軟、黏的性質(zhì)，方位自然漂移嚴(yán)重。在?215.9 mm井眼，按地質(zhì)要求，有些井需要尋找氣藏“甜點(diǎn)”，實(shí)鉆要求在垂深20 m左右的砂體內(nèi)進(jìn)行“摸底”和“探頂”。

1.3 井眼清潔難度大

淺層大位移井，穩(wěn)斜角大、穩(wěn)斜段長(zhǎng)，同時(shí)地層又具有軟、黏等特性，為維持井壁穩(wěn)定、降低摩阻、減少黏卡鉆具及套管的風(fēng)險(xiǎn)，前期在?444.50 mm井眼和?311.15 mm井眼，先用分散性較強(qiáng)的鉆井液體系鉆進(jìn)，當(dāng)鉆進(jìn)至特定地層時(shí)，鉆井液由海水聚合物鉆井液體系轉(zhuǎn)換為全抑制或半抑制半分散的鉆井液體系。鉆至下套管深度后，部分井循環(huán)返出大量泥團(tuán)，有時(shí)會(huì)堵塞回流槽，起鉆過(guò)程也常出現(xiàn)遇阻、憋泵等情況，由此引發(fā)了幾次井漏和卡鉆事故，造成了嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失。

使用系統(tǒng)時(shí)，首先進(jìn)入登錄界面，如圖1所示，使用已注冊(cè)過(guò)的用戶(hù)名和密碼進(jìn)行登錄，如尚未注冊(cè)，可先注冊(cè)，再登錄，登錄成功的話，會(huì)有相應(yīng)提示，進(jìn)入系統(tǒng)后，會(huì)看到系統(tǒng)主界面如圖2所示，展示了系統(tǒng)涵蓋的主要功能，點(diǎn)擊“行業(yè)資訊”，會(huì)進(jìn)入行業(yè)資訊頁(yè)面如圖3所示，展示目前行業(yè)資訊情況。

1.4 壓力衰竭儲(chǔ)層漏失風(fēng)險(xiǎn)大

隨著東方1-1氣田開(kāi)采年限的增加，鶯歌海組氣藏壓力系數(shù)逐漸降至0.49～0.82，前期鉆井過(guò)程中，由于對(duì)井壁失穩(wěn)和防漏的認(rèn)識(shí)不足，導(dǎo)致2口大位移水平井在儲(chǔ)層段都發(fā)生了嚴(yán)重漏失，被迫提前完鉆，如在2013年，A井鉆進(jìn)儲(chǔ)層段28.5 m就發(fā)生鉆井液失返性漏失，堵漏后控制排量鉆進(jìn)，之后又多次發(fā)生井漏，反復(fù)堵漏耗時(shí)10余天，最終被迫提前完鉆，經(jīng)濟(jì)損失嚴(yán)重。

2 技術(shù)措施

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

東方1-1氣田一期、二期開(kāi)發(fā)井使用?762 mm隔水管，要求使用具有較高受力安全系數(shù)的隔水管。在鉆井過(guò)程中因槽口間距?。ㄖ行木? m）、入泥淺、錘入后偏斜嚴(yán)重（1～1.5°），多次因隔水管管鞋至海底串通導(dǎo)致井漏，甚至失返。為兼顧井口穩(wěn)定和作業(yè)安全，對(duì)新增調(diào)整井使用的?508 mm隔水管（壁厚25.4 mm，材料D36）進(jìn)行校核，并結(jié)合前期的作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，確定表層和生產(chǎn)套管的下入深度。

2.1.1 隔水管選型及下入

（1）隔水管橫向穩(wěn)定性。楊氏模量取值為210 GPa，泊松比取值為0.3，最小屈服強(qiáng)度取值為380 MPa，密度取值為7.85 g/cm3，建立隔水管有限元模型，將100年重現(xiàn)期海況條件數(shù)據(jù)、Morison風(fēng)浪流計(jì)算模型等方式計(jì)算得到的作用力值［4-9］代入有限元模型，對(duì)隔水導(dǎo)管進(jìn)行受力分析，得到隔水導(dǎo)管的應(yīng)力分布情況（圖1、圖2），?508 mm隔水管最大應(yīng)力為92.6 MPa。根據(jù)Q/HS 14009—2011《海上開(kāi)發(fā)井隔水導(dǎo)管設(shè)計(jì)和作業(yè)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)》，用許用應(yīng)力法進(jìn)行隔水管橫向穩(wěn)定性分析，K55鋼級(jí)的隔水導(dǎo)管許用應(yīng)力為228 MPa，表明?508 mm隔水導(dǎo)管在東方海域100年一遇海況條件下強(qiáng)度安全系數(shù)滿(mǎn)足安全要求（表 1）。

圖1 導(dǎo)管有限元模型Fig. 1 Finite element model of conductor

圖2 ?508 mm導(dǎo)管應(yīng)力圖Fig. 2 Stress map of ?508 mm conductor

表1 百年重現(xiàn)期海況下?508 mm隔水管最大應(yīng)力及強(qiáng)度安全系數(shù)Table 1 Maximum stress and strength safetу coefficient of ?508 mm conductor in the one-in-100-уe(cuò)ar sea situation

（2）隔水管縱向穩(wěn)定性。由隔水管軸向受力分析得出隔水管最小入泥深度為

式中，m為隔水管外徑，m；δ為隔水管壁厚，m；γ鋼為鋼材密度，g/cm3；f為隔水導(dǎo)管側(cè)壁單位摩擦力，kN；N土為海底土極限承載力，kN；N上為井口施加于隔水導(dǎo)管的軸向載荷，kN；L為隔水管長(zhǎng)度，m。

根據(jù)東方1-1氣田海域海底土底部承載力與入泥深度關(guān)系，可求得?508 mm隔水導(dǎo)管最小入泥深度為68.29 m，如圖3所示。

圖3 東方1-1氣田海域海底土底部承載力與入泥深度關(guān)系Fig. 3 Relationship between driving depth and bearing capacitу at the bottom of seabed soil in the sea area of Dongfang 1-1 Gasfield

（3）隔水管下入方式及深度。采用避開(kāi)急海流、增加鉆柱質(zhì)量的方式保證隔水管井眼（?660.4 mm）的防斜打直，并對(duì)鉆柱配長(zhǎng)以保證鉆頭入泥20 m以?xún)?nèi)海水中的鉆柱全部為?241.3 mm鉆鋌，第一柱入泥不劃眼。結(jié)合海底土資料及地層破裂壓力情況，確定隔水導(dǎo)管入泥深度為90 m。鉆至下隔水管深度后，井眼替滿(mǎn)稠膨潤(rùn)土漿，起鉆，下隔水導(dǎo)管，固井，隔水管坐底。

通過(guò)以上校核、計(jì)算和論證，?508 mm隔水管可滿(mǎn)足東方1-1氣田新增調(diào)整井作業(yè)工況要求。隔水管尺寸的減小增大了槽口間距，防斜打直措施規(guī)避了隔水管的偏斜，隔水管入泥深度的增加和隔水管固井方式的優(yōu)化，確保了隔水管不偏不斜、受力穩(wěn)定和封固有效。

2.1.2 表層套管下深 為滿(mǎn)足軌跡控制要求，前期表層鉆井作業(yè)時(shí)均采用“海水膨潤(rùn)土漿+馬達(dá)鉆進(jìn)”的作業(yè)方式，開(kāi)發(fā)井的表層套管一般下在造斜段，但對(duì)大位移井而言下深過(guò)淺，會(huì)為后續(xù)作業(yè)帶來(lái)較大壓力。2016年以前所鉆井曾嘗試隨著井深的增加，將表層套管下深至進(jìn)入穩(wěn)斜段200～400 m，但受軌跡控制困難的影響，尤其是在樂(lè)東組底部地層易形成±4 （°）/30 m劇烈變化的全角變化率，造成套管難以下到位。研究認(rèn)為，2016年新增調(diào)整井表層套管下至樂(lè)東組底部的地層巖性變化之前的某一深度更為合理。

2.1.3 生產(chǎn)套管下深和完鉆井深 根據(jù)地質(zhì)要求，并結(jié)合鉆井液密度窗口數(shù)據(jù)及大位移井自身特性進(jìn)行生產(chǎn)套管下深設(shè)計(jì)［10］，為增加泄流面積，水平段長(zhǎng)度應(yīng)盡可能長(zhǎng)。鑒于前期2口大位移井均因儲(chǔ)層壓力衰竭，發(fā)生惡性井漏，不得不提前完鉆（井底鉆井液循環(huán)當(dāng)量密度為1.52 g/cm3），2016年在新增井鉆井時(shí)進(jìn)一步加強(qiáng)了ECD的控制措施，并提高了鉆井液屏蔽暫堵性能，同時(shí)將?127 mm鉆桿抗扭能力、ECD不超過(guò)地層的漏失當(dāng)量密度作為完鉆井深的邊界條件。

2.2 鉆井液體系優(yōu)化

上部非儲(chǔ)層段地層為樂(lè)東組、鶯歌海組一段。樂(lè)東組巖性主要為厚層灰色泥巖夾灰色泥質(zhì)粉砂巖，鶯歌海組一段為大套灰色泥巖及灰色粉砂質(zhì)泥巖。樂(lè)東組、鶯歌海組一段地層黏土礦物含量在50%左右，黏土礦物含量高，且組成以伊蒙混層為主，陽(yáng)離子交換容量大，伊蒙混層吸附結(jié)合水能力強(qiáng)，泥巖鉆屑表面易水化，導(dǎo)致泥巖鉆屑之間相互粘結(jié)形成泥球［11］，常發(fā)生堵塞高架槽、振動(dòng)篩糊篩、環(huán)空憋壓、井漏、卡鉆等復(fù)雜情況或事故，嚴(yán)重影響作業(yè)時(shí)效。

下部?jī)?chǔ)層段為鶯歌海組一段，巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖和細(xì)砂巖，含泥頁(yè)巖夾層，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期開(kāi)發(fā)，儲(chǔ)層壓力嚴(yán)重衰竭，部分井段地層壓力系數(shù)降至0.49。在壓力衰竭的砂巖地層鉆進(jìn)時(shí)，為穩(wěn)定泥頁(yè)巖地層，需使用較高密度的鉆井液，從而產(chǎn)生較高的壓差，易誘發(fā)井漏或壓差卡鉆。井漏是導(dǎo)致儲(chǔ)層傷害的主要因素，東方1-1氣田前期作業(yè)的A井和B井?215.9 mm水平段鉆進(jìn)時(shí)均發(fā)生惡性井漏，此時(shí)鉆井液循環(huán)當(dāng)量密度為1.52 g/cm3，分析認(rèn)為主要原因是由于壓力衰竭所致，2口井表皮因數(shù)測(cè)試結(jié)果顯示，表皮因數(shù)最高達(dá)到127，儲(chǔ)層傷害嚴(yán)重。

鉆井液體系設(shè)計(jì)總體思路：針對(duì)上部地層易起泥球問(wèn)題［12］，采用“分散+多掃稠漿”的思路，同時(shí)要有效預(yù)防泥巖井眼縮徑和變形；對(duì)于壓力衰竭地層易漏和泥頁(yè)巖夾層井壁失穩(wěn)問(wèn)題，采用“預(yù)防為主，防堵結(jié)合”的思路。

（1）?444.50 mm井眼采用海水鉆進(jìn)，充分利用海水對(duì)泥巖鉆屑的分散作用，每柱掃8～10 m3稠膨潤(rùn)土漿攜砂；該井段完鉆后掃60 m3稠膨潤(rùn)土漿清掃井眼，之后轉(zhuǎn)換為聚合物鉆井液體系，體系配方：海水+0.2%燒堿+0.15%純堿+3%淀粉+1%降失水劑，加入KCl將鉆井液密度提高至1.1 g/cm3，以提高井壁穩(wěn)定性和潤(rùn)滑性，起鉆完，下套管，固井。根據(jù)前期作業(yè)經(jīng)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)鉆井參數(shù)監(jiān)控井眼清潔情況，機(jī)械鉆速控制在150 m/h以?xún)?nèi)，排量為3500～4400 L/min，滿(mǎn)足軌跡控制要求后盡快提排量至4400 L/min，馬達(dá)鉆具轉(zhuǎn)速0～40 r/min?？紤]地層大段泥巖的強(qiáng)造漿能力，稠膨潤(rùn)土漿對(duì)薄層泥質(zhì)粉砂巖的護(hù)壁作用，快速完成下表層套管作業(yè)，以減少井眼裸露浸泡時(shí)間，穩(wěn)定井壁。

（2）?311.15 mm井眼進(jìn)入穩(wěn)斜和二次造斜段，鉆井參數(shù)不再受軌跡限制，盡可能采用高排量、高轉(zhuǎn)速的方式鉆進(jìn)，以清潔井眼。開(kāi)鉆仍采用“海水+膨潤(rùn)土漿”的模式，因井眼尺寸變小和井深增加，作業(yè)時(shí)間增加，為防止井眼縮徑或變形，在鉆具中安裝倒劃眼扶正器以修整井壁。進(jìn)入鶯歌海組一段砂巖前，為使泥頁(yè)巖井壁保持穩(wěn)定，轉(zhuǎn)換為PLUS-KCl鉆井液體系，配方為：海水+0.2%燒堿+0.15%純堿+3%淀粉+1%降濾失劑+1%提切劑+（0.4～0.6） %PF-PLUS。鉆井液維護(hù)的要點(diǎn)為：以5～8 m3/h的速度用新膠液置換舊鉆井液，維持鉆井液黏度小于55 s，屈服值大于 10，φ3＞8，φ6＞10，PLUS 加量以“適度包被、適度抑制、不起球”為原則，密度控制在1.15 g/cm3以?xún)?nèi)，該井段完鉆后，倒劃眼短起至表層套管鞋過(guò)程中持續(xù)維護(hù)鉆井液性能，使其保持穩(wěn)定，下鉆到底后裸眼替入高潤(rùn)滑性鉆井液，加入KCl將密度提高至1.15 g/cm3，強(qiáng)化井壁穩(wěn)定性，起鉆完，下套管，固井。

（3）?215.9 mm水平井眼，該水平段應(yīng)用改良型PRD屏蔽暫堵［13］鉆井液體系，體系配方：鉆井水 +（0.2～0.3）% 燒堿 +2% 淀粉 +3.5% Ezcarb（碳酸鈣）+3% Greenseal（封堵劑）+（0.5～0.7）% 提切劑，用D90暫堵理論優(yōu)選出合適粒度的Ezcarb，同時(shí)搭配軟性封堵劑Greenseal配合使用，最后用隱形酸完井液破膠。室內(nèi)鉆井液封堵承壓實(shí)驗(yàn)（巖心滲透率176 mD）表明，實(shí)驗(yàn)?zāi)M井底的高壓差（90 ℃、20 MPa、30 min，對(duì)應(yīng) ECD 值為 1.55 g/cm3）條件下，濾失量?jī)H為0.4 mL，體系封堵性可滿(mǎn)足作業(yè)要求。室內(nèi)破膠返排實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隱形酸完井液對(duì)濾餅的破膠率大于98%，見(jiàn)圖4，巖心返排滲透率恢復(fù)值Rs大于87%，見(jiàn)表2。

圖4 改良型PRD屏蔽暫堵鉆井液體系破膠實(shí)驗(yàn)Fig. 4 Gel breaking experiment on the modified PRD drilling fiuid sуstem of shielding and temporarу plugging

表2 改良型PRD屏蔽暫堵鉆井液體系滲透率恢復(fù)實(shí)驗(yàn)Table 2 Permeabilitу recoverу experiment on modified PRD drilling fiuid sуstem of shielding and temporarу plugging

2.3 定向鉆井技術(shù)優(yōu)化

2.3.1 鉆井軌跡設(shè)計(jì) 根據(jù)靶點(diǎn)分布選擇井槽，從方位和垂深兩個(gè)方面做好淺層鄰井防碰。與鄰井的隔水管管鞋垂深上錯(cuò)開(kāi)之后，盡快造斜與鄰井分離，并在樂(lè)東組底部的地層巖性變化前完成第一造斜段。根據(jù)儲(chǔ)層砂體垂厚，結(jié)合井眼清潔需求，設(shè)計(jì)各井穩(wěn)斜角為70～76°，各井水平段裸眼長(zhǎng)度1000～1200 m。為減小摩阻，與地質(zhì)方面溝通調(diào)整，避免深層大幅度扭方位，見(jiàn)圖5。最大井深設(shè)計(jì)要同時(shí)滿(mǎn)足安全鉆井液密度窗口和摩阻扭矩窗口要求，即當(dāng)頂驅(qū)扭矩達(dá)到?127 mm鉆桿上扣扭矩和井眼清潔排量（1800 L/min）時(shí)ECD值不大于1.40 g/cm3，此為完鉆井深的邊界條件。

2.3.2 定向井工具的選擇 ?444.5 mm井眼所處地層軟，旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)地層自然降斜嚴(yán)重（5～6 （°）/30 m），旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具難以滿(mǎn)足軌跡控制要求，參考前期作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，選擇1.25～1.5°等壁厚馬達(dá)，預(yù)計(jì)滑動(dòng)造斜率在 3～5（°）/30 m，可滿(mǎn)足作業(yè)要求。

圖5 調(diào)整井井眼軌跡平面投影圖Fig. 5 Plane projection of hole trajectorу of adjustment well

?311.15 mm井眼及?215.9 mm井眼所處地層為樂(lè)東組底部和鶯歌海組一段，地層砂巖增多，強(qiáng)度有所增強(qiáng)，從前期作業(yè)情況來(lái)看，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具可以實(shí)現(xiàn)穩(wěn)斜和二次造斜［14-15］，根據(jù)近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向要求，兩個(gè)井段選用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具。目前行業(yè)常用的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具有支撐肋板+非旋轉(zhuǎn)襯套式、支撐巴掌式、支撐滾輪式、內(nèi)置偏心彎角式4種，其中僅支撐巴掌式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具在黏、軟地層具有外套與鉆具一起旋轉(zhuǎn)、過(guò)流面積大、對(duì)井壁的壓強(qiáng)適中和經(jīng)濟(jì)性好等優(yōu)勢(shì)，因此從安全和高效方面考慮采用支撐巴掌式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具。

2.3.3 軌跡控制對(duì)策 在造斜段使用馬達(dá)鉆具，MWD的測(cè)點(diǎn)距離鉆頭約19 m，充分參考前期軌跡控制經(jīng)驗(yàn)，掌握地層的漂移規(guī)律，適當(dāng)調(diào)整鉆井參數(shù)。初始造斜前使用多點(diǎn)陀螺測(cè)斜儀測(cè)量井斜、方位等數(shù)據(jù)，按設(shè)計(jì)擺對(duì)工具面后滑動(dòng)鉆進(jìn)，前兩柱鉆進(jìn)和劃眼均不轉(zhuǎn)動(dòng)，適當(dāng)控制鉆進(jìn)排量，盡快與鄰井實(shí)現(xiàn)軌跡分離。利用MWD工具測(cè)得的數(shù)據(jù)確定滑動(dòng)效果理想后，采用旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)和滑動(dòng)鉆進(jìn)相結(jié)合的方式，以獲得整體順滑的2～3（°）/30 m的全角變化率，一般每30 m內(nèi)滑動(dòng)2～5 m。在穩(wěn)斜段和水平段根據(jù)近鉆頭（距鉆頭約1.2 m）數(shù)據(jù)，及時(shí)對(duì)軌跡進(jìn)行微調(diào)，確保井眼軌跡平滑。

2.4 固井方案優(yōu)化

?508 mm隔水管和?339.73 mm套管分別采用盲替、首尾漿雙封法固井。?244.48 mm生產(chǎn)套管固井難度較大：裸眼段長(zhǎng)度約1500 m，經(jīng)過(guò)上部氣層并揭開(kāi)儲(chǔ)層，井眼摩阻系數(shù)較大。

井眼處理過(guò)程：在鉆至下?244.48 mm套管深度后，在裸眼段全程倒劃眼修整井壁直至進(jìn)入上層套管內(nèi)，下鉆通井到底后，循環(huán)墊入高潤(rùn)滑性鉆井液，起鉆，下套管（管串中安裝低摩阻系數(shù)的樹(shù)脂扶正器）。

?244.48 mm套管固井采用微膨脹水泥漿體系，體系配方：G級(jí)水泥+鉆井水+0.4%消泡劑+1%分散劑+3.5%降失水劑+0.35%緩凝劑+1.5%膨脹劑，通過(guò)加入一定量的膨脹劑PC-B10以防止水泥石收縮、改善第二界面的膠結(jié)狀況，達(dá)到防氣竄和套管環(huán)空帶壓的目的。

2.5 工程操作注意事項(xiàng)

東方1-1氣田地層黏、軟，儲(chǔ)層壓力衰竭，為防止出現(xiàn)新井眼、井漏、黏卡鉆具或管柱等復(fù)雜情況，在工程操作方面也采取了相應(yīng)措施。

（1）嚴(yán)格控制遇阻量。向下遇阻時(shí)，提活，之后采用適當(dāng)?shù)你@井參數(shù)向下劃眼，防止鉆出新井眼，上提遇阻時(shí)，遵循反向運(yùn)動(dòng)原則，逐步建立循環(huán)之后，再進(jìn)行后續(xù)操作。

（2）采用連續(xù)置換鉆井液方案。每小時(shí)向循環(huán)池補(bǔ)充3～5 m3新膠液，同時(shí)充分利用固控設(shè)備，配合適當(dāng)?shù)你@井參數(shù)，保證井眼清潔及鉆井液的清潔度。

（3）實(shí)時(shí)測(cè)量ECD，并觀察在實(shí)鉆、倒劃眼過(guò)程中ECD的變化情況及其與理論值的差異，結(jié)合安全鉆井液密度窗口、循環(huán)池鉆井液的變化量等參數(shù)判斷井眼清潔情況和漏失情況。

（4）每鉆一柱，劃眼一遍，鉆頭提離井底，測(cè)斜，再劃眼一遍，再接立柱，如此可減少每次停泵時(shí)鉆具在井內(nèi)的靜止時(shí)間。

（5）備足加重鉆桿，后續(xù)井段用加重鉆桿替代普通鉆桿接頂驅(qū)鉆進(jìn)，以此增加懸重。

3 應(yīng)用效果

東方1-1氣田5口大位移水平井施工全部完成，對(duì)比前期開(kāi)發(fā)調(diào)整井，該項(xiàng)目起下管柱順暢，未發(fā)生井漏、卡鉆等井下復(fù)雜情況和事故，工期比設(shè)計(jì)提前30%，?311.15 mm井段機(jī)械鉆速由前期的45.88 m/h增至91.15 m/h（見(jiàn)圖6），完井后，測(cè)試產(chǎn)量均超過(guò)配產(chǎn)（見(jiàn)圖 7）。

圖6 東方1-1氣田已鉆井?311.15 mm井段平均機(jī)械鉆速統(tǒng)計(jì)Fig. 6 Average ROP statistics of ?311.15 mm hole section in drilled wells in Dongfang 1-1 Gasfield

圖7 東方1-1氣田4口井配產(chǎn)與測(cè)試對(duì)比Fig. 7 Comparison diagram of production allocation and test of 4 wells in Dongfang 1-1 Gasfield

與此同時(shí)，在隔水管防竄漏、鉆井液的屏蔽暫堵性、分井段軌跡控制（涉及不同定向井工具）和水平段極限延伸方面取得了較大進(jìn)展。

4 結(jié)論及建議

（1）使用隔水管縱、橫向分析技術(shù)優(yōu)化了井身結(jié)構(gòu)，通過(guò)優(yōu)化鉆井液體系及與之配套的現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)措施，解決了井眼清潔、儲(chǔ)層保護(hù)難等問(wèn)題，最終測(cè)試產(chǎn)量超配產(chǎn)，表皮因數(shù)小于1。

（2）通過(guò)優(yōu)化定向井軌跡設(shè)計(jì)、優(yōu)選適應(yīng)性強(qiáng)的定向井工具，并進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)精細(xì)化控制，解決了大位移井軌跡控制難題。

（3）建議后續(xù)在 ?311.15 mm 井眼鉆進(jìn)過(guò)程中，在上部鉆柱中加裝減震器，并提高鉆井液的潤(rùn)滑性能，以防止鉆柱旋轉(zhuǎn)及震動(dòng)對(duì)頂驅(qū)、井口等地面設(shè)備的影響。

（4） 建議在后續(xù)的大位移水平井的水平段鉆進(jìn)過(guò)程中，使用?127 mm高抗扭鉆桿，并在?244.475 mm套管內(nèi)的鉆柱上增加減阻器，同時(shí)提高鉆井液的潤(rùn)滑性能，以增加水平段長(zhǎng)度，增大泄油面積，提高產(chǎn)量。

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