1.区块概况
齐家务油田齐101X1井区地面位于黄骅市吕桥镇张福庄村北约1公里,距205国道直线距离约3.7公里。构造上位于歧北高斜坡区,大港潜山构造带西南倾末端的西部,孔77井断层下降盘。该区主要含油目的层为沙一下段板4油组白云岩、滨I油组生物灰岩油藏,油藏埋深1830-1910米。
2.基础数据
(1)难点分析
①井控风险
本区块预计2192.74m-2300.58m钻遇油气层。
②井漏风险
馆陶组底部有砾岩,沙一段有灰质白云岩、生物灰岩,易发生井漏。
③井塌风险
本区块最大井斜78.41°,在大斜度井段由于地层垂向应力较大,易发生井壁失稳。
④其他风险
A.二开明化段较长,造浆严重,易泥包。
B.本区块最大井斜78.41°,最大位移1173.86m,井斜大定向困难,易造成粘卡,返砂困难,易形成岩屑床。
C.造斜点浅,起下钻易拉出键槽,尽量控制井眼轨迹平滑。
(2)各阶段施工措施
①一开井段
A.重点工作
开钻前砸入339.7mm导管20m,校正好天车、转盘、井口,转盘开眼;配制膨润土浆预水化24h后开钻,钻完进尺后测多点;一开垂直井段,防斜打直;打好封闭浆,确保套管顺利下入。
B.钻井液配方及维护
a.配制密度1.05g/cm3-1.08g/cm3、粘度30-35s的膨润土钻井液80m3(2t膨润土+0.1tCMC+0.2t纯碱);待膨润土24h水化后方可开钻。
b.一开平原组地层钻进时使用CMC调节粘度(30-35s),加水时缓慢加入,严禁一次加量过猛,造成性能不稳定,确保携砂及井眼稳定。
C.井眼轨迹要求
控制好井眼轨迹,确保井身质量合格,井眼轨迹未达到设计要求及时定向调整。
D.通井要求
钻完一开进尺后,使用60L/s的排量循环2周,测量含砂小于0.8%,短起下至导管。配置70s以上的封闭浆60m3封闭全井裸眼段,起钻完准备下套管。
E.下表套要求
表层管串结构:浮箍、浮鞋+套管串。
表层灌浆方式:表层每根观察套管内液面情况,液面高度低于转盘面10m则进行人工灌浆。
气动小绞车和游车配合好,严禁磕碰套管丝扣。上扣由套服控制上扣扭矩并连接扭矩仪做好记录,每根套管均匀涂好套管丝扣油,控制下放速度,严防套管内外落物。
F.表层固井措施
a.固井前单泵循环20min。
b.注水泥前打入清水前置液3m3,注水泥过程中,连续测量水泥浆密度。
c.注水泥完毕后,水泥车替清水3m3后,泥浆泵使用32L/s排量替浆,管内留水泥塞20m。
d.若水泥未返出地面,则要在地面打水泥帽。
e.候凝8h后,拆大小头。
G.钻塞要求
按设计要求安装井控设备并试压,试压合格后准备二开。下入螺杆钻具钻完水泥塞调整好泥浆性能后准备二开钻进。
②二开井段
重点工作:
二开明化镇段较长,地层造浆严重,做好钻井液的日常维护及固控设备的使用;二开钻至1440m每10m加入25-50kg单封提高钻井液的封堵能力,直至完钻。井上储备足量的堵漏材料,加强坐岗,及时发现是否有漏失,如发生严重漏失、钻井液失返的情况立即起钻,简化钻具堵漏;二开井段控制好井眼轨迹,为后续施工井留足空间;做好通井井眼净化工作,确保套管顺利下至预定位置。
大斜度井段每钻进3-5m进行测斜并及时调整,严格控制好轨迹。每钻进150-200m、纯钻时间超过24h进行短起下一次 (大斜度井段视拉力情况加密短起下次数),清除岩屑,确保井下安全。定向钻进时送钻均匀、本着少放、勤放的原则,保证工具面的连续和稳定,确保造斜率。每次定向控制好滑动钻进段长和比例,在保证造斜率的同时尽量使井眼平滑。
(3)完井阶段
①通井措施
钻井液性能与完钻时的大致相同,原则上不做大的调整。如遇井漏、溢流等复杂情况重新制定完井措施。
②下套管措施
下套管前准备,要检查到井的套管,对套管进行通径、丝扣检查清洗、本体检查、套管丈量精确到三位数字、油漆编号。检查地面设备,特别是动力系统、刹车系统、提升系统、传动系统、循环系统、死活绳头的固定、气路、自动与电动压风机等关键部位,确保设备正常运转。
③固井措施
A.水泥浆体系
华银G级。
B.防声幅遇阻措施
a.单独隔开一个泥浆罐用于配优质浆30m3,加有机磷酸盐100kg,加稀胶液,粘度控制在35-40s,控制坂含小于70g/l,固相小于8%。
b.向现场固井单位提供100kg有机磷酸盐用作配压胶塞液用。
c.注水泥前用配好的优质浆清洗上水管线。
3.齐101-18L井技术划眼复杂报告
(1)基本情况
①井号:齐101-18L井(新靶点)。
②井别:生产井。
③井型:定向井。
④井口坐标:纵(X):4262770.5,横(Y):20516605.1。
⑤地理及构造位置:河北省黄骅市吕桥镇张福庄村北约1公里;齐家务油田齐101X1断块。
⑥钻机类型:40DB。
⑦开钻时间:2019年4月12日。
复杂发生时间:2019年5月3日17:00。
解除时间:2019年5月8日17:00。
损失时间:5天。
⑧复杂井深:2210m。
⑨井眼轨迹描述:上直段0-200m;造斜段200-611.45m,造斜至32.92°,稳斜段:611.45-1300.00m,侧钻点:1300.00m,侧钻终点:1403.85m,增斜段1755.69m-2249.63m,增斜至83.19°,稳斜段2249.63-2363.00m。(测深:2210.00m,井斜:79.40°,方位:278.38°,垂深:1844.01m,位移:276.36m)。
(2)发生经过
2019年5月3日17:00下钻至2210m遇阻,开泵顶通,开泵排量3.33L/S(10冲),泵压5MPa,返浆后泵压突然涨至13.0MPa,无法开泵循环。
18:30用方钻杆带出7个单根,带至第8个单根时,开泵憋压至13.0MPa,泵排量3.33L/S(10冲),上提遇卡,下放遇阻,钻头所在井深2143m,垂深:1826.84m,井斜:70.10°,井径:256mm-265mm,20:10开转盘施加扭矩20KN·m解卡。
层位:沙河街组;岩性:泥岩页岩互层。
钻具组合:Φ215.9mmHTA2465+Φ165mm浮阀+Φ127mm加重钻杆15根。
划眼参数:钻压20KN,转速30r/min,排量32L/s,泵压8MPa。
钻井液性能:1.26/120/3.6/0.5/0.3/6/9/8.0。
(3)处理过程
5月3日20:45用方钻杆带出8个单根,至井深2074m循环,循环返出大量细砂,无掉片。23:30振动筛无砂子返出,起钻准备简化钻具通井,起钻过程中拉力正常。从遇阻井深2210m(垂深:1844.01m,井斜:79.40°,地层:沙河街,岩性:灰质泥岩、灰质页岩互层)至正常循环井深2074m(垂深:1797.26m,井斜61.90°,地层:沙河街,岩性:灰质泥岩),总计甩15个单根,单根总长:143.43m。5月4日14:00下钻至2050m遇阻,接方钻杆顶通循环,至5月7日16:30划眼至2286m,19:00短起下10柱后继续划眼,5月8日17:00划眼至2337m,冲划困难,与甲方协商同意后,本井后续不再电测,可直接下套管,复杂解除。
划眼期间开泵循环,返出大量细砂、掉块,调整泥浆性能,密度从1.17g/cm3提至1.26g/cm3,稳固下部地层,粘度从50s提至120s提高携砂性能,控制钻压,冲划下钻至2337m。
(4)原因分析
①直接原因
设计泥浆密度低,造成下部地层缩径、垮塌,导致井壁掉块泥饼剥落至井内,形成砂桥,划眼困难。
②间接原因
由于本井沙一地层岩性为灰质页岩和泥岩互层,容易缩径、垮塌,至通井下钻过程修整井壁使大部分砂子和掉块堆积至2210m使下钻遇阻。
(5)经验教训
①本井设计密度1.17g/cm3比较低,钻进过程中密度可以平衡地层,但是不能使大段泥页岩地层井壁稳定。
②划眼前应适当提高钻井液密度,提高井壁支撑能力;提高钻井液粘切,提升钻井液携砂能力。
③加强对泥浆监管力度以及页岩井段划眼的风险识别能力,并提前做出有效的针对性措施。
摘要：针对齐家务油田大斜度定向井施工情况的分析,优化泥浆性能和水力参数,同时配合适当破除岩屑床的钻井工艺,有效地解决了齐家务油田大斜度定向井井斜大,控制段长和靶区要求苛刻等难题,同时减少了井下事故,提高了机械钻速,缩短了钻井周期.
关键词：齐家务油田,大斜度井