E-mail Alert
-
苏里格南国际合作项目区块(简称苏南区块)是中石油与道达尔石油公司在苏里格南部共同成立的苏里格作业分公司联合投资开发的重点项目区块，位于内蒙古自治区鄂托克前旗苏里格南部，该区域构造属于鄂尔多斯盆地天环坳陷构造带，是在西倾的单斜背景上发育数排向西南倾的宽缓鼻状构造带，主要储层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1、山2段，钻穿山西组进入马家沟组65 m完钻，属于低渗、低压、低丰度、大面积分布的岩性气藏，气藏埋藏垂深3 400~3 600 m，平均完钻井深3 900 m。钻井提速是苏里格南气田降低钻井成本的最有效途径。钻井提速主要以技术提速为主，随着近年来技术的不断改进，逐步形成了定向井钻井配套技术, 但该区块钻井速度均以钻头螺杆选配不合理、轨迹控制效率低等原因导致提速幅度不大。为此，针对该区块大位移定向井施工难点，开展了苏南大斜度井高效钻井关键技术攻关研究，形成一套苏南大斜度井高效钻井关键技术，通过现场应用，钻井周期缩短2.56 d，提速17.64%。
-
苏南区块地层自上而下分为：第四系，白垩系志丹统，侏罗系安定组、直罗组、延安组，地层可钻性3.5~4.45；三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组, 地层可钻性4.63~5.11；二叠系石千峰组、石盒子组、山西组, 地层可钻性5.3~5.6；石炭系太原组、本溪组地层可钻性5.78，马家沟组地层可钻性6.1。根据钻遇地层特性分析：志丹组至延安组地层易发生井斜，志丹组、直罗组易出水；直罗组、延长组容易缩径垮塌；纸坊组、刘家沟组和石盒子组含有砂砾岩和石英砂岩夹层，石千峰组地层裂隙发育、水敏性强，钻井液长期浸泡容易垮塌。
-
(1)难以利用地层自然增降斜规律[1]，延长组中下部地层漂移规律性不强、降斜严重，井身轨迹严格按照设计轨迹±3°要求施工，滑动调整井段多，易托压，机械钻速低。
(2)钻具组合中短钻铤优选困难。短钻铤过长，钻穿延长组进入纸坊组后复合增斜率高达5~7(°)/100 m；短钻铤过短，延长组降斜段降斜率高达3~4(°)/100 m，不利于轨迹控制。
(3)稳斜段长达2 400 m，井斜起伏大，深井段滑动托压严重，调整困难，完钻前扭矩达到峰值30~36 kN · m。
(4)刘家沟组地层研磨性强，可钻性差，PDC钻头容易发生先期磨损；石盒子组至马家沟组地层泥岩砂岩互层，非均质性强，PDC钻头易崩片，进尺少，机械钻速低，起下钻趟数多，增加钻井周期，严重制约全井机械钻速提高。
(5)石千峰组、石盒子组(简称“双石层”)紫红色泥岩、棕褐色泥岩易分散，造浆严重，钻井液固相含量偏高，钻头频繁泥包，直接影响钻井速度。
-
根据地层特征，利用已钻井测井资料，采用钻头选型软件对测井解释数据进行处理分析，结合实钻钻时、地层可钻性划分和岩石硬度分级以及实钻PDC钻头使用情况综合优选个性化钻头[2]。(1)针对二开直罗组至延长组地层岩性为砂泥岩互层、延长组底部含有少量砾石、刘家沟组地层研磨性强的问题，优选六刀翼螺旋长保径PDC钻头。其特征：刀翼采用强攻击性双圆弧冠部轮廓设计，主切削齿直径16 mm，双排齿布齿，切削齿角度后倾角15°，达到提高钻头攻击性、抗研磨性、不易崩齿目的；为实现高效率定向钻井施工需要，采用螺旋长保径、深内锥设计，强化保径齿，提高工具面稳定性；(2)对下部双石层、山西组、太原组、本溪组、马家沟组非均质性、夹层频繁、砂砾含量较多的地层，采用短刀翼短保径、宽排屑槽、主切削齿直径16 mm、双排齿设计的四刀翼PDC钻头，提高布齿数量，增强钻头攻击性、研磨性。
-
全井段采用PDC+螺杆钻具[3]钻进，根据地层可钻性划分标准和岩石硬度分级、实钻钻头出井情况，分井段优选不同级数低转速、大扭矩螺杆，匹配个性化PDC钻头，增加单只钻头进尺，提高机械钻速。第1趟钻所钻地层直罗组至刘家沟组，优选7LZ172×1.5°(Ø213 mm扶正器)3.5级低转速、等壁厚螺杆, 额定排量39 L/s，转速136 r/min，最大扭矩13.6 kN · m，其特点是转速低、扭矩大、性能稳定、使用寿命长，有利于上部软地层快速钻进和提高第1只钻头进尺；第2趟钻所钻地层石千峰组至马家沟组，优选7LZ172×1.25°(Ø210 mm扶正器)3级中转速常规螺杆，额定排量39 L/s，转速97 r/min，最大扭矩12.8 kN · m，较3.5级低转速、等壁厚螺杆转速低39 r/min，最大扭矩与等壁厚螺杆相近，有利于防止高转速、低扭矩螺杆在钻遇石盒子组砾石层时，PDC钻头存在瞬间制动导致失速或偏移，造成钻头先期破坏，被迫起钻换钻头。
由表1可知：在额定排量39 L/s时7LZ172×1.5°等壁厚螺杆较5级常规高速螺杆转速低32 r/min，单只钻头平均进尺增加439 m，平均纯钻时间增加37 h，平均钻井周期缩短4.18 d，实现了提高单只钻头进尺目的。
表 1 3.5级低转速、等壁厚螺杆与5级常规高速螺杆实钻情况对比
Table 1. Comparison of actual drilling situations between the 3.5-strage screw rod of low rotation speed and equal wall thickness and the 5-strage conventional high-speed screw rod
螺杆型号 施工井数 额定排量/
(L · s−1)转速/
(r · min −1)最大扭矩/
(kN · m)总进
尺/m平均进
尺/m总纯钻
时/h平均纯
钻时/h7LZ172×1.5°(3.5级等壁厚) 3 26~39 88~136 13.60 7 056 2 352 402 134 7LZ172×1.5°(5级常规高速) 14 20~39 84~168 10.14 26 784 1 913 1 355 97 -
“四合一”钻具组合中短钻铤太长，纸坊组至刘家沟组地层稳斜井段复合增斜率高达4~5(°)/100 m，通过频繁滑动降斜控制，滑动段长，机械钻速低，钻具组合稳斜效果差。通过不断优化短钻铤长度，形成钻具组合[4-6]：Ø215.9 mmPDC钻头+7LZ172×1.5°+Ø165 mm短钻铤×1.5~1.8 m+Ø210 mm扶正器+Ø168 mmMWD+Ø168 mm无磁钻铤+Ø165 mm钻铤×9根，复合增斜率1~2(°)/100 m，稳斜效果好，减少了滑动井段。由表2可知：3 m短钻铤钻具组合复合增斜率高达4~5(°)/100 m，滑动进尺超过120 m，而缩短短钻铤长度至1.5~1.8 m，复合增斜率达到1.2~1.8(°)/100 m，滑动进尺较3 m短钻铤钻具组合减少30~40 m，复合井段增加，稳斜效果好。
表 2 不同长度短钻铤复合增斜率统计
Table 2. Statistical combination buildup rate of drill collars with different lengths
井号 短钻铤长度/m 初始井斜角/° 复合增斜率/((°) · (100 m)−1) 微调滑动时间/h 微调滑动进尺/m SN0008-02 3.12 26.3 4.0~5.0 50 128 SN0008-03 3.12 27.3 3.8~4.5 21 151 SN0007-07 2.56 26.8 2.0~3.0 32 113 SN0007-07 1.89 18.8 1.5~2.2 35 71 SN0008-06 1.80 19.5 1.2~1.8 15 97 SN0008-07 1.50 30.1 1.8~3.5 25 98 SN0008-08 1.50 29.7 1.2~2.0 22 97 -
针对常规钟摆钻具组合降斜率不稳定、轨迹无法微调控制、机械钻速低问题，采用螺杆钻具代替短钻铤，形成螺杆钟摆降斜钻具组合：Ø215.9 mmPDC钻头+7LZ172×1.25°(Ø210 mm扶正器+Ø212 mm扶正器+Ø168 mmMWD+Ø168 mm无磁钻铤+Ø165 mm钻铤×9根，可根据对靶降斜要求随时微调控制，提高机械钻速。实验表明：螺杆钟摆钻具组合较常规钟摆钻具组合平均进尺增加37 m，平均机械钻速提高1.76 m/h，平均机械钻速提高率18.03%。
-
大斜度井轨迹控制就是利用“PDC钻头+螺杆+短钻铤+扶正器”(简称“四合一” )钻具组合特性，结合地层增降斜规律，按照预期设计的“直-增-稳-缓降”剖面，对实钻井眼进行控制。
-
采用“直-增-稳-降”三段制剖面存在以下问题[7-8]：(1)根据设计要求，入靶井斜必须小于15°，降斜段降斜率高达10~13(°)/100 m，井斜变化大，导致后期施工摩阻、扭矩大；(2)降斜段通过经验选用不同长度短钻铤组成的常规钟摆钻具组合，降斜率不稳定，很难满足设计要求；(3)降斜段井深3 200~3 900 m，地层可钻性差，机械钻速低。因此结合地层增降斜规律，由“直-增-稳-降”剖面优化为“直-增-稳-缓降”三段制剖面。第1趟钻(800~3 200 m井段)应用“四合一”钻具组合完成直增+稳斜井段，钻穿刘家沟组进入石千峰组地层，完成了主要轨迹控制井段；第2趟钻(3 200~3 900 m井段)应用降斜钻具组合完成缓降井段，复合降斜率2~4(°)/100 m，实现降斜段降斜率可调控，防止降斜率偏高导致摩阻、扭矩增大，达到提高深井段机械钻速目的。 “直-增-稳-降”剖面，降斜率高达7~13(°)/100 m，井斜突降，降斜段轨迹变化大；优化为“直-增-稳-缓降”剖面，降斜率只有2.9~4.9(°)/100 m, 降斜平缓，轨迹平滑。
-
根据地层自然增降斜规律，通过设计水平位移形成不同轨迹控制技术[9-11]。
(1)1 000 m水平位移：初始井斜角18~22°，初始方位3~5°，上部微调，进入延长组降斜段井深1 800 m前，井斜比靶心井斜大4°，利用延长组地层降斜规律，微调控制，钻穿延长组，进入纸坊组，井斜比对靶井斜小3~4°，后期利用纸坊组、和尚沟组、刘家沟组地层增斜规律，增斜钻进；1 400 m水平位移：初始井斜角25~28°，初始方位3~5°，进入延长组降斜段井深1 800 m前，井斜比靶心井斜大6°，最大井斜控制在33~35°，通过大井斜来抑制延长组中下部强降斜段降斜趋势，微调控制钻进通过延长组降斜段，减少大段滑动调整。
(2)第1趟钻采用“四合一”钻具组合完成“直-增-稳”井段，直罗组、延安组地层属于定向增斜井段，增斜率10~15(°)/100 m；延长组上部增斜率2~3(°)/100 m，延长组下部地层属强降斜井段，井斜变化率−4~−10(°)/100 m，方位变化率−2~−5(°)/100 m；纸坊组、和尚沟组复合增斜率1.2~2.2(°)/100 m；进入刘家沟组随着井斜增大，复合增斜率达到2~5(°)/100 m；因此根据地层规律应用钻具组合特性在延长组底部、纸坊组、刘家沟组微调稳斜钻进，施工过程中微调控制最大井斜，防止井斜超标。
(3)第2趟钻采用螺杆钟摆降斜钻具组合钻完成“缓降”井段，钻穿刘家沟组进入石千峰组，井斜对靶降斜率2~4(°)/100 m，微降斜钻进完钻。
-
天然高分子水基钻井液体系(简称CQCG-G)是由天然高分子降滤失剂NAT20、有机盐抑制剂weigh2、无荧光白沥青封堵防塌剂NFA-25、天然高分子强抑制包被剂IND30、黄原胶提黏剂XCD、聚合醇润滑剂PGCS-1等天然可降解高分子材料进行优配形成的一种环保钻井液体系，该体系是根据苏南区块直罗组、延长组易井塌，双石层红胶泥分散造浆、钻头易泥包(简称“上塌下包”)的地层特点，进行分井段优化，具有以下特性：强抑制防塌性、性能稳定、井径较规则；低黏高切性，良好的流变性，携砂和悬浮能力强；封堵护壁性强，井壁稳定。
-
二开直罗组至刘家沟组上部地层，使用低固相聚合物钻井液体系，突出钻井液体系封堵防塌性。配方优化为：0.2%~0.5%IND30+0.1%~0.2%K-PAM+0.5%NAT20+0.5%NFA-25+1%~1.5%膨润土+0.1%XCD+润滑剂。加入0.2%~0.5% IND30、0.1%~0.2%K-PAM提高钻井液抑制絮凝效果；加入0.5%NAT20降低钻井液失水；加入0.5%NFA-25和1%~1.5%水化膨润土浆增强封堵性，改善滤饼质量，可以有效防止直罗组、延长组地层前期垮塌造成井下复杂。钻进期间钻井液性能：密度1.02~1.06 g/cm3，漏斗黏度33~38 s，FLAPI＞16 mL，pH值7~8，动切力2~5 Pa。
-
二开进入刘家沟组中部，逐步转化为强抑制天然高分子钻井液体系，提高钻井液体系抑制性，突出防塌、防泥包效果。配方优化为： 0.5%~1%NAT20+0.5%~1%NFA-25+0.3%~0.5%PGCS-1+3%~5%weigh2+0.1%XCD+润滑剂。加入3%~5%weigh2提高钻井液抑制性，改善钻井液流变性；加入0.3%~0.5%聚合醇PGCS-1，增强钻井液润滑性；双石层钻进要求低黏切，适当减少NAT20、XCD等增黏药品加量，将PGCS-1加量增至0.5%，降低双石层钻头泥包频次，保障钻进顺利。钻井液性能要求：密度1.08~1.12 g/cm3，漏斗黏度35~45 s，API滤失量8~5 mL，pH值8~10，动切力3~7 Pa，塑性黏度12~24 mPa · s。
-
采用0.5%~1%聚合氯化铝和0.3%~0.6%高效絮凝剂G321对完井液进行固液分离，分离液性能：黏度28~29 s，密度1.02 g/cm3，通过加入PAM和烧碱将分离液调整处理，进行重复利用，用于下口井施工，二开一次性加入，整体循环均匀后，根据失水大小调整性能。
-
通过优选个性化PDC钻头，匹配不同级数、转速的螺杆，优化“直-增-稳-微降”剖面设计、采用“两趟钻”轨迹控制技术、“四合一”钻具组合、CQCG-G钻井液体系，形成了一套苏南大斜度井高效钻井关键技术，大幅度提高了钻井速度。通过应用上述技术，2016年苏南区块共完成15口定向井，其中2趟钻2口，占比13.33%，2017年完井9口定向井，两趟钻完成4口，占比44.4%。自2016年开始应用上述技术后，钻井周期不断缩短，其中2017年平均钻井周期11.95 d，较2016年缩短2.56 d，提速17.64%。
-
(1)把地层规律、PDC钻头能力、四合一钻具特性3方面因素优化结合，按照“直-增-稳-微降”剖面设计，通过“两趟钻”轨迹控制，有效解决了大斜度井施工过程中摩阻、扭矩大的问题。
(2)个性化高效钻头、低速大扭矩螺杆优选匹配，提高单只钻头进尺和平均机械钻速，是实现快速钻井的关键；“四合一”钻具组合的优化，提高了钻具组合稳斜能力，利用地层增降斜规律，减少轨迹控制过程中滑动调整井段，提高了全井机械钻速。
(3)根据苏里格南区块地层特点分段优化钻井液体系配方，形成了一套CQCG-G钻井液 技术，以其强抑制、强封堵护壁防塌性、低黏高切等特性，解决了直罗组、延长组等易垮塌地层坍塌、双石层钻头泥包等问题，达到了安全快速钻井目的。
Drilling technologies used for the highly deviated wells in Southern Sulige Gasfield
-
摘要: 苏里格南部区块大斜度井平均完钻井深3 900 m，平均水平位移1 200 m，施工过程中存在井深、位移大、轨迹控制难度大、地层可钻性差等技术难题，严重制约钻井速度。为此，从优化剖面设计、轨迹控制、钻具组合及钻头、螺杆选配等技术出发，形成了一套苏里格南部气田大斜度井高效钻井关键技术：“直-增-稳-微降”剖面、“两趟钻”轨迹、稳斜能力强的“四合一”钻具组合、适合该区块快速钻井的钻头及螺杆。通过关键技术的应用，2017年平均钻井周期缩短至11.95 d，较2016年平均钻进周期缩短2.56 d，提速17.64%，提速效果显著。Abstract: The extended reach wells in Southern Sulige Block have average total depth of 3 900 m and average horizontal displacement of 1 200 m. Their rate of penetration (ROP) is restricted seriously due to the technical difficulties in the process of construction, e.g. deep well, large displacement, difficult trajectory control, and poor formation drillability. In regard of this, a series of key drilling technologies for the efficient drilling of extended reach wells in Southern Sulige Gasfield were developed from the aspects of profile design optimization, trajectory control, bottom hole assembly (BHA) and bit and screw rod selection. They include " vertical-buildup-angle holding-slight drop” profile, " two-trip drilling” trajectory, " four-in-one” BHA with strong angle holding capacity, and bit and screw rod suitable for fast drilling in this block. Owing to the application of these key technologies, the average drilling cycle in 2017 is shortened to 11.95 d, which is 2.56 d shorter than that in 2016, and the ROP is increased by 17.64%, presenting remarkable ROP improvement effect.
-
Key words:
- highly deviated well /
- drilling /
- ROP improvement /
- two-trip drilling /
- Sulige Gasfield
-
表 1 3.5级低转速、等壁厚螺杆与5级常规高速螺杆实钻情况对比
Table 1. Comparison of actual drilling situations between the 3.5-strage screw rod of low rotation speed and equal wall thickness and the 5-strage conventional high-speed screw rod
螺杆型号 施工井数 额定排量/
(L · s−1)转速/
(r · min −1)最大扭矩/
(kN · m)总进
尺/m平均进
尺/m总纯钻
时/h平均纯
钻时/h7LZ172×1.5°(3.5级等壁厚) 3 26~39 88~136 13.60 7 056 2 352 402 134 7LZ172×1.5°(5级常规高速) 14 20~39 84~168 10.14 26 784 1 913 1 355 97 
下载: 导出CSV
表 2 不同长度短钻铤复合增斜率统计
Table 2. Statistical combination buildup rate of drill collars with different lengths
井号 短钻铤长度/m 初始井斜角/° 复合增斜率/((°) · (100 m)−1) 微调滑动时间/h 微调滑动进尺/m SN0008-02 3.12 26.3 4.0~5.0 50 128 SN0008-03 3.12 27.3 3.8~4.5 21 151 SN0007-07 2.56 26.8 2.0~3.0 32 113 SN0007-07 1.89 18.8 1.5~2.2 35 71 SN0008-06 1.80 19.5 1.2~1.8 15 97 SN0008-07 1.50 30.1 1.8~3.5 25 98 SN0008-08 1.50 29.7 1.2~2.0 22 97
下载: 导出CSV
-
[1] 肖春学, 王向延, 陈伟林, 等. 苏南SN0084大斜度井钻井技术[J]. 石油钻采工艺, 2013, 35(5):24-28. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2013.05.005 XIAO Chunxue, WANG Xiangyan, CHEN Weilin, et al. Drilling technique for high angle deviated wells in cluster SN0084 of South Sulige gasfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2013, 35(5): 24-28. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2013.05.005 [2] 刘小龙, 靳秀兰, 张津, 等. 冀东 3号岛大斜度井钻井技术[J]. 石油钻采工艺, 2012, 34(4):7-11. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.003 LIU Xiaolong, JIN Xiulan, ZHANG Jin, et al. Drilling and completion technique for high angle deviated wells in 3rd island of Jidong field[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(4): 7-11. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.003 [3] 李克智, 闫吉曾. 红河油田水平井钻井提速难点与技术对策[J]. 石油钻探技术, 2014, 42(2):117-122. LI Kezhi, YAN Jizeng. Difficulties and technical countermeasures for improving penetration rate of horizontal wells in Honghe oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2014, 42(2): 117-122. [4] 张炳顺, 谭勇志, 张贵全, 等. 华北油田雁63断块丛式井快速钻井技术[J]. 石油钻采工艺, 2013, 35(5):13-15. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2013.05.002 ZHANG Bingshun, TAN Yongzhi, ZHANG Guiquan, et al. Fast drilling technique of cluster wells in Yan63 Block of Huabei Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2013, 35(5): 13-15. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2013.05.002 [5] 李云峰, 胡中志, 徐吉, 等. 南堡1-3人工岛大斜度定向井钻井技术[J]. 石油钻探技术, 2014, 42(1):61-65. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.01.012 LI Yunfeng, HU Zhongzhi, XU Ji, et al. High-inclination directional drilling technology in Nanpu 1-3 artificial island[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2014, 42(1): 61-65. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.01.012 [6] 龙志平, 王彦祺, 周玉仓. 隆页1HF页岩气井钻井关键技术[J]. 石油钻探技术, 2016, 44(2):16-21. LONG Zhiping, WANG Yanqi, ZHOU Yucang. Key drilling technologies for shale gas well Longye 1HF[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(2): 16-21. [7] 刘永亮. 垦东12 区块4 号岛丛式井钻井技术[J]. 石油钻采工艺, 2014, 36(5):24-27. LIU Yongliang. Drilling technology for cluster wells on No.4 Island at Kendong Block 12[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2014, 36(5): 24-27. [8] 张凯. 大庆垣平1大位移井的钻井技术[J]. 石油钻采工艺, 2014, 36(1):26-28. ZHANG Kai. Drilling technology of Yuanping 1 extended reach well in Daqing[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2014, 36(1): 26-28. [9] 李龙, 牟小军, 刘益宁, 等. 丛式大斜度井在乐东22-1气田的应用[J]. 石油钻采工艺, 2011, 33(1):35-37. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2011.01.010 LI Long, MU Xiaojun, LIU Yining, et al. Application of drilling high-inclination cluster wells in Ledong 22-1 Gas Field[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2011, 33(1): 35-37. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2011.01.010 [10] 赵苏文, 邵诗军, 段泽辉, 等. 南海西部北部湾盆地大斜度长裸眼定向井钻井技术[J]. 石油钻采工艺, 2011, 33(1):27-31. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2011.01.008 ZHAO Suwen, SHAO Shijun, DUAN Zehui, et al. The drilling technology of big inclination long open hole directional well in the Southwest China Sea Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2011, 33(1): 27-31. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2011.01.008 [11] 高龙, 王登治, 翟小龙, 等. 黄36 井区油页岩段水平井快速钻井技术[J]. 石油钻采工艺, 2015, 37(4):20-22. GAO Long, WANG Dengzhi, ZHAI Xiaolong, et al. Fast drilling technology for horizontal wells in oil shale segment of Huang 36 Well Area[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2015, 37(4): 20-22. -
