顺北油气田二区断控体油气藏井身结构设计及配套技术.pdf
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1、顺北油气田二区断控体油气藏储层埋深在8 2 0 0 9 3 0 0 m,岩性复杂,断裂带与裂缝多,气油比达3 0 0 0 2 4 0 0 0,温度达16 5 2 10,钻井中遭遇塌、井漏、气侵以及钻井周期长等难题。为此,通过应用井震联合刻画技术,优选必封点与修正三压力值,优化2 套四级井身结构;基于致密封堵裂缝原理,优选2 套随钻防漏堵漏钻井液配方,将二叠系与志留系裂缝地层承压能力提高0.0 8 g/cm以上;优选预弯曲钻具组合替代垂钻系统,实现防斜打快;设计四段制井眼剖面,实现低温井段造斜与高温井段稳斜,满足超高温定向钻井要求;优选差异化控压工艺,降低气侵与井漏问题的发生,实现长距离斜穿主干
2、或次级断裂带。上述井身结构设计及配套技术应用于12 口井,平均钻井周期比优化前缩短119.2d,并创造了亚洲陆上水平井钻井最深纪录一一9 3 0 0 m,为顺北油气田二区断控体油气藏高效开发提供了技术支撑。关键词井身结构;井筒稳定;控压钻井;井眼轨迹;顺北油气田二区中图分类号:TE2Well structure design and supporting technology of fault-controlled reservoir of No.2(1.Engineering and Technology Management Department,Northwest Oilfield Co
3、mpany,SINOPEC,Urumqi 830011,China;2.Sinopec Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery for Fractured and Cavern Reservoirs,Urumqi 830011,China;3.Research Institute of Petroleum Engineering,Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Urumqi 830011,China;4.Petroleum Engineering Supervision Center,Northwest Oilfie
4、ld Company,SINOPEC,Luntai 841600,China)Abstract:The buried depth of fault-controlled reservoir of No.2 Block in Shunbei oil-gas field is more than 8,200-9,300 m,withcomplex lithology,many fracture zones and fractures,gas-oil ratio up to 3,000-24,000,and temperature exceeding 165-210 C.Thereare many
5、problems such as collapse,lost circulation,gas invasion and long drilling period during the drilling.Therefore,by applyingthe well-seismic combination technique,the required sealing points were selected and the three-pressure values were corrected,andthe two four-stage well structures were optimized
6、.Based on the principle of tight fracture plugging,two drilling fluid formulations ofanti-leakage and plugging while drlling were selected,and the pressure bearing capacity of Permian and Silurian fractured formationswas increased by more than 0.08 g/cm.The pre-bending bottom hole assembly is select
7、ed to replace the vertical drilling system so as torealize the deviation control and fast drilling.Four-stage borehole profile is designed to realize deviation in low-temperature wellsection and deviation stabilization in high-temperature well section,so as to meet ultra-high temperature directional
8、 drilling.Thedifferential pressure control process is optimized to reduce gas intrusion and lost circulation so as to realize long distance obliquepenetrating of the main or secondary fault zone.The above well structure design and supporting technology were applied to 12 wells,shortting the average
9、period by 119.2 days,setting the deepest record of 9,300 m for onshore directional drilling in Asia,and providingtechnical support for the efficient development of fault-controlled reservoir of No.2 Block in Shunbei oil-gas field.Key words:well structure;wellbore stabilization;pressurecontrol drilli
10、ng;well trajectory;No.2 Block in Shunbei oil-gasfield引用格式:刘彪,潘丽娟,王沫.顺北油气田二区断控体油气藏井身结构设计及配套技术 J.断块油气田,2 0 2 3,3 0(4):6 9 2-6 9 7.LIU Biao,PAN Lijuan,WANG Mo.Wellstructure design and supporting technology of fault-controlled reservoir of No.2 Block in Shunbei oil-gas fieldJJ.Fault-Block Oil&Gas Fi
11、eld,2023,30(4):692-697.文献标志码:ABlock in Shunbei oil-gas fieldLIU Biao,PAN Lijuan2,WANG Mo24收稿日期:2 0 2 2-12-11;改回日期:2 0 2 3-0 5-0 2。第一作者:刘彪,男,19 8 3 年生,副研究员,硕士,2 0 10 年毕业于长江大学油气井工程专业,主要从事钻完井工程管理与研究工作。E-mail:.第3 0 卷第4 期顺北油气田二区(简称顺北二区)位于区块最南部,储层埋深在8 2 0 0 9 3 0 0 m,温度为16 5 2 10,压力系数在1.10 1.7 4,气油比达3 0 0
12、 0 2 4 0 0 0。相比顺北油气田一区,除了二叠系火成岩与志留系砂岩易漏、奥陶系桑塔木组有侵入体与泥岩易塌之外,顺北二区还存在志留系一奥陶系桑塔木组纵向断裂发育 1-2 、压力窗口窄、漏塌共存的问题;奥陶系一间房组与鹰山组碳酸盐岩储层含气量更高,漏失与井口带压风险更大。鉴于顺北二区工程地质难点更多,前期采用五级井身结构 3 ,降低了钻井的复杂性,但仍存在漏失量大、钻井周期长、费用高的难题。经过多年探索,对顺北二区勘探开发的认识逐步成熟,考虑降本增效,实现1个井眼多穿储集体的目的,开展了4 项技术攻关:通过提升复杂地层预测能力,结合主干断裂带与次级断裂带地层特征 1-2 ,简化2 套四级井
13、身结构;研选新型堵漏材料与配方,扩大志留系安全钻井密度窗口;评价岩石各向异性与钻井参数敏感性,优化了防斜打快钻具组合;评价储层结构与井眼轨迹绕洞方法,优化控压钻井工艺,实现长位移斜穿多个地质靶点。上述技术措施现场应用12 口井,钻井周期大幅缩短,并创造了完钻井深9 3 0 0 m的亚洲陆上最深水平井钻井纪录。1工程技术难点1.1派漏塌地层多、井身结构级数多顺北二区自上而下发育第四系一奥陶系共10 套地层 3 ,层序完整。因复杂层段多,前期设计了五级井身结构,必封点达3 个,分别在二叠系底部、志留系底部及奥陶系一间房组顶部。二叠系火成岩裂缝发育,压力敏感 4 ,钻井液密度高于1.2 5g/cm易
14、漏失;TT41X井为合揭下部石炭系,将钻井液密度提高至1.2 8 g/cm,钻进时瞬时漏速为3 8 m/h,堵漏达2 4.8 d,采用随钻堵漏、桥浆堵漏及承压堵漏 5 等方式,未能减少漏失。志留系断裂带核心区,钻井液密度大于1.3 2 g/cm漏失,低于1.40g/cm出水;桑塔木组断裂带钻井液密度低于1.4 5g/cm垮塌,采用核桃壳、单封、沥青等材料,未能将志留系承压能力提高至1.4 0 g/cm以上 5,需单独下套管封隔。因碳酸盐岩地层裂缝发育 6-7 ,将奥陶系一间房组顶部作为必封点,以防止高密度钻井液钻揭储层漏失。1.2岩石强度差异大、钻井速度慢志留系一桑塔木组以泥岩、砂岩、灰质泥岩
15、为主,厚度约2 0 0 0 m,岩石强度为7 0 18 0 MPa,非均质性强。前期底部钻具组合为钻头+1根钻+1根单弯螺杆+扶正器 8 ,钻压为8 0 10 0 kN,井斜角持续增加至5以上,轻压吊打,速度降低一半;后优化为“垂钻+大刘彪,等.顺北油气田二区断控体油气藏井身结构设计及配套技术调整井身结构2.1.1必封点选择针对火成岩、碳酸盐岩、断裂带等复杂地层,运用砂泥岩沉积理论模型 2 进行适应性评价,准确性差;通过长期实践与探索,利用井震联合刻画方法 6 ,可评价漏失风险,指导必封点选择。1)必封点1一一二叠系底部。利用“波形分类+地震反演”分析法 3 ,将地震波剖面划分为平行相、杂乱相
16、及空白相 2 。结合实钻情况可知,钻井液密度达到1.25g/cm3时,强杂乱相与空白相漏失率为9 0%,平行相与弱杂乱相漏失率低于10%。2)必封点2 一一志留系断裂带底部。利用“平面多层系切片+空间组合雕刻”方法 7 ,精细描述志留系断裂带裂缝连通范围,结合邻井采用的钻井液密度及其漏失速度,通过移动井位或下入套管封隔,可降低漏失风险。实钻表明,井筒位置与断裂水平位移大于8 0 m,可避开断裂核心区。前期钻井的正常地层三压力剖面 3 1显示:新近系一三叠系孔隙压力系数为1.0 2 1.15,二叠系一志留系为1.18 1.2 8,奥陶系桑塔木组为1.2 5 1.3 0,奥陶系一间房组、鹰山组为1
17、.10 1.2 0;二叠系、志留系塌压力系数为1.2 2 1.3 0,桑塔木组为1.2 8 1.3 5;奥陶系破裂压力系数为2.0 0 左右。因此,通过优化井口与套管封隔位置,规避非正常三压力的复杂地层核心区域,同时结合正常地层三压力值,得到目前修正的地层压力,从而将复杂地层研究转化为常规地层研究。2.1.2井身结构设计针对主干断裂带地层压力系数低、次级断裂带异693扭矩螺杆提速工艺 5,机械钻速达6.8 m/h,单趟进尺840m,提速效果好,但工具价格高,单井需增加费用200万元,不利于降低成本。1.3裂缝与溶洞多、溢流与漏失多奥陶系储层受断裂带控制,“缝-洞”组成复杂,气油比高,前期采用直
18、井开发,沿着断裂带纵向钻进,塌严重,多次回填侧钻,后转为定向井开发,由断裂带边部进入断裂带内部 9 。钻进过程中,钻遇主干断裂带、大型裂缝与伴生裂缝多,遭遇反复气侵与井漏,为此采用承压堵漏与调整钻井液密度的方式进行处理,漏失量达3 0 0 6 0 0 m,周期达7 5.0 d;次级断裂带连通性差,单一溶洞易形成圈闭压力 10 ,平推压井在未能压破地层情况下,圈闭压力上升快,最高关井压力达6 1.3MPa,极大考验井口压力控制能力。2优快钻井技术对策2.1694常高压问题,为提高井口压力控制能力,优化了2 套典型井身结构(见图1)。地层井身结构QN-KTCSO,sO.yj+O,2y地层QN-KT
19、PCSO.yi+0,2yA型井身结构适用于次级断裂带与桑塔木组断裂带发育区,且志留系不含高压盐水。二开优化防漏、防塌钻井液技术 11 以满足最高钻井液密度1.3 5g/cm要求;合揭二叠系与志留系,下入273.10mm套管封隔志留系底部。三开提高钻井液密度至1.4 5g/cm,专打桑塔木组地层,将193.70mm尾管下至一间房组顶部,回接193.70mm防硫套管,提高井口套管抗压能力。B型井身结构适用于主干断裂带与桑塔木组断裂带不发育区。二开二叠系承压能力低,提前将250.88mm+244.50mm技术套管封隔至二叠系底部,有利于降低三开钻井难度;三开志留系一桑塔木组地层完整断块油气田性好,可
20、同开次揭示,将177.80mm尾管封隔至一间房组顶部。2.1.3优化结构评价A型井身结构考虑安全性。一是回接193.70mm套管,抗内压强度由51.4 MPa提高至8 7.0 MPa,双层套管:365.1mm1499m井眼:444.5mm1500m悬挂器位置:6 2 9 8 m套管:273.1mm6498m井眼:333.4mm6500m套管:193.7mm7598m井眼:241.3mm7600m井眼:165.1 mm8500maA型井身结构井身结构套管:339.7mm1199m并眼:444.5mm1200m悬挂器位置:4 8 9 8 m套管:250.88mm+244.5mm5098m#眼:31
21、1.2mm5100m套管:177.8mm7598m井眼:215.9mm7600m井眼:149.2mm8500mbB型井身结构图1优化井身结构Fig.1Well structure optimization2023年7 月套管保护高压气井井口安全;二是储层钻进若出现薄弱地层,溢漏难以兼顾,可下入139.70mm备用尾管,下开次采用120.65mm井眼完钻(见表1)。B型井身结构考虑经济性。一是井眼尺寸更小,有利钻井提速;二是三开不回接套管,可节省费用3 2 0 万元;三是加厚250.88mm套管,抗内压强度提高3 0%,至8 4.0 MPa,具有较强井口压力控制能力(见表1)。Table1Cas
22、ing type selection身套管结构钢级外径/mm壁厚/mmP110S193.70A型P110P110SB型P110TS2.2井筒稳定保障技术成像测井与电镜扫描分析表明,二叠系火成岩裂缝宽度为微米一毫米级 8 ,诱导性裂缝多,考虑裂缝尺寸范围跨度大、位置不确定、高压作用下易扩展等问题,提出了“强力链网络结构封堵”的思路。在钾胺基聚磺钻井液体系 5 基础上,一是优选多级配碳酸钙颗粒,建立封堵裂缝骨架;二是优选弹性凝胶与变形沥青进行网间填充;三是优选高韧性复合纤维进行柔性拉筋缠绕,形成网络链。其封堵性评价实验结果见图2。35厂基浆-基浆+1%弹性凝胶30*基浆+1%复合纤维25+基浆+1
23、%弹性凝胶+1%复合纤维基浆+2%弹性凝胶+3%复合纤维20151050200Fig.2 Evaluation of plugging performance实验得到的最优配方:2%3%超细碳酸钙+3%5%QS-2沥青+1%3%弹性凝胶颗粒+1%3%复合纤表1套管选型套管套管12.70273.1012.57250.8815.88244.5011.99400600时间/s图2 封堵性评价抗内压扣型强度/MPa气密87.0偏梯51.4气密84.0气密65.180010001200第3 0 卷第4 期维。由此封堵的层段较致密,使钻井液滤失量减少8 0%。针对志留系断裂带边部裂缝(长度在0.1 0.4
24、 mm)间断性分布,且砂岩地层渗透性好的特点,提出了“多级强化致密封堵 的思路8 :以惰性纳米(10 10 0 nm)封堵剂为主剂,配合柔性封堵剂逐级封堵;以石墨颗粒架桥增强井周应力;补充亚微米一微米颗粒封堵剂阻止压力传递;以纳米乳液成膜封堵阻止水分子进入裂缝深部。封堵性实验结果见表2。实验配方为:3%井壁强化剂+3%柔性防塌剂+3%乳化沥青+3%柔性纳米封堵剂。实验结果表明,上述配方堵剂封堵效果好,抗温最高至16 0,突破压力提高3 倍以上,承压能力提高53%,侵人深度减少6 2%。表2 致密封堵实验数据Table 2 Data of tight plugging experiment突破压
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