順北含輝綠巖超深井井身結構優化設計

劉彪 潘麗娟 易浩 李雙貴

中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院

順北含輝綠巖超深井井身結構優化設計

劉彪 潘麗娟 易浩 李雙貴

中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院

順北井區采用六級井身結構開發，存在大尺寸井眼長、套管層次多以及火成巖漏失，導致鉆井效率低、亟需優化井身結構。采用Drillworks軟件模擬了地層三壓力剖面，成像測井與電鏡掃描認識了火成巖裂縫分布，通過巖石礦物成分與理化性能分析了深部泥巖坍塌機理，通過對比非標套管與鉆桿的強度與尺寸分析了管柱匹配性。結果表明全井存在4個不同壓力系統，火成巖裂縫縱向分布縫寬0.5～2 mm、微裂縫縫寬2～3 μm，易塌泥巖伊蒙混層達70%，蒸餾水作用下線性膨脹率40%～45%，得到了3個必封點與1個風險點；通過配套鉀銨基聚磺鉆井液體系與漏失補救措施，保障了長裸眼井壁穩定；優選了?139.7 mm非標套管，完鉆井眼尺寸由114.3 mm擴大至120.65 mm滿足使用非標88.9 mm鉆桿，將井身結構優化為四級。新結構滿足高效鉆井需求，縮短鉆井周期達125 d。

超深井；火成巖；長裸眼；井身結構；套管優選；承壓堵漏技術

塔河油田順托果勒低隆北緣部分地區奧陶系桑塔木組發育火成巖侵入體，前期對地質情況認識不清，為確保安全鉆井采用六級井身結構開發，繼順北1-1H井實現重大油氣突破之后，該區塊需進行大規模布井作業，若仍設計六級井身結構，鉆井周期長，鉆井費用高。從完鉆井情況看，該區存在二疊系巨厚火成巖易漏與奧陶系桑塔木組輝綠巖侵入體易塌問題，為此，筆者在研究原井身結構存在問題基礎上，分析了地層壓力、火成巖裂縫與深部泥巖特征，配套了長裸眼穿古生界地層防漏堵漏技術與優化了套管層序，從而對井身結構進行了優化和調整。

1　井身結構存在的問題

Disadvantages of the casing program

1.1大尺寸井眼長

Long large-size borehole

新近系以上砂泥巖互層地層膠結程度差，承壓能力低，下部二疊系火成巖地層裂縫發育，根據塔河油田開發經驗，需進行承壓堵漏作業，以便鉆井階段不發生漏失。因此，上層?339.7 mm套管下深需加深，以防止承壓堵漏壓漏套管鞋處地層，導致?444.5 mm井眼長達2 600 m，大幅度地降低了機械鉆速。

1.2封隔二疊系不能確保無漏失

Potential mud loss even by plugging the permian

二疊系火成巖分布區域廣，裂縫發育，但是縫寬、走向以及分布規律不清，導致不同井位漏失程度不同，見表1。順北1井鉆井液密度1.24 g/cm3穿二疊系無漏失，順北1-1H井鉆井液密度1.25 g/cm3穿二疊系漏失2 876 m3，進行了25次橋漿堵漏、1次水泥漿和1次化學固結堵漏［1］，堵漏時間長達40 d。針對二疊系漏失，傳統做法是橋漿堵漏+承壓［2］，確保地層流體密度大于1.65 g/cm3，采用低密度1.60 g/ cm3水泥漿固井時降低漏失風險，因此承壓值達20 MPa，可能壓漏地層。

表1　順北井區二疊系漏失情況Table 1 Mud loss in the permian of Shunbei block

1.3古生界地層承壓能力低

Low pressure bearing capacity of the Paleozoic strata

奧陶系桑塔木組輝綠巖（6 898～6 938 m）坍塌應力高，鉆井液密度1.80～1.85 g/cm3維持井壁穩定，但石炭系、泥盆系、志留系等上部古生界地層砂泥巖發育，初始地層承壓能力僅1.38 g/cm3，導致順北1井穿輝綠巖，鉆井液密度1.25 g/cm3增至1.35 g/cm3時上部地層出現不同程度漏失18次，經6次堵漏施工，最高提鉆井液密度至1.43 g/cm3，仍不能滿足繼續鉆井要求，被迫回填，提前下入?193.7 mm套管至輝綠巖頂部，再用一個開次專揭輝綠巖地層。

1.4套管層次復雜

Complicated casing structures

目的層為縫洞型儲層，易漏，若以抑制輝綠巖井壁穩定的鉆井液密度1.85 g/cm3進入目的層，漏失風險大。按塔河油田開發經驗，考慮降低漏失風險與保護儲層，必須下一層套管至目的層頂部，導致套管層次復雜，井身結構級數達六級。

2　 井身結構優化設計

Optimization of casing program

2.1地層壓力分析

Analysis on reservoir pressure

利用Drillworks地層壓力分析軟件［3］對已完鉆井的測井資料、地破、試油、巖性分析與計算，建立了順北區塊地層三壓力剖面（見圖1）。

圖1　三壓力剖面Fig. 1 Three-pressure profile

（1）地層孔隙壓力1.01～1.23 g/cm3，屬正常壓力系統；石炭系地層壓力最大1.23 g/cm3，鷹山組壓力1.08～1.16 g/cm3。

（2）地層坍塌壓力0.9～1.83 g/cm3，二疊系、志留系壓力1.23～1.25 g/cm3、1.21～1.27 g/cm3，桑塔木組輝綠巖異常1.83 g/cm3。

（3）地層破裂壓力，井深2 000 m以下2.0 g/cm3左右，桑塔木組上泥巖1.91～2.09 g/cm3，桑塔木組下泥巖1.98 ～2.03 g/cm3。

從三壓力剖面分析，桑塔木組輝綠巖異常體不易與上部地層合揭。

2.2復雜地層特征分析

Analysis on complex formation

火成巖以英安巖與凝灰巖為主，成像測井與巖心電鏡掃描結果見圖2、3、4。英安巖高導縫發育傾角15～86°，傾向雜亂，走向雜亂；裂縫縱向分布以溶蝕孔、洞為主，沿裂縫呈星點狀分布。巖心表觀裂縫發育，縫寬0.5～2 mm，充填砂巖、粉砂巖，非均質性強。英安巖與凝灰巖內部礦物晶體的晶間微觀裂隙發育，礦物內部解理發育，微裂縫縫寬2～3 μm。因此，火成巖微觀裂縫發育程度高，受壓易溝通，增大漏失范圍；縱向以張性裂縫［4］為主，若地層破裂易上、下竄流［5］，導致漏失難以控制。如順北1井，實鉆漏點不少于8個。

圖2　火成巖井段裂縫特征Fig. 2 Characteristics of fractures in the igneous rock section

圖3　火成巖巖心Fig. 3 Core of igneous rocks

古生界地層平均井徑擴大率僅14.2%，但志留系地層以泥巖為主，井徑擴大率達24.5%；泥巖中黏土含量38%，伊蒙混層含量70%，長石與石英含量53%；蒸餾水環境下三組泥巖線性膨脹率達40%～45%，但滾動回收率70%～80%較高［6］，表現出泥巖膨脹性強。

圖4　電鏡掃描圖Fig. 4 SEM graph

綜上所述，若將二疊系與古生界志留系合揭，需要提高上部地層承壓能力，同時兼顧抑制泥巖水化膨脹特性。

2.3必封點確定

Determination of plugging points

三壓力分析表明，井深1 000～1 500 m破裂壓力系數1.78～1.83，而二疊系地層采用1.60 g/cm3低密度水泥漿固井時井底壓力當量密度最大1.8 g/cm3，因此，需套管深下，防止固井時壓漏套管鞋位置，要求套管下深不小于1 500 m。

二疊系巖性特征分析表明，火成巖裂縫發育，實鉆密度高于1.25 g/cm3易漏，地層較薄弱；然而，古生界志留系泥巖地層坍塌壓力系數1.27易井壁失穩；同時，古生界地層破裂壓力梯度2.0 MPa/100 m左右，表明提高地層承壓能力空間較大。此外，志留系泥巖理化特征分析表明，通過提高鉆井液抑制膨脹性能，可以有效降低井壁失穩。

侵入體頂部地層破裂壓力梯度僅1.91 MPa/100 m，而輝綠巖地層坍塌壓力梯度1.83 MPa/100 m，壓力窗口窄，需下一層套管至輝綠巖地層頂部。

目的層為縫洞型儲層，鉆井液密度過高易漏失，而上部奧陶系恰爾巴克組泥巖發育，測試階段若井壁失穩會“壓死”油層，必須下一層套管至目的層頂部，封隔泥巖地層。

以上分析表明，順北區塊存在3個必封點與1個風險點，（1）第1個必封點封隔淺部地層需套管下深1 500 m；（2）第2個必封點桑塔木組侵入體頂部；（3）第3個必封點目的層頂部；（4）風險點為二疊系、石炭系、志留系地層存在合揭可能。

2.4井身結構優化

Optimization of casing program

順北地區前期采用六級井身結構：一開?660.4mm鉆頭×300 m，?508 mm套管×300 m；二開?444.5 mm鉆頭×2600 m，?339.7 mm套管×2 598 m，為三開承壓堵漏創造條件；三開?311.2 mm鉆頭×5 082 m，?273.1mm套管×5 081 m，封隔二疊系及以上地層；四開?241.3 mm鉆頭×6 895 m，下入?193.7 mm技術尾管，封隔輝綠巖侵入體以上地層；五開?165.1 mm鉆頭×7 271 m，下入?142.88 mm技術尾管，封隔輝綠巖至目的層頂部地層；六開?114.3 mm鉆頭×7 446 m，鉆揭目的層。該井身結構優點在于三開封隔二疊系地層，二開套管深度達2 600 m，為二疊系承壓堵漏提供了較好條件，缺點在于井身結構級數較多，導致鉆井周期長，鉆井費用高。

根據三壓力剖面、巖性特征、實鉆情況以及必封點的優選，結合工區物資裝備條件，優化井身結構為四級：一開?346.1 mm鉆頭×1 500 m，?273.1 mm套管×1 499 m，封隔淺部疏松砂泥巖地層；二開?250.88 mm鉆頭×6 895 m，?193.7 mm套管×6 893 m，封隔輝綠巖侵入體之上地層；三開?165.1 mm鉆頭×7 271 m，?139.7 mm技術尾管×（6 792～ 7 268 m），封隔輝綠巖至目的層頂部；四開?120.65 mm鉆頭×7 446 m，鉆揭目的層。

四級井身結構相比六級井身結構有4個優點：（1）削減了井身結構級數，大尺寸井眼?660.4 mm與?444.5 mm縮小至?346.1 mm，有利于提高機械鉆速，且節約2個開次縮短中完鉆井周期24 d；（2）二疊系-志留系地層同開次揭示，采用?250.88 mm鉆頭確保了有利于提速的層位位于相同開次，便于組織提速工具，縮短鉆井周期；（3）套管使用總量減少165 t，節省材料費用149萬元；（4）放大完井井眼尺寸至?120.65 mm，滿足?88.9 mm非標鉆桿［3］通過，該鉆桿相比?73 mm鉆桿，抗拉強度提高457 kN，每1 000 m降低循環壓耗1.65 MPa，降低了斷鉆桿風險和釋放了水力能量。

2.5套管優選

Selection of casing

?139.7 mm套管小接箍套管與?142.88 mm無接箍套管性能參數對比見表2，?139.7 mm套管按BEB套管校核法［7］計算，最大地層孔隙壓力系數1.3，抗拉、抗擠、抗內壓系數18.64、1.28、7.8，滿足套管強度要求；同時，抗拉強度增加692 kN，線重降低13.59 kg/m，套管下深更大；小接箍套管可安裝彈性扶正器，有利于提高套管居中度，確保固井質量；?139.7 mm套管通徑121.1 mm，增大了完鉆井眼尺寸，保障了鉆具安全。

表2　兩種套管性能參數對比Table 2 Property parameter comparison between two types of casings

3　井壁穩定技術配套

Supporting techniques for borehole stabilization

四級井身結構成敗關鍵在于長裸眼穿二疊系與深部泥巖時，不出現大的漏失與井壁失穩問題。地層特征分析表明，二疊系微裂縫與張性裂縫發育，不易承受較大壓力，需強化鉆井液隨鉆封堵能力；而古生界深部泥巖尤其是志留系地層水化膨脹性強，應強化鉆井液抑制性。

3.1防漏防塌鉆井液技術

Leak-resistance anti-collapse drilling fluid system

針對二疊系火成巖地層漏失，由前期通過承壓堵漏［8］提高地層承壓能力，轉變為提前封堵微裂縫，強化鉆井液隨鉆堵漏能力；控制鉆井液密度1.24～1.25 g/cm3，采用塔河油田成熟的鉀銨基聚磺鉆井液體系，優選剛性封堵劑超細碳酸鈣與柔性封堵劑乳化瀝青、乳化石蠟，通過縫板封堵性實驗［8-9］，得到了3%超細碳酸鈣+2%乳化瀝青形成的濾餅滲透率最低，最致密，封堵效果最好，見圖5。

圖5　鉆井液封堵性評價Fig. 5 Evaluation on plugging performance

針對古生界深部泥巖地層易塌，采用“抑制水化-物化封堵-應力支撐”三元協同對策［10-12］，優選聚胺、有機硅醇等處理劑，并評價了氯化鉀和有機硅醇的協同作用，形成了適用于古生界地層防漏防塌鉆井液體系。

理化性能分析表明，志留系泥巖五組巖樣滾動回收率（150 ℃）達80%～85%，線性膨脹率低于2%，實鉆鉆井液密度低于1.27 g/cm3，確保了安全鉆井。配方：3%膨潤土+0.1%NaCO3+ 0.2%NaOH+0.2%KPAM+0.3%PFL-LV+0.5%AMPS +6.0%SMP-3+3.0%SPNH+0.5%抗鹽抗高溫降濾失劑+4.0%HTLM+5.0%KCl+0.5%聚胺+2.0%有機硅醇+0.3%SP-80+2.0%超細碳酸鈣。

3.2漏失補救措施

Remedial measures for mud loss

二疊系火成巖巖性特征較復雜，隨鉆堵漏鉆井技術并不能確保不發生漏失，一旦井漏需按二疊系不同漏速，采取相應的處理方式。

若縱向裂縫性漏失，當漏速小于5 m3/h，可采用堵漏漿鉆進［13］，以中粗-細核桃殼與單封、云母等堵漏材料復配，濃度12%～15%堵漏漿。配方：井漿+1%核桃殼（中粗）+2%核桃殼（細）+2%SQD-98+2%PB-1+1%云母（中粗）+2%云母（細）+2%QS-2。

若漏速大于5 m3/h或井口失返，需承壓堵漏，但是為確保承壓不溝通微裂縫，承壓能力應不大于1.35 g/cm3，滿足鉆井液密度1.27 g/cm3鉆穿志留系地層時上部地層不漏失即可。

4　實例應用

Case study

四級井身結構已應用5口井，均實現了安全鉆井目的，未出現因地層因素影響導致的鉆井復雜，平均鉆井周期節省125 d。二開井段機械鉆速相比鄰井提高33%～42%，鉆井周期縮短35～42.5 d，志留系地層井徑擴大率僅9.65%～12.5%，固井質量除二疊系地層合格外，其他井段良好；三開井段以鉆井液密度1.81 g/cm3揭示輝綠巖地層未出現明顯掉塊，平均井徑擴大率11.5%，輝綠巖井段井徑擴大率16.7%，鉆井周期較鄰井縮短12.1～15.2 d，?139.7 mm套管下入時間較?142.88 mm套管節省2～3 d，固井質量合格率提高45%。其中，順北1-2H井?193.7 mm套管直下深度7 058 m創中石化最深記錄，二疊系巨厚火成巖與下部地層合揭的防漏堵漏工藝，突破了塔河油田傳統設計觀念，為類似區塊井身結構優化與提速提效工作開展，提供了借鑒。

5　結論

Conclusions

（1）通過地層壓力與復雜地層特征分析，確定1500 m以淺地層、侵入體之上以及目的層之上為必封點，通過井壁穩定技術配套，成功合揭了二疊系易漏與志留系易塌地層，優選?139.7 mm非標套管替代?142.88 mm直連扣套管，將井身結構由六級優化為四級。

（2）根據二疊系易漏與深部泥巖易塌特征，采用以防漏為主，承壓堵漏與高濃度堵漏漿鉆井為輔的技術思路，制定“抑制水化-物化封堵-應力支撐”三元協同對策，實現了二開井段安全鉆井。

（3）優選了?139.7 mm非標套管相比?142.88 mm直連扣套管，省去安裝扶正短節工序，采用彈性扶正器提高了套管居中度，并將下開次井眼尺寸由?114.3 mm擴大至?120.65 mm，從而滿足了?88.9 mm非標鉆桿使用，確保了安全鉆井。

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（修改稿收到日期 2016-03-28）

〔編輯 薛改珍〕

Casing program optimization of ultra-deep well with diabase reservoir in Shunbei block

LIU Biao， PAN Lijuan， YI Hao， LI Shuanggui
Research Institute of Petroleum Engineering， Northwest Oilfield Company， SINOPEC， Urumqi， Xinjiang 830011， China

The six-section casing program is adopted in the Shunbei block， but it is disadvantageous with long large-size borehole，excessive casing sections and mud loss in igneous rocks， which lead to low-efficient drilling. Therefore， it is necessary to optimize the casing program. In this paper， three reservoir pressures were simulated by using the Drillworks Software. The distribution of fractures in igneous rocks was identified by using the image logging and SEM （scanning electron microscope）. The collapse mechanisms of deep shale were investigated on the basis of its mineral composition and physical and chemical properties. The matching between nonstandard casings and drilling pipes was analyzed in terms of their strength and size. It is shown that there are four pressure systems in hole. The fractures distributed vertically in igneous rocks are 0.5～2 mm wide and the microfractures are 2～3 μm wide. The illite/smectite formation accounts for 70% of caving mudstones and its linear expansion ratio in distilled water is 40%～45%. Three plugging points and one risk point were defined. The long open-hole section was stabilized by taking mud loss remedial measures with potassium ammonium polysufide drilling fluid system. The ?139.7 mm non-standard casing was selected and the completion hole diameter was enlarged to 120.65 mm from 114.3 mm， so that the ?88.9 mm non-standard drilling pipe could be used and the casing program was optimized into four-section mode. By virtue of the new casing program， the drilling was performed efficiently， with the drilling cycle shortened by 125 d.

ultra-deep well； igneous rock； long open-hole； casing program； casing selection； mud loss control under pressure

劉彪（1983-），2010年畢業于長江大學油氣井工程專業，主要從事鉆井工藝優化與設計工作。通訊地址：（830011）新疆烏魯木齊市新市區長春南路466號西北油田分公司工程技術研究院B509室。電話：0991-3161141。E-mail： lieren2222@126.com

TE21

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0296- 06

10.13639/j.odpt.2016.03.004

LIU Biao， PAN Lijuan， YI Hao， LI Shuanggui. Casing program optimization of ultra-deep well with diabase reservoir in Shunbei block［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 296-301.

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”之課題“碳酸鹽巖縫洞型油藏鉆井技術完善與推廣”（編號：2011ZX05049-02-02） 。

引用格式：劉彪，潘麗娟，易浩，李雙貴.順北含輝綠巖超深井井身結構優化設計［J］. 石油鉆采工藝，2016，38（3）：296-301.