伊拉克M油田水平井優快鉆井配套措施

范豐年

中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司（天津300452）

伊拉克M油田地質結構復雜，區塊內可借鑒的作業經驗較少，油田開發初始階段，水平井鉆井時效較低，平均鉆井周期129.37 d，為降低鉆井成本，鉆井提速勢在必行。通過對鉆井難點的針對性分析，采取優化井身結構和作業程序，優選鉆井液及固井水泥漿性能，減少井下復雜情況，提高鉆井效率。通過優選井下工具和鉆頭，提高機械鉆速。M油田優快鉆井配套技術措施的應用，為中海油M油田的生產開發提供了技術指導。

1 油田地質特點

M油田上部地層以第四系疏松砂巖、泥巖為主，厚度約2 000 m，易垮塌；中部地層為第三系Lower Fars 組、以石膏、鹽巖、頁巖為主，夾層存在高壓鹽水，地層孔隙壓力系數最高為2.27～2.28，壓力過渡帶為硬石膏層，隔層厚度5 m；鹽下層為第三系Jeribe 組、Mishrif 組以碳酸鹽巖為主，厚約1 200 m，地層孔隙壓力系數為1.08～1.11，縫洞發育，易漏失，給鉆井作業帶來了諸多的困難[1-2]。

2 鉆井作業面臨主要困難

1）第四系大段泥巖段鉆頭易泥包，起下鉆困難，鉆井時效低。

2）鹽膏層埋深2 000～3 000 m，厚約800 m，壓力系數大于2.2，鉆井液密度安全窗口窄，井漏、井涌風險并存。

3）鹽膏層塑性蠕變導致井徑變小易引起鉆具卡鉆和套管阻卡，鹽膏層蠕變速度過快或地層漏失，固井質量難以保證，高壓鹽水層的存在，易污染鉆井液，導致鉆井液性能惡化。

4）灰巖地層裂縫發育，極易發生漏失，且存在異常高壓層，易造成上漏下噴的復雜情況。

5）Φ215.9 mm裸眼段長1 400 m左右，井壁暴露時間長，存在易坍塌地層。

3 優快鉆井配套技術措施

3.1 優化井身結構及套管程序

要實現安全、高效、優質鉆井，滿足勘探開發的需要，首先要設計合理的井身結構。合理的井身結構設計既要滿足工程要求，又要盡量避免“漏、噴、塌、卡”等復雜情況的發生，從而保證施工安全[3]。

為進一步優化井身結構，決定取消Φ914.4 mm井眼和Φ762 mm 導管，通過調研和計算，Φ508 mm套管可以支撐井口設備重量、滿足后期套管懸掛要求，且取消后不存在地質風險。另外，選用高抗外擠強度的公稱質量為79.7 kg∕m 的Φ244.5 mm 套管來代替目前的公稱質量為86.7 kg∕m 的Φ244.5 mm套管，套管內徑增加后，在下一開次鉆Φ215.9 mm的井眼來取代Φ209.6 mm的井眼，從而下入Φ177.8 mm 尾管，避免了使用Φ168.2 mm 尾管。經套管強度校核，公稱質量為79.7 kg∕m的Φ244.5 mm滿足作業要求，強度校核見表1。

3.2 采用高密度飽和復合鹽鉆井液

Φ311 mm 鹽膏層井段使用高密度飽和復合鹽鉆井液，密度最大2.30 g∕cm3，通過控制復合鹽體系有害固相，制定了低切高黏的鉆井液策略，保障流變性，精準控制井底當量循環鉆井液密度（ECD），如圖1和圖2所示，它保證了井壁穩定性，減少了漏失發生機率。鉆井液體系采用無機鹽和有機鹽復配的方式，配方：0.3%NaOH+0.3%Na2CO3+0.3%包被抑制劑+3%降濾失劑+ 35%NaCl + 8%NaCOOH + 5%KCl。鉆遇地層中存在多種無機鹽，在飽和復合鹽鉆井液中均不溶解，有效解決了鹽的重結晶問題，控制了鹽膏層的溶解，通過強抑制性，抑制地層中泥巖的水化膨脹能力[4-5]。

表1 套管強度校核

圖1 井底當量密度隨塑性黏度變化

圖2 井底當量密度隨動切力變化

充分利用好一級固控設備，盡可能地使用高目數的振動篩篩布，對于高密度鉆井液固相控制至關重要，而固相控制是高密度鉆井液的黏切控制的關鍵[6]。保持較低的黏切既能提高水力學沖刷效果，又能充分清潔井壁，有效地提高鉆速的同時，也能提高起下鉆時效。

3.3 鹽膏層安全固井技術

安全壓力窗口窄，鉆井液和水泥漿密度設計難，容易引起鹽膏層蠕變速度過快或地層漏失。研究表明，鹽膏巖埋深超過1 500 m 時，受溫度和壓力的影響，隨埋深的增加，強度不斷下降[7]。由于常規高密度NaCl 水泥漿存在觸變性強、早期強度低、臨界靜膠凝強度達到240 Pa的過渡時間長等缺點，為此研發出了抗鹽、防漏和防竄的高密度KCl 水泥漿體系，通過改善水泥漿體系、優化固井工藝、提高頂替效率、評價封隔能力等方法，解決了困擾現場固井作業已久的技術難題。

施工過程中采用扶正器安放優化、施工參數優化等措施，有效提高頂替效率，從而提高固井質量，套管居中度達90.8%，鉆井液動切力≤11 Pa，水泥漿與鉆井液密度差在0.05～0.11 g∕cm3，施工排量大于1.9 m3∕min。通過室內實驗，采用工作壓力為120 MPa 的增壓泵和壁厚為12 mm 的套管，監測不同長度水泥環下封固模塊的壓力變化，建立了高壓鹽水層固井水泥環封隔能力評價模型（圖3），模型關系為y=9.017 2lnx+0.269 1，提高了對水泥漿體系的封隔評價能力的認識。

3.4 定向井作業程序優化

復合鉆進與常規轉盤（頂驅）鉆井相比，具有鉆速快、鉆頭壽命長、井眼軌跡易控制、下部鉆具組合相對簡單、井下故障少等優點[8]。在M 油田水平井鉆進過程中采用復合定向鉆進，合理地控制井眼軌跡，確保了井眼軌跡平滑；著陸前200 m 更換LWD鉆具組合，實時跟蹤地層情況，確保著陸準確；補全隨鉆地質資料錄取，降低電纜測井帶中子源進入斜井段發生卡電纜的風險；螺桿+MWD 鉆進，簡化易垮塌、易卡、易漏層位鉆進鉆具組合，更利于井下復雜情況的處理和預防卡鉆等事故。

圖3 最小封隔長度及強度關系對比

M油田水平井第一造斜點選擇在第三系和白堊系之間的灰巖地層，造斜點較深。鉆具托壓問題是深部灰巖地層定向井鉆井面臨的最大挑戰。為此，在下部斜井段，采用增斜鉆具組合[9]。為避免鉆具產生屈曲，在井斜大于45°后，對鉆具進行倒裝，保證在下部井段可以施加足夠鉆壓。同時用Φ127 mm 無磁加重鉆桿代替Φ171.5 mm 無磁鉆鋌，減小了鉆具接觸井壁的面積。為保證水平井順利著陸，同時降低井眼軌跡控制難度，將井眼軌道設計為雙增式軌道，為井眼軌跡調整預留空間。

3.5 井下工具及鉆頭優選

定向井作業中，由于井斜較大造成鉆柱和井壁之間摩阻較大，鉆具對下井壁的正壓力和作用面積越來越大，鉆壓傳遞效率降低[10-11]。為進一步提高鉆進效率，考慮使用高質量的井下動力鉆具，并對部分井段鉆頭進行優選，具體措施如下：①在Φ215.9 mm 井段使用水力振蕩器，推薦加放位置在距離鉆頭251～400 m處，減小托壓效應；②根據實鉆井的地層資料，得出Φ215.9 mm 井段地層的抗壓強度和內摩擦角（圖4），有針對性地選擇適合該井段的PDC鉆頭。

圖4 地層抗壓強度和內摩擦角

根據實鉆資料，在Φ215.9 mm井段使用NOV水力振蕩器配合優選后的PDC 鉆頭，提速效果明顯，對區塊內已實施的3口井進行統計（表2），可看出滑動鉆進平均鉆速4 m∕h，與僅使用馬達時鉆速2.4 m∕h相比提速60%。

4 M油田實施效果

優快鉆井技術措施在油田的推廣應用，鉆井提速效果明顯，水平井鉆井周期連續創歷史記錄。2019 年完成水平井8 口，平均鉆井周期104.14 d。其中有3 口井低于90 d，5 口井低于100 d。優快前后各井段鉆井周期都出現顯著降低，見表3。

表2 定向鉆進鉆速統計

表3 優快措施后鉆井工期統計

1）優化后的井身結構和套管程序顯著縮短了鉆井周期，隨著油田作業量的增加和對井下風險認識的提高，井身結構還存在進一步優化的空間，如使用Φ406.4 mm代替目前的Φ444.5 mm井段。

2）高密度飽和復合鹽鉆井液具有良好的流變性，有利于井壁穩定和控制井底循環當量密度，減少井底復雜情況出現的機率。

3）使用高密度KCl水泥漿體系并優化固井作業施工參數，提高套管居中度，可實現高壓鹽膏層的安全封固。

4）水力振蕩器結合優選后的PDC鉆頭使用，有效地提高了油田的機械鉆速。