庄海41人工井场丛式井钻井工艺

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1、41人工井场丛式井钻井工艺研究人工井场丛式井钻井工艺研究4 41 1人工井场丛式井钻井工艺研究人工井场丛式井钻井工艺研究汇汇 报报 人：尚洪升人：尚洪升汇报内容汇报内容 该项目2004年立项，项目的工程依托是位于关家堡油田庄海41人工井场钻井项目。关家堡油田处于浅海水域范围，油田开发需钻井数多，需要实施丛式钻井建设方案，具体是在庄海41断块修建进海路和人工井场，进行井组开发钻井。庄海41人工井场丛式井钻井工艺研究是原大港油田集团公司针对大港滩海钻井配套技术而开展的研究课题，由大港第一钻井工程分公司承担。一、二、主要研究内容及技术指标二、主要研究内容及技术指标1.丛式井总体设计方案研究；2.井眼

2、轨道优化防碰设计；3.井身结构优化研究；4.井眼轨迹控制研究；5.钻井液及油层保护技术研究；6.优质快速钻井技术研究 ；7.固井技术研究。二、主要研究内容及技术指标二、主要研究内容及技术指标1.形成庄海41丛式井设计方案 ； 2.施工井眼碰撞率为零； 3.相对于陆上同类型井，钻井周期缩短10%以上； 4.井眼轨迹中靶率95%，优质率85%以上； 5.现场实施20口井以上，创产值8000万元以上。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果1.完成了丛式井总体设计研究；2.完成了丛式井井眼轨道优化防碰技术研究；3.完成了丛式井井身结构优化研究；4.完成了丛式井井眼轨迹控制研究；5.完成了

3、钻井液及油层保护技术研究；6.完成了优快钻井技术研究；7.完成了固井技术研究。8.现场完成21井的施工，创产值4.047亿元。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果1.完成先导性钻探试验并进行了地层三压力预测完成先导性钻探试验并进行了地层三压力预测 为了进一步准确掌握本区域的地质构造和油气储藏情况，为本区域进行丛式井设计提供有价值的参考，本区块完成了8口井先期钻探，同时进行了地层三压力预测。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果2.完成了丛式井设计方案完成了丛式井设计方案 完成了庄海41工井场布置方案（平台布置方案、井口槽布置方案、井场布置方案、钻修井设备配套方案）

4、。 人工井场面积140m140m，钻井区占用面积70140m，井口槽南北向排布于井场的东侧，井口槽行间距2.5m，列间距2.5m。槽深3.30m,槽宽8.5m。庄海42井定在距离东侧20m，距离南侧45m处。平台共设计76口井，动用1部ZJ70D钻机承担钻探任务，在钻井区中，配置和布置了全套钻、修井设备。设备呈“”型布置，分为井口槽区、70D钻机和修井机区、循环系统区、泥浆泵和修井泵组区、钻井和井下临时电站区、钻杆堆场区、灰罐区、水罐区以及其他物料区等。 庄海41人工井场目前布井48口，其中定向井17口，大斜度井4口，一般水平井12口，大位移水平井14口，分支水平井1口。三、完成的主要工作及取

5、得成果完成的主要工作及取得成果3.进行了井眼轨道优化防碰扫描进行了井眼轨道优化防碰扫描 庄海41人工井场丛式井绝大部分是定向井,而且丛式井组井间距较小,井眼防碰及井眼绕障问题变得十分突出。完成了不同井型的井眼轨迹优化设计，并制定出庄海41人工井场井眼轨道防碰措施。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果4.完成了丛式井井身结构优化方案完成了丛式井井身结构优化方案 庄海41断块储层浅，没有异常地层压力和岩性，因此，井身结构受地层的影响较小，较大的影响来自井眼轨道的形状、井深与水平位移的大小。目前48口丛式井的井身结构优化为：常规定向井采用二开井身结构，大斜度定向井采用三开井身结构；水

6、平井均采用三开井身结构，但下部曲率较大的三维水平井要减小井眼尺寸，大位移水平井的水平段下入139.7mm或177.8mm筛管，根据不同井底水平位移及井深，选择三开或四开井身结构。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果5.制定了井眼轨迹控制措施制定了井眼轨迹控制措施 小位移井段采用滑动导向工具连续导向；大位移井段采用旋转导向工具自动旋转导向。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果6 .丛式井钻井液体系优化方案丛式井钻井液体系优化方案 采用强抑制性优质钻井液、低剪切速率流变参数控制、高钻速等钻大位移井先进的理念，解决了大井斜长裸眼井段井壁不稳及井眼清洁问题，克服了摩阻大

7、、扭矩高给施工带来的困难。一开：采用海水钻进，钻至套管设计深度前30米调整泥浆泥浆性能，只要是利用地层造浆和加入MC-VIS调整泥浆的悬浮能力。二开：明化镇段采用海水钻进，既节约了成本，又决了明化镇地层造浆缩径问题。下部井段采用高抑制性水基泥浆ULTRADRIL体系，具有以下特点：较强的泥岩抑制性和井眼稳定性；较低的结块和泥包趋势；较好的润滑性和易维护性。三开：油层专打，采用FLOPRO SF无固相钻井液，有效的保护储层，并满足水平井段井眼净化及润滑的要求。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果7 .制订了庄海制订了庄海41人工井场丛式井优快钻井技术方案人工井场丛式井优快钻井技术

8、方案 庄海41人工井场丛式井优快钻井技术方案在充分借鉴赵东平台优快钻井方案的基础上,结合公司的技术资源和钻井设备的现状，制定了下列优快钻井技术方案:1）平台集中打表层，实现各井平行作业（批钻）2）套管钻井技术3）旋转导向钻井4）漂浮下套管三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果7 .制订了庄海制订了庄海41人工井场丛式井优快钻井技术方案人工井场丛式井优快钻井技术方案 5）PDC钻头的优选6）井口快速拆装工艺技术7）MWD、LWD随钻测井与数据实时传输技术8）不占用钻机时间的固井作业通过表层套管批钻的成功实施，掌握了套管钻井参数，表层套管操作程序。首批13口表层套管批钻，平均机械钻速

9、83.11米/小时，创造了该区块的最高指标。其中庄海8NG-H1井施工中漂浮下套管工艺的成功应用开创了国内陆上钻井的先例，首次应用裸眼砾石填充防砂工艺获得成功。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果8.优选出适合滩海丛式井的固井方式（无候凝固井、漂浮固井）优选出适合滩海丛式井的固井方式（无候凝固井、漂浮固井）和水泥浆体系和水泥浆体系 在固井技术研究方面，分别进行了各类型井套管选型方案，庄海8井区大位移水平井下套管方式选择，固井方式及水泥浆体系选择。针对该地区低压易漏的特点，采用低密度、高强度水泥浆体系，减轻了地层的漏失程度，确保了表套、技套固井质量。三、完成的主要工作及取得成果完

10、成的主要工作及取得成果9.完成完成21口井的现场施工，摸索并掌握了一整套丛式井现场钻口井的现场施工，摸索并掌握了一整套丛式井现场钻井施工技术。井施工技术。 截至目前在该人工井场，已开钻29口交井21口井，钻井总进尺77726米，完成井平均井深2947.21米，平均机械钻速36.58m/h,平均钻机月速5138.67米/台月,平均钻井周期8.99天。经研究后井眼碰撞率为零；相对于陆上同类型井，平均钻井周期节约7.2910.56天，缩短了47.39%78.46%，大大超出课题原定的10%的指标，经济效益显著。井眼轨迹中靶率100%，优质率100%，先后完成水垂比大于2的大位移井9口。其中，2008

11、年6月16日完成的庄海Nm-H3井，水垂比3.92，刷新了此前庄海8NG-H1井2.74的纪录，再创中石油水垂比新纪录。三、完成的主要工作及取得成果完成的主要工作及取得成果10.起草了起草了SY/T5505-2006丛式井平台布置丛式井平台布置行业标准，行业标准，并获国家正式批准发布。并获国家正式批准发布。 四、关键技术的解决四、关键技术的解决1、完成的人工井场布置及丛式井设计方案，满足了批钻丛式井的要求，提高了钻井速度、节约了钻井成本。切合实际并满足了油田整体开发布署的要求。2、成功实施套管钻井，掌握了套管钻井的关键技术，最高120m/h，最低60m/h，平均机械钻速83.33m/h。平均每

12、天完成1.5口井，创造了该区块的最高指标。3、旋转导向技术，克服钻柱自然降斜，保证大角度稳斜钻进，减少滑动钻进，控制狗腿严重度，保持井眼平滑，保证了水平段顺利施工。（轨迹不能通过常规导向方式调整的情况下使用该工具，特别是在庄海8Nm-H3井施工中，下钻都需要旋转的情况下，使用旋转导向保证了高水垂比井段的顺利施工。）4、漂浮下套管技术，解决了大位移井的技术套管下入问题，实现了9-5/8”套管顺利下入，同时提高了大斜度、水平井段的固井质量。（解决了水垂比3.66的大位移井套管下入难题）。四、关键技术的解决5、完成井眼轨迹及井身结构优化，既保证了安全施工，也满足了地质要求。6、丛式井防碰是关键，该井

13、组在钻具组合中加装无磁钻铤，从而有效的避开已完成井套管的磁干扰，并采用陀螺测斜方式进行复测，保证了定向精度。7、在该区块大位移井施工中必须采取倒划眼起钻，为保证施工速度采取一趟钻完成造斜、增斜、稳斜工作，钻具组合采用钻头+马达+测量仪器+钻杆。避免了频繁起下钻作业。8、进行了沙一页岩段井壁稳定技术和高效携岩及井眼清洁技术的研究工作四、关键技术的解决四、关键技术的解决9、摸索选用了适宜钻玄武岩的高效PDC，通过试用大大加快了机械钻速，减少了起下钻次数。10、在不同地层不同井斜（40-94）下实现打塞成功率100%。11、优质钻井液，既保证了井眼的稳定性，对储层有良好的保护也满足水平井段井眼净化及

14、润滑的要求，还为后期7筛管的顺利下入及最后成功防砂打下了坚实的基础。12、为保证该井组顺利施工，加大了新工艺新技术的投入，并通过摸索解决了浅地层造斜如何保证造斜率、高水垂比井眼轨迹控制中的钻压传递、大斜度大位移井井眼净化、三维大位移井的摩阻、扭矩等难题。五、结论与建议五、结论与建议1、项目组按合同要求，完成了课题的研究内容，并进行了现场试验，效果较好，基本上完成了合同规定的研究内容和技术指标。2、进行了丛式井总体设计方案研究，并完成了人工井场设备布置及丛式井设计，为庄海41人工井场的高效开发提供了技术保证。3、13口表层套管批钻的成功实施，进一步证实套管钻井相比常规钻杆钻井，减少起下钻次数，缩

15、短钻井时间，减少井下事故而且可降低套管运输、库存的成本等优点，套管钻井技术作为钻井工程的一次技术性革命，将是未来钻井工程的一个重要的发展方向。4、导向系统利用泥浆排量控制和校正工具，确保井眼轨迹，钻头可更加准确、高效地钻入地质目标，建议在水平井开发油气田中广泛应用。特别是在轨迹不能通过常规导向方式调整的情况下使用该工具，更能体现该工具的优越性。五、结论与建议五、结论与建议5、漂浮下套管技术，解决了大位移井的技术套管下入问题，实现了9-5/8”套管顺利下入，同时提高大斜度、水平井段的固井质量。（解决了水垂比3.66的大位移井套管下入难题）。6、在钻庄海4区块发生2起坍塌事故后改换麦克巴泥浆，通过

16、使用优质泥浆，综合效益明显，特别适合丛式井。明化镇段采用海水钻进，既节约了成本，又解决了明化镇地层造浆缩径的问题，值得推广。7、平台采用的大排量、高转速、倒划眼新技术新理念提高了钻井速度，为实现优快钻井注入了新的活力。8、新工艺新技术的投入，并通过摸索解决了浅地层造斜如何保证造斜率、高水垂比井眼轨迹控制中的钻压传递、大斜度大位移井井眼净化、三维大位移井的摩阻、扭矩等难题。五、结论与建议五、结论与建议9、通过摸索解决了不进行短起下作业，完钻后直接倒划眼起钻的作业模式，通过作业发现，大位移高水垂比井即使进行短程起下钻，也无法保证正常起钻。通过实施倒划眼起钻，保证了井眼清洁。在普通定向井施工中倒划眼起钻后，不通井下套管。10、在全井施工中，钻具组合中未使用钻铤、加重钻杆，通过参数调整实现一趟钻完成造斜、增斜、稳斜工作，加快了施工速度，保证了井下安全。11、通过该课题的研究，认为大港油田丛式井优快钻井技术已经初步成形，建议今后进一步加强对该项技术的研究。12、及时总结庄海41人工井场丛式井完成井发生的事故复杂情况，并对施工情况进行分析，针对施工难点提出改善措施，并为下一步施工总结技术经验。