川东北元坝区块水平井井身结构优化方案经济评价分析

川东北元坝区块水平井井身结构优化方案经济评价分析

 ,华冲1 ,黄万书2

1 中国石化勘探分公司，成都  610041

2 中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，德阳618000

【摘要】川东北元坝区块气田长兴组气藏丰富，但在天然气开发过程中普遍存在地层可钻性差、机械钻速低、钻井周期长、井下复杂、事故多的特点，较大地影响了区块钻井施工进度和钻井工程成本。针对以上难点和问题，加强元坝区块水平井井身结构设计优化方案对比,并就优化井身结构方案进行经济性评价。

关键词：元坝区块  水平井 井身结构   方案优化   经济评价

1 引言

川东北元坝气田主要气藏位于长兴组地层，但由于长兴组埋藏深（约7000m），储层温度高（约150℃），海相地层含H2S，自上而下钻遇多个地层存在多套压力系统和多个气层，地层非均质性强等地质特征，造成在钻井工程中，存在地层可钻性差、机械钻速低、钻井周期长、井下复杂和事故多的难点，极大影响钻井施工进度和钻井成本。

为减少钻井事故的发生，确保元坝长兴组水平井安全施工、提高钻井效率和降低钻井成本，开展水平井井身结构设计优化方案及经济性评价。

2 元坝区块地质参数

一是地质特征。元坝地层产状平缓，储层整体埋藏较深。二是地层压力。蓬莱镇~长兴组全层段地层破裂压力系数均大于2.19，全层段地层坍塌压力系数均小于1.31。三是岩石力学特征。蓬莱镇~长兴组全部地层分为三段，每段内对应地层的岩石力学特征参数较接近，各段间有差别。四是气层发育情况。元坝地区从上到下发育有多个气层，气层压力、温度和成份不同，海相气层中一般含有H2S和CO2。

3 井身结构适应性分析

从已完成井的开次数据分析，元坝长兴组完钻水平井可分为两大类，分别为四开完钻和五开完钻。

3.1井身结构设计情况

根据元坝已完钻长兴组深井统计30口井分析，其中24口井为直井，而完钻的水平井2口井；完钻的大斜度井和定向井有4口井。上述完钻井井身结构分为四开和五开两类。四开的大斜度井/水平井，采用Φ241.3mm或Φ215.9mm钻头完钻，下入Φ193.7mm、Φ177.8mm或Φ177.8+139.7mm套管；其余五开制井身结构，其钻头序列为Φ165.1mm钻头完钻，下入Φ127mm衬管或裸眼。

3.2井身结构设计优化方案

A方案，五开制井身结构，采用直导眼，主井眼四开封至长兴组顶部。四开采用φ241.3mm井眼钻至长兴组顶部。五开采用φ165.1mm井眼单独揭开和钻完长兴组水平段；该井身结构，各开次钻井难度适中。

B方案，五开制井身结构，采用斜导眼，四开封至长兴组顶部。四开采用φ241.3mm井眼钻至长兴组顶部中完。五开采用φ165.1mm井眼钻完斜导眼，之后回填并侧钻长兴组水平段；该井身结构，斜导眼和侧钻井眼钻井过程中把长兴组和以上地层分开。

4 井身结构优化方案经济评价

井身结构优化方案经济评价主要是对井身结构设计优化部分相比优化前体现的经济效益进行评价。井眼轨迹设计、套管使用变化、施工周期变化、事故复杂多少、钻井液材料消耗变化、钻井方式变化等都对钻井成本有影响。本次对井身结构优化方案带来的综合效益予以重点分析。

4.1斜导眼优化为直导眼

A、安全效益分析。采用直井眼揭穿嘉陵江~长兴组，根据统计6口井实钻数据，其中：2口井未发生复杂；4口井复杂处理时间19天。而采用斜导眼（井眼）揭开嘉陵江~长兴组，根据统计5口井实钻数据，其中：仅1口井未发生复杂；4口井复杂处理时间389.95天，其中Y2-1井损失时间最长，达269d。

B、钻井和定向井费用分析。优化后直井段节约了钻井周期，并减少斜导眼段定向技术服务费。

C、减少钻井液漏失。同一开次钻穿嘉陵江组~长兴组的斜导眼（井眼），共有5口井，平均每口井漏失钻井液177.2m3。

综上方案经济分析，测算一口井节约720万元。

4.2 四开必封点设置由封A靶点，优化为封长兴组顶部

A、节约钻井周期。长兴组顶部至A靶点段平均段长约130m，把封A靶点优化为封长兴组顶部，将井段由φ241.3mm井眼改变为φ165.1mm井眼；该井段降低钻井液密度，由约1.70g/cm3降至约1.30g/cm3，相应机械钻速和钻进时效提高。因此，把四开必封点由A靶点调整为长兴组顶，可节约钻井时间2天左右。

B、减少套管消耗。把必封点四开由A靶点调整至长兴组顶部，节约130m长度套管管材。

C、井筒容积对比。把必封点四开由A靶点调整为长兴组顶部，井筒容积减少6.55m3，相应可节约钻井液费用和环保治理费用。

综上方案经济分析，测算一口井能节约230万元。

4.3 斜导眼优化为φ165.1mm

把φ241.3mm斜导眼钻穿嘉陵江~长兴组优化为φ241.3mm钻头钻至长兴组顶，下入φ193.7mm套管，再采用φ165.1mm钻头钻完斜导眼。同时，主井眼侧钻自长兴组顶部开始，采用φ165.1mm钻头，完成造斜和水平段钻进。该优化点综合了必封点四

开优化为长兴组顶的优点，同时提高斜导眼钻井速度和安全效益。

A、钻井周期分析。以Y103-1井导眼钻遇长兴组地层为例，分析因必封点和斜导眼钻进方式改变产生的钻井费用变化。通过分析可知，导眼钻穿长兴组的厚度平均为7023-6800=223m，该斜导眼在长兴组钻进的斜井段长约527m。

导眼钻井周期费用：采用斜导眼稳斜钻进，四开封至A靶点。斜导眼在长兴组中的长度约315m。钻井周期约14.4d；优化后的长兴组斜导眼，井眼尺寸φ165.1mm，段长527m，钻井周期约15.1d。导眼段工时增加约0.7天。

主井眼钻井周期费用:原方案段长约250m，钻井周期约11.4d；优化后段长约120m，钻井周期约3.4d，主井眼段周期减少7天。全井段周期减少约6.3天。

B、减少套管消耗。原方案长兴组顶至A靶点主井眼段长约315m。采用65°井斜与采用45°井斜钻至长兴组顶，多钻进井段约100m。综合考虑，四开可节约套管长度215m。

C、井筒容积减少。采用原方案，斜导眼和A靶点前φ241.3mm井眼长度为565m，总容积为29m3；采用优化方案，φ165.1mm井眼长度为647m，同时由于增斜至65°，相应造斜段241.3mm井眼增加100m，两种井眼容积总计21m3。采用优化方案，井筒容积减少了约8m3，可节约相应的钻井液费用和环境治理费用。

综上方案经济分析，节约约350万元。

4 方案组合建议

根据以上井身结构优化方案经济对比分析，总结优选以下两种方案，为元坝长兴组钻井设计提供参考。

4.1优选方案一。五开制井身结构，采用φ215.9mm直导眼，四开封至长兴组顶部。适用于元坝东区。即：四开采用φ241.3mm钻头，钻至造斜点附近，改换为φ215.9mm钻头钻直导眼，测井回填后再采用φ241.3mm钻头侧钻，侧钻至长兴组顶部下入φ193.7mm套管，五开采用φ165.1mm钻头单独揭开长兴组。

4.2优选方案二。五开制井身结构，φ165.1mm斜导眼，四开封至长兴组顶部。适用于东西两区。即：四开φ193.7mm套管封至长兴组顶部，采用φ165.1mm钻头钻完斜导眼，测井回填后再采用φ165.1mm钻头侧钻水平井眼。

5 结论与认识

由于元坝地区长兴组地层压力低，宜单独设置在一个开次中钻进；优选的井身结构方案一和井身结构方案二，均可以产生安全钻井效益并节省成本，与元坝长兴组水平井井身结构原设计方案相比，单井可最大化节省钻井费用。

参考文献：

[1] 罗朝东；王旭东；龙开雄,元坝超深水平井井身结构优化设计[J]；石油地质与工程 , 2012 , 第4期，56-58