溱页1平台水平井井身结构优化与应用

溱页1平台水平井井身结构优化与应用

郭奇1，曹建山2

（1.中石化华东石油工程有限公司六普钻井分公司，江苏镇江 212000；2.中国石化华东油气分公司，江苏南京 210000）

摘  要  2020年，苏北盆地溱潼凹陷第一口页岩油水平探井在阜二段页岩中获高产油流，随着该区块勘探开发的不断深入，原有二开制井身结构显现出复杂事故多、钻井效率低等问题。为了解决该区块上中部地层泥岩水敏性强，井壁垮塌、地层承压能力低的问题，结合地质工程必封点，优化为现有三开制井身结构，钻井中复杂事故明显减少，能顺利完成钻井作业，同一平台完井周期由前期的120 d缩短为到目前的50d。这表明，该区块采用优化后的井身结构，成功降低了钻井复杂、提高了钻井效率。

关键词 溱潼凹陷；溱页1平台；页岩油；井身结构优化；水平井

苏北溱潼凹陷地层自上而下钻遇第四系东台组、新近系盐城组、新生界古近系三垛组二段、一段、戴南组二段、一段、阜宁组四段、三段、二段、一段。自上而下地层非均质性强，具有特殊地层发育、压力系统复杂的特点，溱页1平台第一口评价井采用二开制井身结构，二开钻遇井段裸眼段长，漏、涌、塌地层在同一裸眼段，矛盾突出，易发生井下复杂情况。针对上述问题，笔者提出了井身结构优化思路，进行了可行性分析，优化设计了溱页1平台水平井三开制井身结构，现场应用后效果显著，为后续苏北溱潼凹陷页岩油水平井钻井提供了技术支持。

1 二开制井身结构及钻井问题

1.1 二开制井身结构

苏北溱潼凹陷页岩油溱页1平台水平井前期采用二开制井身结构，一开采用346.0mm钻头，钻穿盐城组二段，下入273.1mm表层套管，封上部水层及高渗透性地层；二开采用215.9mm 钻头钻至完钻井深，下入139.7mm 生产套管。井身结构示意图见表1。

表1  二开制井身结构设计数据

1.2 钻井中存在的问题

在不断追求低成本开发的形势下，实施了二开制井身结构，不能有效分隔不同压力体系和复杂地层，不满足现场安全钻进要求，该井身结构逐渐显现出不足。分析认为，溱页1平台水平井二开制井身结构主要存在以下钻井问题：

1）涌漏同存、上漏下涌。表层套管封固盐城组二段，盐城组一段砂砾段渗透性较好，地层承压能力弱，二开长裸眼水平段钻进过程中钻井液密度高，水平段施工地层压力高，油气侵严重，上漏下涌问题突出。溱页1平台第一口评价井钻进至井深 5957m，发生漏失后溢流，由于密度窗口窄，地层流体持续进入井筒并伴有漏失，处理难度大。

2）泥岩缩径、垮塌。三垛组上部软泥岩，容易出现较严重的缩径，二开长裸眼施工起下钻卡钻风险高。溱页一平台第三口评价井起钻过程中因缩径发生卡钻事故。溱页1平台第一口评价井因钻井周期长，阜宁组四段发生泥岩段垮塌，钻具被卡事故。

3）火成岩侵入。溱潼凹陷根据前期钻井和测井资料，在三垛组一段（2050-2070m）存在火成岩侵入，形成不整合面，地层承压能力低，压力系数为1.32，不能满足下部水平段施工压力要求。溱页1平台第二口评价井因长裸眼施工，技术套管未封火成岩地层，下部水平段发生井涌后，上部火成岩发生漏失，上漏下涌，压力窗口窄。

2 井身结构优化思路及可行性分析

2.1 优化思路

针对上述钻井问题，开展了优化封固段和井眼尺寸等方面的理论分析，并进行了苏北溱潼凹陷页岩油水平井井身结构优化过渡性方案现场试验。根据理论分析和现场试验结果，提出了以下井身结构优化思路：

1）使用双级套管头用于苏北溱潼凹陷页岩油水平井，井口承压能力强，井下安全风险可控。

2）优化表层套管尺寸，用339.7mm套管封固东台组成岩性差，同时封浅表水层。

3）针对水平井钻井周期长，盐城组、三垛组上部易缩径导致的复杂，火成岩地层易发生漏失，用244.5mm套管封固戴南组二段层位。

2.2 可行性分析

溱页1平台井身结构由二开制改为三开制，主要存在以下2个问题：

1）使用的 339.1mm 表层套管下深 260m，能否封固流沙层组和浅表水层。表层套管管鞋位置承压低，能否满足二开井控工作要求；

2）技术套管下至戴南组一段，能否满足井控安全要求。

分析溱页1平台现有工艺技术情况，可知第四系泥沙层的层厚为50-200 m 不等，表层套管下深需根据现场实钻地层岩性分析确定，必须钻穿泥沙层，进入泥岩层；三垛组无油气层显示，附近实施的以戴南组为主目的层的开发井，压力系数0.989，实钻钻井液密度一般在1.20g/cm3以内，因此控制好戴南组钻井液密度，表层套管下深满足井控安全要求。戴南组一段前期地层承压能力大于1.80g/cm3，技术套管下至戴南组一段，满足井控安全要求，三开钻进阜宁组，提高钻井液密度至1.58g/cm3，钻井液封堵性和抑制性较好，能够保证井眼稳定。

因此，优化后的三开制井身结构满足现场施工要求。

3    小井眼二开制井身结构设计

3.1 封固段优选

由邻井钻遇地层井壁稳定性分析结果可知：1）上部第四系泥沙层为欠压实地层，胶结强度低，易垮塌；2）盐城组和三垛组组地层松软，地层承压能力低；3）在三垛组一段（2050-2070m）存在火成岩侵入。基于此，将必封点优化为 2 个：

必封点1位于第四系下部30 m处，封隔第四系易垮塌泥沙层及水层；

必封点2主要针对水平井钻井周期长，盐城组、三垛组上部易缩径导致的复杂和火成岩侵入层。

3.2 井身结构设计结果

以典型井溱页1平台第四口评价井为例，其设计结果见表2。

一开：采用Φ406.4mm钻头钻进，以封固东台组为原则，下入Φ339.7mm表层套管。目的是封固东台组不稳定地层及浅表水层。

二开：采用Φ311.2mm钻头钻进，以封固戴南组二段为原则，下入Φ244.5mm表层套管。目的是封固戴二段及以上承压薄弱地层，提高井口压力控制能力。

三开：采用Φ215.9mm钻头钻进至完钻井深，下入Φ139.7mm生产套管。

表2 井身结构设计数据

4 现场应用

溱页1平台水平井三开制井身结构在溱页1平台第三口井进行了现场试验，试验成功以后，将在苏北溱潼凹陷页岩油水平井中进行推广应用。本井完钻井深6001m，水平段长1704m，平均机械钻速 15.04 m/h，钻完井周期50.17 d。钻井过程中未发生井下故障，提速效果良好。

表3  井身结构设计数据

5    结论与建议

1）针对溱页1平台页岩油水平井，优化了必封点位置和井眼尺寸，在机械钻速保持基本不变的情况下，大大缩短了钻完井周期。

2）三开制井身结构井的应用，封住了易漏失地层，减少了油基泥浆的使用量，大大降低了工程复杂时间，节约了成本。

3）优化井身结构后，同平台井解决了上漏下涌工程难题，将井控风险降低至可控范围。

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