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宋剛峰?徐興軍?曹永龍?王海軍

（中國石油渤海鉆探工程公司第二鉆井分公司，河北廊坊  065000） 

摘?要：本文通過分析吐哈油田溫西一儲氣庫水平井二開鉆井情況，總結蓋層段井徑超標原因，開展優化承壓程序、個性化鉆頭選型、鉆井液性能優化、鉆井過程控制等優化措施試驗，有效解決了該儲氣庫三開水平井蓋層段井徑擴大率超標的問題。 

關鍵詞：儲氣庫；蓋層段；擴大率；地層承壓

中圖分類號：TE972文獻標識碼：A文章編號：1671-2064（2024）20-0011-03

 

0引言

吐哈油田溫吉桑儲氣庫群位于新疆鄯善縣，庫容規模50億立方米，工作氣量15億立方米。按照“統籌規劃、分步實施、有序推進”的總體思路，先期開展溫西一儲氣庫建設，2022年正式投產。溫西一儲氣庫位于吐哈溫米油田西部，為完善注采井網，溫西一儲氣庫近兩年布網了多口三開水平井，井身結構為 660.4mm×800m+ 333.4mm×3000m+215.9mm×3830m，建庫層為西山窯組。蓋層段為三間房組。巖性為灰色、褐色泥巖，褐灰色泥質粉砂巖。由于該區塊七克臺組發育煤層，齊古組至三間房組泥巖易垮塌，導致井眼不規則，井徑擴大率偏大。中完反復承壓堵漏，循環、通井時間長，導致井壁破壞，進一步導致井徑擴大率超標。

1情況簡介

溫吉桑儲氣庫群已鉆完水平井中有多口井井徑擴大率超標，影響后期固井質量。為保證固井合格率，該儲氣庫項目經理部特別要求全井段和蓋層段井徑平均擴大率均小于15%，且蓋層固井質量連續優質段長≥25m或累計長度≥50m。由本公司承鉆的溫西一儲氣庫一口三開水平井—溫儲5H井，二開鉆進至2955m中完，井斜72.8°，井底位移296.58m。中油測井公司使用六臂測井儀器測出該井全井平均井徑擴大率為11.62%，蓋層段2778～2955m平均擴大率為21.5%。全井段平均井徑擴大率符合標準，蓋層段井徑超標。經過油田公司開會研判，認為蓋層段井徑無法保證蓋層段固井合格率，要求填井側鉆。溫吉桑儲氣庫固井質量情況見表1。

表1溫吉桑儲氣庫已鉆水平井固井質量情況

井號	蓋層段井身質量				技術套管固井質量
	蓋層段（m）	井斜（°）	平均井徑（mm）	平均擴大率（%）	水泥返高	全井段合格率（≥70%）		蓋層連續優質段長（≥25m）
						一界面	二界面
溫儲10H	713-2855.3	46-70.8	416.5	24.9	498.4	50.38	50.41	9.5
東儲1-6H	2780-3066	55-84	407.9	22.4	11	18.87	19.03	19.1
溫儲5H	2778-2955	48-72.8	405.23	21.5

 

2蓋層段井徑超標原因分析

2.1主要原因

二開中完后，為滿足固井要求，需做全井段地層承壓試驗。由于中完時地層已進入西山窯組1.7m，該地層承壓能力極低，為滿足承壓要求進行了多次承壓堵漏作業，中完周期較長，鉆井液長時間浸泡泥巖，易降低泥巖的堅固度，蓋層段在交變應力作用下發生井壁表面剝落，造成垮塌引起井徑擴大[1]。

2.2其他原因

下部蓋層段排量45l/s在333.4mm井眼上返速度0.6m/s，無法滿足大斜度井上返速度1m/s的攜巖要求。井眼凈化效果差，造成巖屑不能及時返出，形成巖屑床堆積，導致大斜度定向段出現拖壓現象。

二開造斜段井斜最大72.8°，裸眼段長，333.4mm井眼尺寸大，造斜率低，鉆時慢，長時間滑動鉆進導致井眼變大。

進入蓋層以后，現場導向師為精準卡層，需根據伽馬值變化核對地層返出巖屑，要求控時鉆進和多次地質循環觀察。

3側鉆后改進措施

3.1優化地層承壓程序

新疆項目組積極與儲氣庫項目經理部溝通協商優化地層承壓程序，由原來的中完單扶正器通井后、雙扶正器通井后兩次承壓改為進入蓋層段前承壓和下套管前承壓，降低蓋層段因長期浸泡、多次承壓對井壁影響。同時，根據前期承壓的數據優化承壓漿的配方和承壓工藝，提高堵漏承壓成功率，縮短中完周期[2]。

3.2個性化優選鉆頭

二開側鉆優選保徑段較短，側切能力強，有利于定向MD9542型號、19mm/13mm標準齒5刀翼333.4mm鉆頭。縮短螺桿彎曲點與鉆頭切削齒之間的距離，增加定向造斜率，減少滑動鉆進時間，機械鉆速較同井段老井眼有顯著提高[3]。兩支鉆頭鉆速對比見表2。

表2兩支鉆頭增斜段鉆速對比

鉆頭型號	進尺（m）	純鉆時間（h）	鉆速（m/h）
MD6642ZC	643	356	1.81
MD9542	706	243	2.91

3.3優化鉆井液性能

保持鉆井液性能穩定，中壓失水控制在5ml以內，切力控制在2-5/5-10pa之間。結合溫西儲氣庫井垂深較淺、井溫較低的特點，優選低軟化點膠體瀝青、白瀝青及超微粉作為主封堵劑預防井塌，配合使用納米封堵劑有效封堵地層微孔隙，減少濾液侵入半徑，進一步穩固井壁。 使用固體多元聚合醇，利用其濁點效應和潤濕反轉作用，強化鉆井液封堵性，提高潤滑性，有效預防井壁黏附鉆屑，減少起下鉆遇阻。提高鉆井液抑制性，使巖屑回收率達到95%以上[4]。鉆進過程中密切關注振動篩返砂情況，及時調整鉆井液黏度以利于鉆屑的返出，同時采取不定期稠漿裹帶。密切關注摩阻變化，根據拉力變化及時進行調整，含油控制在3%以內，以免泥餅發虛產生拖壓。同時使用石墨和微珠復配，采用打封閉的形式，將滑動摩擦改為滾動摩擦，降低摩阻[5]。

3.4鉆井過程控制

控制起下鉆速度，避免反復磕碰井壁，導致井壁失穩。地質循環期間降低排量，避免大排量沖刷井壁和定點循環。施工過程中根據井下實鉆情況如拖壓嚴重拉力摩阻增大，在泥漿無法緩解的情況下，及時進行拉井壁作業以清除巖屑床，拉井壁采取一短一長或兩短一長的方式[6]。在復合鉆進及循環期間將頂驅轉速提高至60轉以上，有利于將下井壁的鉆屑充分攪動并及時攜帶出來，從而減少巖屑床的厚度，減緩定向托壓。

4現場應用效果

通過實施以上技術措施，井徑擴大率取得很好的效果。溫儲5H井在二開第二個井眼側鉆點2227m，中完井深2952m，電測結果顯示側鉆井段2227～2952m平均井徑擴大率9.45%，蓋層段2787～2943m平均擴大率為9.43%，滿足了水平井的要求。同時后續二開技術套管固井質量合格率99.9%，蓋層段連續優質段長110.6m。見表3。

表3井徑擴大率對比

地層	井段	井徑擴大率
		溫儲10H	溫儲12	溫儲2	溫儲7H	溫儲1H	溫儲5H
N2P-Esh	512-1300	16.40%	16.60%	17.80%	14.80%	16.40%	12.47%
J2q-J2s	2230-2800	20.80%	14.40%	14.20%	19.50%	12.10%	9.43%
二開全井段		16.33	14.40%	14.88%	15.60%	11.50%	9.47%

5結論與建議

（1）造斜段提高造斜率，減少滑動鉆進時間，縮短鉆井周期，長時間循環時適當減小排量，避開泥巖井段，減小對井壁機械破壞。

（2）優化鉆井參數，控制水力參數，排量由70L/s降至55L/s，上返速度控制在0.8m/s以內，減小對井壁沖刷。

（3）優選抑制劑復配使用，強化鉆井液抑制性，有效控制地層造漿，確保性能穩定；優化承壓堵漏方案，選擇合適堵漏材料，減少地層承壓次數，避免壓力交替引起井壁剝落。

（4）大斜度井和水平井施工盡可能提高鉆井液性能，增加攜帶效果，減少巖屑床的厚度，為施工安全提供保障。溫儲5H井技套固井質量狀況如圖1所示。

（5）堅持相關方聯動機制，與甲方、定向、固井等相關協作單位及時溝通，在井眼軌跡、漏失、承壓等過程出現問題后及時探討，尋求最佳方案[7]。 

 

參考文獻

[1]童憲章.油井產狀和油藏動態分析[M].北京:石油工業出版社,1981:37-60.

[2]呂靜,趙鵬飛,余沐曦,等.海洋石油鉆井成本影響因素分析[J].石化技術,2022,29(6):7-9.

[3]魏文中,王廣書,呂國儉.新1井嚴重破碎帶地層鉆井技術難點及對策[J].石油鉆探技術,2006,34(6):27-29.

[4]何振奎,田茂明,常洪超,等.天環坳陷余4井鉆井液技術[J].工業,2015(6):120.

[5]周魁.水平井鉆井摩阻影響因素及減摩技術分析[J].中國石油和化工標準與質量,2022,42(15):22-24.

[6]唐正.石油鉆井中安全影響因素與控制途徑分析[J].石化技術,2023(11):184-186.

[7]李碩華.淺析施工現場管理中的難點與解決方法[J]. 2014(4):305.

 

作者簡介：宋剛峰（1986—），男，畢業于中國石油大學（華東），研究方向：油田鉆探。

 

Study on the Analysis and Countermeasures for Wellbore Diameter Expansion in the Cap Rock Section of Horizontal Wells in the Wenxi-1 Gas Storage Reservoir

SONG Gangfeng,XU Xingjun,CAO Yonglong,WANG Haijun

(Second Drilling Company of Petrochina Bohai Drilling Engineering Company,  Langfang  Hebei  065000)

Abstract:This paper analyzes the drilling situation of the second phase of horizontal wells in the Wenxi-1 gas storage reservoir of the Tuha Oil field. It summarizes the causes of the excessive wellbore diameter in the cap rock section and conducts experiments on optimization measures such as pressure-bearing program optimization, personalized drill bit selection, drilling fluid performance optimization, and drilling process control. These measures effectively addressed the issue of excessive wellbore diameter expansion in the cap rock section of the third phase of horizontal wells in this gas storage reservoir.

Key words:gas storage;cap rock section;expansion rate;formation bearing pressure