宋刚峰 徐兴军 曹永龙 王海军

（中国石油渤海钻探工程公司第二钻井分公司，河北廊坊  065000） 

摘 要：本文通过分析吐哈油田温西一储气库水平井二开钻井情况，总结盖层段井径超标原因，开展优化承压程序、个性化钻头选型、钻井液性能优化、钻井过程控制等优化措施试验，有效解决了该储气库三开水平井盖层段井径扩大率超标的问题。 

关键词：储气库；盖层段；扩大率；地层承压

中图分类号：TE972文献标识码：A文章编号：1671-2064（2024）20-0011-03

 

0引言

吐哈油田温吉桑储气库群位于新疆鄯善县，库容规模50亿立方米，工作气量15亿立方米。按照“统筹规划、分步实施、有序推进”的总体思路，先期开展温西一储气库建设，2022年正式投产。温西一储气库位于吐哈温米油田西部，为完善注采井网，温西一储气库近两年布网了多口三开水平井，井身结构为 660.4mm×800m+ 333.4mm×3000m+215.9mm×3830m，建库层为西山窑组。盖层段为三间房组。岩性为灰色、褐色泥岩，褐灰色泥质粉砂岩。由于该区块七克台组发育煤层，齐古组至三间房组泥岩易垮塌，导致井眼不规则，井径扩大率偏大。中完反复承压堵漏，循环、通井时间长，导致井壁破坏，进一步导致井径扩大率超标。

1情况简介

温吉桑储气库群已钻完水平井中有多口井井径扩大率超标，影响后期固井质量。为保证固井合格率，该储气库项目经理部特别要求全井段和盖层段井径平均扩大率均小于15%，且盖层固井质量连续优质段长≥25m或累计长度≥50m。由本公司承钻的温西一储气库一口三开水平井—温储5H井，二开钻进至2955m中完，井斜72.8°，井底位移296.58m。中油测井公司使用六臂测井仪器测出该井全井平均井径扩大率为11.62%，盖层段2778～2955m平均扩大率为21.5%。全井段平均井径扩大率符合标准，盖层段井径超标。经过油田公司开会研判，认为盖层段井径无法保证盖层段固井合格率，要求填井侧钻。温吉桑储气库固井质量情况见表1。

表1温吉桑储气库已钻水平井固井质量情况

井号	盖层段井身质量				技术套管固井质量
	盖层段（m）	井斜（°）	平均井径（mm）	平均扩大率（%）	水泥返高	全井段合格率（≥70%）		盖层连续优质段长（≥25m）
						一界面	二界面
温储10H	713-2855.3	46-70.8	416.5	24.9	498.4	50.38	50.41	9.5
东储1-6H	2780-3066	55-84	407.9	22.4	11	18.87	19.03	19.1
温储5H	2778-2955	48-72.8	405.23	21.5

 

2盖层段井径超标原因分析

2.1主要原因

二开中完后，为满足固井要求，需做全井段地层承压试验。由于中完时地层已进入西山窑组1.7m，该地层承压能力极低，为满足承压要求进行了多次承压堵漏作业，中完周期较长，钻井液长时间浸泡泥岩，易降低泥岩的坚固度，盖层段在交变应力作用下发生井壁表面剥落，造成垮塌引起井径扩大[1]。

2.2其他原因

下部盖层段排量45l/s在333.4mm井眼上返速度0.6m/s，无法满足大斜度井上返速度1m/s的携岩要求。井眼净化效果差，造成岩屑不能及时返出，形成岩屑床堆积，导致大斜度定向段出现拖压现象。

二开造斜段井斜最大72.8°，裸眼段长，333.4mm井眼尺寸大，造斜率低，钻时慢，长时间滑动钻进导致井眼变大。

进入盖层以后，现场导向师为精准卡层，需根据伽马值变化核对地层返出岩屑，要求控时钻进和多次地质循环观察。

3侧钻后改进措施

3.1优化地层承压程序

新疆项目组积极与储气库项目经理部沟通协商优化地层承压程序，由原来的中完单扶正器通井后、双扶正器通井后两次承压改为进入盖层段前承压和下套管前承压，降低盖层段因长期浸泡、多次承压对井壁影响。同时，根据前期承压的数据优化承压浆的配方和承压工艺，提高堵漏承压成功率，缩短中完周期[2]。

3.2个性化优选钻头

二开侧钻优选保径段较短，侧切能力强，有利于定向MD9542型号、19mm/13mm标准齿5刀翼333.4mm钻头。缩短螺杆弯曲点与钻头切削齿之间的距离，增加定向造斜率，减少滑动钻进时间，机械钻速较同井段老井眼有显著提高[3]。两支钻头钻速对比见表2。

表2两支钻头增斜段钻速对比

钻头型号	进尺（m）	纯钻时间（h）	钻速（m/h）
MD6642ZC	643	356	1.81
MD9542	706	243	2.91

3.3优化钻井液性能

保持钻井液性能稳定，中压失水控制在5ml以内，切力控制在2-5/5-10pa之间。结合温西储气库井垂深较浅、井温较低的特点，优选低软化点胶体沥青、白沥青及超微粉作为主封堵剂预防井塌，配合使用纳米封堵剂有效封堵地层微孔隙，减少滤液侵入半径，进一步稳固井壁。 使用固体多元聚合醇，利用其浊点效应和润湿反转作用，强化钻井液封堵性，提高润滑性，有效预防井壁黏附钻屑，减少起下钻遇阻。提高钻井液抑制性，使岩屑回收率达到95%以上[4]。钻进过程中密切关注振动筛返砂情况，及时调整钻井液黏度以利于钻屑的返出，同时采取不定期稠浆裹带。密切关注摩阻变化，根据拉力变化及时进行调整，含油控制在3%以内，以免泥饼发虚产生拖压。同时使用石墨和微珠复配，采用打封闭的形式，将滑动摩擦改为滚动摩擦，降低摩阻[5]。

3.4钻井过程控制

控制起下钻速度，避免反复磕碰井壁，导致井壁失稳。地质循环期间降低排量，避免大排量冲刷井壁和定点循环。施工过程中根据井下实钻情况如拖压严重拉力摩阻增大，在泥浆无法缓解的情况下，及时进行拉井壁作业以清除岩屑床，拉井壁采取一短一长或两短一长的方式[6]。在复合钻进及循环期间将顶驱转速提高至60转以上，有利于将下井壁的钻屑充分搅动并及时携带出来，从而减少岩屑床的厚度，减缓定向托压。

4现场应用效果

通过实施以上技术措施，井径扩大率取得很好的效果。温储5H井在二开第二个井眼侧钻点2227m，中完井深2952m，电测结果显示侧钻井段2227～2952m平均井径扩大率9.45%，盖层段2787～2943m平均扩大率为9.43%，满足了水平井的要求。同时后续二开技术套管固井质量合格率99.9%，盖层段连续优质段长110.6m。见表3。

表3井径扩大率对比

地层	井段	井径扩大率
		温储10H	温储12	温储2	温储7H	温储1H	温储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%
二开全井段		16.33	14.40%	14.88%	15.60%	11.50%	9.47%

5结论与建议

（1）造斜段提高造斜率，减少滑动钻进时间，缩短钻井周期，长时间循环时适当减小排量，避开泥岩井段，减小对井壁机械破坏。

（2）优化钻井参数，控制水力参数，排量由70L/s降至55L/s，上返速度控制在0.8m/s以内，减小对井壁冲刷。

（3）优选抑制剂复配使用，强化钻井液抑制性，有效控制地层造浆，确保性能稳定；优化承压堵漏方案，选择合适堵漏材料，减少地层承压次数，避免压力交替引起井壁剥落。

（4）大斜度井和水平井施工尽可能提高钻井液性能，增加携带效果，减少岩屑床的厚度，为施工安全提供保障。温储5H井技套固井质量状况如图1所示。

（5）坚持相关方联动机制，与甲方、定向、固井等相关协作单位及时沟通，在井眼轨迹、漏失、承压等过程出现问题后及时探讨，寻求最佳方案[7]。 

 

参考文献

[1]童宪章.油井产状和油藏动态分析[M].北京:石油工业出版社,1981:37-60.

[2]吕静,赵鹏飞,余沐曦,等.海洋石油钻井成本影响因素分析[J].石化技术,2022,29(6):7-9.

[3]魏文中,王广书,吕国俭.新1井严重破碎带地层钻井技术难点及对策[J].石油钻探技术,2006,34(6):27-29.

[4]何振奎,田茂明,常洪超,等.天环坳陷余4井钻井液技术[J].工业,2015(6):120.

[5]周魁.水平井钻井摩阻影响因素及减摩技术分析[J].中国石油和化工标准与质量,2022,42(15):22-24.

[6]唐正.石油钻井中安全影响因素与控制途径分析[J].石化技术,2023(11):184-186.

[7]李硕华.浅析施工现场管理中的难点与解决方法[J]. 2014(4):305.

 

作者简介：宋刚峰（1986—），男，毕业于中国石油大学（华东），研究方向：油田钻探。

 

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