长北气田已完成分支水平井施工情况跟踪分析.doc

1施工简况 2.1.1 CB1-1井 CB1-1井是长北气田第一口双分支水平井，该井于2005年8月3日开钻，2006年3月28日完井，共计236.85天，井深6209米，比设计滞后101.85天。12 1/4井眼KOP为2036米，此后造斜钻井，着陆点井深3390.53米，井斜角86o。顺利下入9 5/8套管。水泥返高2611米。 两个8 1/2水平分支井眼采用导向螺杆钻具组合和三牙轮钻头为主钻井（在两个分支井眼中各使用了一次PDC钻头）。第一分支水平段长为1509.5米；第二分支水平段长为1309.25米。 按照设计要求，第一侧钻水平段应该下入7预钻孔尾管，但由于该水平段是裸眼侧钻，尾管有进入报废段的可能性；同时，由于补芯破碎，导致铁块落物掉入侧钻水平段，尾管有卡住的风险，根据以上不确定性，决定不下7预钻孔尾管。 两分支水平段裸眼，4 1/2油管下入到9 5/8套管内完井。 井眼数据： 井段 套管 井眼尺寸（） 井深（m）/段长（m） 尺寸（） 下深（m） 22 20/20 20 20 16 596/576 13 3/8 593 12 1/4 3390/2794 9 5/8 3386 8 1/2 L1 3390-3864/474 8 1/2 L1ST1 3426-4900/1474 8 1/2 L2 3350-4660/1310 各井段作业天数： 作业内容 设计天数 实际天数 16井眼钻井 4.17 7.4 13 3/8套管固井 2.57 4.83 12 1/4井眼钻井 30.14 89.8 9 5/8套管固井 4.23 10.2 8 1/2井眼钻井(Leg1) 42.65 19.7 合计 75.2 8 1/2 L1ST1 55.5 9 5/8套管开窗侧钻 3.85 3.48 8 1/2井眼钻井(Leg2) 40.4 33.7 下4 1/2完井管柱 6.46 11.3 16井眼钻井： 原计划用一个钻头钻完全井段，由于第一趟钟摆钻具在钻井时井下振动加不上钻压，钻速仅为6米/小时，第二趟钻改为满眼钻具钻速达到8.98米/小时。由于导管固井质量有问题，该井段钻至335m时开始发生井漏，泥浆从导管外地层中漏出，在钻进到596米时，漏失严重，被迫于井深596米处（延安组）提前起钻下入13 3/8套管（原设计为700米延长组），最大井斜为0.6o。 13 3/8套管下入和固井顺利。 12 1/4井眼钻井： 设计用无固相聚合物钻井液钻达井深2400米处，实钻到1720米接单根时发生粘卡，分析原因为认为由于泥浆失水导致井眼不稳定，再加上循环不够，造成卡钻。改为低固相聚合物钻井液使得该问题得到缓解。 12 1/4井眼的直井段分别采用PDC和牙轮钻头钻进，由于跳钻加不上钻压，ROP在2.4～6.2米/小时，低于预期的机械钻速。若有高转速低扭矩的螺杆与PDC钻头相配则可使得ROP有所提高。 甲酸钠对抑止石河子泥岩地层的垮塌起到一定的缓解作用，但在随着井深的增加，其抑止作用就几乎消失了。 在钻达12 1/4井眼井底以上的井段摩阻很大，摩阻系数达0.35-0.4，从井深2800米开始加入1%的DRH润滑剂以降低钻井中的摩阻。 从造斜点开始到钻完12 1/4井眼15趟钻共用了11只钻头，造斜段钻遇Shiquanfeng、Shihezhi和Shanxi三个砂泥岩交错的地层，还有一米煤层。实践证明用导向钻井的方式在这样不同岩性的互层并有强度高的夹层中钻井是很困难的。这种地层降低了钻具的增斜率，导致在其后的8 1/2井眼钻井过程中摩阻和扭矩的增加。 在钻井过程中，旋转钻井方式比滑动钻井方式的钻速高得多，对比如下图。 12-1/4斜井段施工存在的问题和原因分析。 机械钻速慢。整个12 1/4井段在上部直井段的钻速平均为6.53米/小时，而在造斜段，平均机械钻速都比较低，平均只有2.41米/小时。根据实时录取的钻井资料证明，在旋转模式下，机械钻速一般是滑动钻井方式下的一倍。 钻头的选择问题，由于本井是该地区打的第一口双分支水平井，因此，在钻头的优化和选型上还有待于做进一步的工作。 非生产时间长。这主要是因为钻井设备的影响造成的。在9月份，由于钻机绞车和顶驱出现了问题，需要维修和更换顶驱，停工时间较长。 长时间的停工时间使得井眼的稳定性能变差，在起下钻的过程出现遇阻、卡钻，需要用顶驱逐根倒划眼，增加了起下钻的时间。 钻井液的问题。应该进一步的优化钻井液的设计，研究试验一种适合长北水平井的钻井液体系。 9 5/8套管 在井深3067米之前套管下入顺利，在3067米到3349米，有多处缩径井段需要开泵冲和加压到30～60吨的负荷方能通过。固井质量不好，需要封固的HC层最浅的位置在2682米，而水泥返高为2611