海古101高含硫井钻井工程设计难点与对策.docx

石 油 机 械 2011年 第39卷 第11期CHINA PETROLEUM 2011年 第39卷 第11期 ?应用技术》 海古101 高含硫井钻井工程设计难点与对策 窦同伟1 孙 景 涛 周宝义2 王 文' 谢传东2 (1. 大港油田公司石油工程研究院 2.大港油田勘探事业部) 摘要 针对海古101井钻井工程设计过程中遇到潜山油气藏硫化氢含量高、地层压力系数低、 地层埋藏深且温度高、工具不配套及技术措施不适应等问题，以钻井工程设计为主线，对该井井 身结构、井眼轨迹进行了优化设计，对 PDC 钻头进行了优选，钻具组合采用复合钻具进行钻进， 并根据实际情况选择了相应级别的防硫井口装置、套管及主要配件，满足了高含硫钻井施工安全、 快捷的要求。该井的安全顺利完钻，获得了许多高含硫井钻井的宝贵经验。 关键词 高含硫 钻井 工程设计 技术难点 对策 0 引 言 海古101井位于河北省黄骅市埕海二区一号人 工岛，构造位置歧口凹陷埕海潜山构造带海古1背 斜高部位，钻探的目的是评价海古1背斜奥陶系含 油气情况，该井是一 口四开定向井，设计井深为 5159.28 m, 垂深4740 m, 水平位移1890.33 m, 井斜24.21°,实际完钻井深5173m, 垂深4791.41 m, 水平位移1836.11 m, 实际最大井斜角27.4°。 全井施工顺利，质量合格，钻井周期117.5 d, 建井 周期157.8 d, 平均机械钻速6.05 m/h。 该井钻井工程设计过程中遇到的主要技术难题 有：①潜山油气藏硫化氢含量高；②地层压力系数 低；③硫化氢腐蚀；④地层埋藏深、温度高；⑤工 具不配套，技术措施不适应。施工过程中遇到的主 要技术难题有：①相邻井的直井段井眼间距小；② 造斜段地层软；③套管下人困难等。这些问题是造 成设计困难和钻井周期长的主要原因，能否有效地 解决这些问题是该地区实现安全、快速和高效勘探 的关键。 1 海古101井钻井工程设计 1.1 钻井设计剖面及井身结构 海古101井目标点深，位移较大，优选设计了 三段制剖面，造斜点选在成岩性好、岩性较为稳定 的明化镇组地层，避开了特殊岩性，以防止复杂情 况发生。造斜率每30 m 控制在2.4°,井斜角控制 在25°左右，以减少钻井过程中出现的井壁不稳 定。由于该井井口在埕海2-1人工岛上，所以充 分考虑防碰因素，钻井剖面设计见表1。 表1 海古101井剖面设计 井段 测深/ m 井斜角/ (°) 方位角/ (°) 垂深/ m 视平移/ m 每30 m全角 变化/(°) 每30m井斜 变化/(°) 每30 m方位 变化/(°) 造斜点 400.00 0.00 13.53 400.00 0.00 0.000 0.000 0.000 终点 702.58 24.21 13.53 693.66 62.97 2.400 2.400 0.000 靶点 4885.16 24.21 13.53 4508.48 1777.94 0.000 0.000 0.000 井底点 5159.26 24.21 13.53 4758.48 1890.33 0.000 0.000 0.000 井身结构设计：660 mm 导管×60.5 m + 9444.5 mm钻头×802 m+339.7 mm套管×800 m +9311.1 mm钻头×2974 m+244.5 mm 套管× 2970 m+215.9 mm钻头×4889 m+q177.8 mm 套管×(悬挂2600~4885、回接0～2600) m+ 152.4 mm 钻头×5159 m+<127 mm套 管 × ( 悬 挂4735～5149) m。 海古101井井身结构设计时，将g177.8 mm套 管回接至井口，消除了 w244.5 mm 套管被腐蚀的 安全隐患。 a508 mm 导管下深30 m, 封隔地表疏 石 油 机 械—48— 石 油 机 械 —48— 松窜漏层，建立循环。 一开 o339.7 mm 套管下深 750 m, 作为表层套管封隔平原组造斜终点，安装 井口装置，提供井控条件。二开244.5 mm 套管 下至沙河街顶部，封过东营组及以上低压层、浅油 层，减少q215.9mm 裸眼段长度。三开 p177.8 mm 油层套管采用悬挂回接的方式下至奥陶系顶部，封 隔储层以上的相对高压系统，降低产层井漏风险， 有利于保护产层。四开g127 mm 尾管采用悬挂射 孔完成奥陶系目的层。 1.2 钻具组合设计[1-2] 该井较深，水平位移较大，稳斜井段较长，且 上部井段需要与多口已完成邻井防碰，井眼轨迹的 控制难度较大，因此除φ152.4mm 井眼外全井钻具 均采用导向马