巴楚探区深井钻井难点分析与技术对策

2011-01-11王兴武赵国顺马文英陈迎伟宁长征

石油钻采工艺 2011年3期

王兴武赵国顺孙雪马文英陈迎伟宁长征

（1.中原石油勘探局钻井工程技术研究院，河南濮阳 457001；2. 中原石油勘探局塔里木钻井公司，新疆库尔勒 841000）

巴楚探区位于新疆巴楚县境内，地处天山南麓的塔里木盆地和塔克拉玛干沙漠西南边缘，是中石化西北地区的重要勘探开发地区，包括巴什托区块、亚松迪区块、毛拉区块、小海子区块和夏河区块等5个区块。钻井数量少且井距较远，目前已完钻探井和开发评价井12口；地层年代古老、岩性复杂，钻井主要钻遇第四系、上第三系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系，个别探井钻到寒武系和震旦系；钻速低、周期长，平均井深5082 m，平均钻井周期为232 d，平均机械钻速为2.26 m/h，复杂故障率较高，该探区钻井提速提效难度大。

1 巴楚探区钻井难点分析

巴楚探区钻遇地层岩性以泥岩、砂岩、灰岩、白云岩、玄武岩、石英砂岩为主，部分地层存在石膏和膏质泥岩及高压盐水层，钻进过程中存在钻速慢、缩径、卡钻、地层坍塌、井漏等技术难题［1-7］，主要体现在以下3个方面。

1.1 上第三系以上地层阻卡严重

该段地层包括第四系和上第三系的阿图什组、帕卡布拉克组、安居安组。岩性以浅棕色粉砂岩、细砂岩与泥岩互层为主。安居安组上部粉砂岩地层有1套高压盐水层（钻井液密度1.70 g/cm3以上才能压稳）；安居安组中下部有近100 m石膏岩夹棕色泥岩。

该段地层砂岩地层渗透率高，在钻井液柱压差（地层压力1.07~1.20 g/cm3，而使用钻井液密度高达1.78~1.85 g/cm3）的作用下易形成虚厚滤饼；上部地层井眼尺寸大，机械钻速较高，环空岩屑的浓度高，排量、泵压、携砂、井壁冲刷与机泵条件几者之间矛盾突出，岩屑易粘附到井壁上引起阻卡；浅灰色、浅棕黄色泥岩水化膨胀性强，易发生缩径卡钻和钻头泥包。安居安组下部含有石膏岩夹棕色泥岩，也易缩径。

完钻的12口井中有5口井在此段发生过10 次严重阻卡，其中BK2井处理4次阻卡用时51.1 d；BK3钻进至井深2572.70 m，循环钻井液、测斜后，短起期间多处遇阻严重，处理阻卡花费时间长；BK5H井在1951~2942 m井段起下钻很困难，起钻倒划、下钻正划，无法正常起下钻。

1.2 二叠系、石炭系地层易剥落掉块

该段地层包括二叠系和石炭系的小海子组、卡拉沙依组、巴楚组，主要问题是含有微裂隙的硬脆性泥岩、玄武岩，易发生坍塌掉块造成卡钻。掉块以硬脆性的泥岩为主，尺寸较大（长宽分别为3~5 cm，厚度为0.5~1.5 cm）；硬度较大，棱角分明，岩屑录井表明掉块占总捞砂量的90%左右。图1是BK9H井二叠系掉块的照片。

图1 BK9H井二叠系掉块照片

BK1井Ø311.2 mm井眼二叠系井径扩大率最大为25%，平均为14%；石炭系井径扩大率最大为22.5%，平均为11%。Ø215.9 mm井眼的井径扩大率最大为29%，平均为13%。BK3井二开井段钻头尺寸为Ø311.2 mm，而最大井径达到459.74 mm，井径扩大率高达48%。较大的井径扩大率进一步说明了该层段掉块的严重性。

由于掉块的尺寸较大，极易造成卡钻和测井遇阻。BK6H井发生了两次掉块卡钻，共花费处理时间98 h。BK2井下钻至4396 m严重遇阻，多次大幅度活动钻具无法解除，解卡花费7.7 d。BK3井二开测井历时较长，其原因主要是二叠系掉块卡钻头和稳定器，共测井3次，用时9.75 d，损失时间近7 d之久。

1.3 泥盆系石英砂岩、泥盆系及志留系棕褐色泥岩钻速低

深部的泥盆系和志留系的机械钻速较低［3］。主要表现在两个方面：泥盆系石英砂岩的抗压强度高，研磨性较强，机械钻速极低；泥盆系、志留系棕褐色泥岩塑性较大，机械钻速很低。PDC钻头选型难，使用效果差。

BK2井在该井段钻进过程中首先采用HJT517G牙轮钻头，由于地层坚硬，机械钻速仅0.54 m/h；后采用FM3643BMZPDC钻头+螺杆钻进，机械钻速仅0.83 m/h，提速效果不明显。

在深井小井眼井段，由于排量低、岩石可钻性差，也导致机械钻速较低。BK1井四开井段，井眼尺寸Ø149.2 mm，机械钻速最低为0.14 m/h，最高仅为0.78 m/h。志留系小井眼井段3670~4309 m，段长为639 m，钻井周期达77 d，平均机械钻速仅为0.60 m/h。

2 巴楚探区钻井技术对策

2.1 上部地层的防阻卡技术

2.1.1 钻井液体系

（1）体系与基本配方。上部采用KCl-聚合物体系，配方：（4~6）%膨润土+（0.2~0.3）%纯碱+（0.1~0.2）%烧碱+（0.2~0.5）%大分子聚合物+（0.1~0.2）%大分子乳液聚合物+（0.3~0.5）%中分子降失水剂+（0.6~1.0）%水解聚丙烯睛钾盐/水解聚丙烯睛胺盐+（0.6~1.0）%抗高温抗盐降滤失剂LY-1+3%KCl。下部采用KCl-聚磺钻井液体系，配方：（2~4）%膨润土+0.2%纯碱+（0.1~0.2）%烧碱+（0.2~0.5）%大分子聚合物+（0.1~0.2）%大分子乳液聚合物+（0.2~0.4）%中分子降失水剂+（0.2~0.5）%抗高温抗盐降滤失剂LY-1+（4~6）%磺化酚醛树脂+（4~6）%磺化褐煤树脂+（2~3）%聚合醇+（4~5）%液体润滑剂+4%沥青+（3~5）%KCl+2%超细碳酸钙。

（2）钻井液处理要点。

①本井段的帕卡布拉克组地层胶结程度相对较差，易造成泥岩扩径和砂岩段的缩径。采用钾基聚合物钻井液体系，钻进中逐步补充膨润土浆和聚合物胶液，保持包被剂的有效含量，防止泥页岩水化。加入适量的润滑剂保证钻井液的润滑性，防止钻头泥包。调整流变性，控制黏切。

②在帕卡布拉克组上部，逐渐转化为KCl-聚磺体系，提高钻井液的抗温性能，同时提密度压稳安居安组的高压盐水层，安居安组中下部膏质泥岩发育，井眼也易缩径，易发生剥落掉块，所以加强对膏泥岩的抑制性和钻井液的携岩能力、抗膏侵的能力是本段钻井液研究的重点。

（3）使用效果。通过已完钻的BK8、BK7和BK9H井实钻来看，体系性能易于维护，有效防止了泥包等复杂情况的发生，井壁稳定，上部井段平均井径扩大率3.4%，二叠系扩大率9.4%，大大低于邻井。

2.1.2 优化钻具组合技术

（1）复合钻具组合防阻卡。针对中上部井段环空岩屑浓度高，排量不足的问题，采用复合钻具组合实现降压耗、增排量的目的。BK9H井在4300 m以上井段采用Ø127.0 mm钻杆，起下钻阻卡严重。在BK7井的Ø311.2 mm井眼内，采用2800 m的Ø139.7 mm钻杆代替Ø127.0 mm钻杆，现场应用表明：在泵压不变的条件下，排量由38 L/s提高至45 L/s。环空返速由0.65 m/s提高至0.79 m/s，提高21%，见表1，提高了携岩能力和对井壁的冲刷力度，没有出现严重阻卡问题。复合钻具组合在BK3H井上使用也取得了较好的效果。由此可见，采用复合钻具组合可明显改善甚至消除起下钻阻卡问题。

表1 Ø139.7 mm钻杆与Ø127.0 mm钻杆上返速度对比

（2）简化钻具组合措施。巴楚组上部井段缩径严重，在BK8井的上部井段，采用双稳定器钟摆钻具组合来防斜，钻进中发现起下钻阻卡严重，将钻具组合改为单稳定器小钟摆钻具组合，起下钻过程中的阻卡现象明显减轻（Ø311.2 mmPDC钻头+Ø203.2 mm钻铤×2根+Ø311.2 mm稳定器 +Ø203.2 mm钻铤×16根 +Ø139.7 mm钻杆）。

2.2 中部地层井壁稳定技术

该段地层坍塌掉块是硬脆性泥岩、玄武岩含有微裂隙所致，要从物理和化学两方面着手解决。

2.2.1 技术对策

（1）钻井液体系与配方。根据该地区的钻井经验，使用KCl-聚磺钻井液体系，配方：（2~4）%膨润土+0.2%纯碱+（0.1~0.2）%烧碱+（0.1~0.2）%大分子乳液聚合物+（0.2~0.4）%中分子降失水剂 +（0.2~0.5）%抗高温抗盐降滤失剂LY-1+（4~6）%磺化酚醛树脂+（4~6）%磺化褐煤树脂+（2~3）%聚合醇+（2~3）%无荧光液体润滑剂+2%KCl+2%超细碳酸钙。

（2）优选封堵材料。利用沥青类产品具有微细颗粒和可软化变形的特性，根据不同的地层温度，选择与地温相匹配的软化点沥青，封堵泥页岩和白云岩的层理微裂缝，并形成渗透率低的优质滤饼。采用聚合醇类处理剂，利用其浊点效应改善井壁表面的吸附状态，减少滤液的侵入；使用聚合铝防塌剂，利用其化学封堵固壁作用在井壁形成封堵层优选或研制抗温（150 ℃）可变形粒子，封堵微裂缝及微孔隙，进一步提高井壁稳定性。

（3）不同地层钻井液处理要点。

①在进入二叠系以后要着重提高钻井液的防塌性能，要加足沥青类防塌剂以及聚合醇，抑制二叠系易垮、易掉块地层，一次性加足抗高温材料，提高钻井液的抗高温性，在以后的维护过程中等浓度维护，防止钻井液性能有大的波动。

②充分利用邻井的地层破裂压力和坍塌压力数据，在不压裂地层的前提下，选择合适的钻井液密度平衡地层应力，防止因力学不平衡而引起的井壁坍塌。在进入小海子组以前将钻井液密度提到1.76~1.80 g/cm3，防止小海子组高压气体上窜。

③卡拉沙依组地层含有部分泥岩，易坍塌、掉块，在保证力学防塌的同时，要加足硅氟降滤失剂和沥青类防塌剂、防止井壁坍塌，保证井眼规则和井壁的稳定。

④巴楚组地层压力高，必须时刻注意高密度钻井液的高温稳定性，维护以胶液的形式按循环周均匀补充，避免性能大的波动影响高密度钻井液的整体性能。加入一定量的超细钙，既保护油气层又改善滤饼质量，提高钻井液的滤失造壁性。

2.2.2 应用效果从第二轮完钻的3口井来看，所用钻井液体系和措施满足了钻井施工的要求，在4000 m以前3口井钻井进程顺利，但该钻井液体系对石炭系小海子组和卡拉沙依组的泥晶灰岩掉块的抑制和预防还有不足的地方，需要继续研究改进。

2.3 深部地层提高机械钻速技术对策

（1）优选钻头。BK7井在泥盆系的东河塘组和克孜尔塔格组，岩性为灰白、灰色细粒石英砂岩夹灰色、棕色泥岩，使用Ø149.2 mm ST316TUH钻头，在井段4927.74~5124.00 m，一次入井进尺196.26 m，纯钻时间202 h，平均机械钻速0.97 m/h，比邻井提高了38.6%。该钻头为10 mm复合片、双排齿布局和6刀翼的设计，不但保证了钻头整体结构的强度，还能够在含石英砂岩的地层中取得较长的使用时间。BD445ZT钻头在其他井上使用也取得了较好的效果。

（2）采用减速涡轮复合钻井方式。在塔河油田TH12509井Ø165.1 mm井眼5946~6314 m井段采用减速涡轮复合钻进技术［8］，平均机械钻速达到3.59 m/h，与邻井同地层相比提高100%，也可以在巴楚地区小井眼井段开展减速涡轮复合钻进试验。