定北区块优快钻井技术研究与应用

王锦昌，邓红琳，袁立鹤 (中石化华北分公司工程技术研究院，河南 郑州 450006)

陈 恒 (油气地质国家重点实验室(西南石油大学)，四川 成都 610500 )

定北区块优快钻井技术研究与应用

王锦昌，邓红琳，袁立鹤 (中石化华北分公司工程技术研究院，河南 郑州 450006)

陈 恒 (油气地质国家重点实验室(西南石油大学)，四川 成都 610500 )

定北区块古生界探井机械钻速低，钻井周期长，在一定程度上制约了该区勘探开发进程。为有效提升该区块的钻井指标，针对该区上部地层钻头易泥包、井眼易缩径、阻卡，石千峰、刘家沟地层研磨性强，下古生界地层易漏失等钻井技术难点，从优选适配地层的高效PDC钻头、复合钻进模式、钻井液技术、井身结构优化等方面开展了技术措施优化和现场试验。现场试验的定北11井、定北12井较优化前探井平均机械钻速提高了29.83%，平均钻井周期缩短了23.46%，定北12井钻进至3539m，仅17.46d，全井平均机械钻速9.59m/h。应用效果表明，采取的提速技术措施是可行的，基本形成了一套适合该区的优快钻井技术，对该区探井的进一步提速增效具有指导和借鉴意义。

定北区块；机械钻速；PDC钻头；复合钻进；钻井液；井身结构

定北区块位于鄂尔多斯盆地北部地区，勘探面积888.43km2，古生界天然气评价资源量1853.35×109m3。定北8井在上古生界太原组试获6950m3/d的工业气流，下古生界奥陶系马四段也获得了低产气流，都验证了定北区块在古生界具有良好的勘探潜力。定北区块古生界气藏具有埋藏深、温度高和压力高等特点，且地质年代跨度大，地层岩性、物性差异性大，井下复杂情况多，给钻井施工带来了很大困难，导致了该区钻井指标较低。2010年之前已完钻的6口古生界探井平均井深4132m，平均钻井周期长达77.09d，平均机械钻速仅有5.89m/h。因此，需要开展提升定北区块钻井指标(提高机械钻速和缩短钻井周期)的技术措施研究，从而加快定北区块勘探开发进程。

1 研究区概况

定北区块构造上处于鄂尔多斯盆地中部的伊陕斜坡西翼与天环向斜的交接部位[1]，地层自上而下第四系黄土层，胶结疏松，侏罗系的安定组、直罗组地层的泥页岩易吸水膨胀，延安组夹煤层及煤线，三叠系的石千峰组、上石盒子组含褐色、棕红色泥岩，二叠系地层部分井段含砂质砾岩，地层较硬，山西组、太原组地层发育不等厚煤层，原生裂隙较为发育，裂隙内部充填光亮胶结物质；下古生界奥陶系马家沟组及寒武系张夏组地层以灰岩、白云岩为主，裂缝孔隙较为发育[2]。

表1 截止2010年底古生界探井钻井指标

截止2010年12月，以古生界为目的层的探井共实施6口，下古生界探井完钻2口，平均完钻井深4559m，平均钻井周期长达121.45d，平均机械钻速仅有5.21m/h；上古生界探井完钻4口，平均井深3919.75m，平均钻井周期54.91d，平均机械钻速也仅有6.38m/h，详细指标如表1所示。

2 钻井技术难点及提速潜力分析

2.1钻井技术难点

1)钻头易泥包，井眼易缩径、阻卡 中生界地层泥岩互层段长，易发生钻头泥包，井眼缩径。以定北5井为例，钻至607.55m(志丹组)和2520.28m(纸坊组)时都发生了严重钻头泥包。定北5井从志丹组到太原组长达3000m裸眼段发生了严重的缩径阻卡，划眼通井耗时11d。二开裸眼段长一般都大于3000m，长裸眼井段的防斜打直及安全施工是一个比较大的挑战。因此，控制井斜显得尤为重要。

2)井内温度高、钻具及钻井液易失效 根据定北5井、定北6井试气资料，地面年平均温度为7.2℃，实测地温梯度为3.37℃/100m，按此地温梯度推算，4000m井底温度达142℃。高温下钻井液易出现处理剂失效，钻具易疲劳失效。定北5井钻进至3296.57m(石千峰)发生钻具本体刺漏，定北6井钻进至2102.13m(延长组)，一根钻杆本体刺漏一个20mm×30mm洞。定北6井钻进至2493.83m(延长组)时泵压忽然下降，起钻后发现底部第4根钻铤断裂3/4圈，另外定北11井也发生过2次钻具断裂事故。

3)下古地层易漏、研磨性强 下古生界以及前古生界多为碳酸盐岩地层，并存在多个侵蚀面且漏失严重，其漏失量随井深加深而增大。定北5井在3859～4040m多次出现井漏，最大漏速16.20m3/h,定北6井在3900m发生井漏，漏速平均为3m3/h，定北8井钻遇前古生界地层共发生漏失255m3，定北11井也发生了严重漏失。进入寒武系后，地层硬度大，达7～8级，研磨性强，钻速极低，定北5井钻至张夏组地层，机械钻速低至1.15m/h，P167M (152.4mm)钻头磨损非常严重，外径磨至130mm，牙齿全部磨平。

2.2提速潜力分析

定北探井一开井段较浅(500～800m)，定北5～定北10井一开井段平均机械钻速18.81m/h,最高达28.34m/h(定北7井选用P273钻头在0～508.03m井段平均机械钻速28.34m/h)，所以一开井段提速空间不大。资料统计表明，定北5～10井二开之后的井段平均机钻仅有6.23m/h，提速空间大。从钻井时效上分析，定北5～定北10井纯钻时间仅占钻井周期的39.77%，而起下钻、接单根、循环泥浆、划眼冲孔、处理复杂情况等辅助时间占钻井周期的40.56%，所以提高纯钻利用率是提速增效的又一重要举措。

3 提速技术措施及实施效果

3.1提速技术措施

1)井身结构优化 定北以上古生界为目的层的探井试验过2种井身结构，分别是定北6、7、9井采用的2级井身结构和定北10井采用的3级井身结构，虽然该井身结构钻井风险低，但较2级井身结构周期长，效率低，投资成本高。综合考虑，最终确定定北上古生界探井采用2级井身结构，一开采用311.1mm钻头进入基岩300～500m，下244.5mm套管封隔第四系黄土层、浅水层；二开采用215.9mm钻头进入奥陶系50m完钻，下139.7mm套管，环空注水泥全封固。采取上述措施后，有效缩短了钻井周期。

2)优选适配地层的PDC钻头 钻头是破碎岩石的直接工具,优选钻头不仅要考虑钻头本身的性能,更要考虑钻头和地层之间的相互匹配程度[3-5]。通过总结不同井段已钻井钻头使用经验并结合岩石可钻性及地层特性研究，优选出适应不同井段的PDC钻头。二开开钻-延长组底(井深≤2500m)属于软到中硬地层，优选出SKH447G、P5365MJ钻头，其中P5365MJ钻头为圆弧冠部胎体、PDC复合片双级切削结构、中高密度刀翼式布齿、大排屑槽水力结构设计，较好地适应了该段地层钻进过程。在定北11井、定北12井分别实现单只钻头进尺2026.21m和1641.73m，取得了良好效果。延长组底、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组等地层(井深2500～3500m)研磨性强、硬度高和夹层多，针对其特点及实钻经验优选出GD1605ST和P156M 2种型号的钻头。定北12井应用GD1605ST钻头在2583.05～3425.71m井段实现一趟钻进尺842.66m，机械钻速高达8.01m/h，较以往该井段平均钻速提高89.83%。进入石盒子组(井深≥3500m)后，为了满足录井需要，以牙轮钻头使用为主，由于牙轮钻头本身的缺陷，所以钻速相对较低，该井段应用较好的牙轮钻头有HJ537G和HA537，最高钻速达4.63m/h。分层钻头推荐如表2所示。

表2 定北分层钻头优选结果

3)采取转盘+螺杆复合动力钻进模式 针对二开上部井段(直罗组～延长组)地层胶结性差、可钻性高和易井斜的特点，优化采用“简化四合一”的钻具组合，即215.9mm Bit+172mm直螺杆+214mm扶+177.8mm DC 6根+158.8mm DC 7根+127mm DP，该钻具组合的优点如下：①防斜效果好。由于螺杆转速较高,在相同进尺下切削下井壁的转数比常规组合高出几倍,只要钻头紧贴下井壁,其防斜效果非常好。特别是在倾斜地层,效果十分明显。②机械钻速快。由于螺杆钻速高,机械钻速明显提高,对于软～中软地层,机械钻速可提高50%～100%[6]。该钻具组合的实质是钟摆+螺杆，其机理是直螺杆上部的214mm扶正器使下部螺杆钻具具有钟摆效应，螺杆的高速旋转增加了横向切屑力和横向切削频率，从而具有一般钟摆钻具组合所没有的防斜能力，另外螺杆的高转速配合高效钻头也使得机械钻速大为提高。该钻具组合首次在定北11井、定北12井应用后取得了良好效果，定北11井在二开上部井段(505.5～2531.71m)使用该钻具组合，机械钻速高达24.56m/h；定北12井二开上部(538.27～2180m)井段使用该钻具组合，机械钻速高达32.83m/h。

4)改进钻井液体系 该区块地层压力系数较低，因而钻井液技术思路是在保证井下安全的情况下，尽量降低钻井液密度以确保提高机械钻速[7]。在钾铵基聚合物钻井液体系的基础上优化了具有强抑制、强封堵防塌性能的聚胺钻井液体系，成功实现了二开上部井段(二开～延长组底)钻井液坑式循环。坑式循环的优点是钻井液可以在较大体积的泥浆坑充分沉降，避免钻屑重复入井、重复切削，从而保证了入井钻井液无固相、低密度，其缺点是钻井液失水难以控制，侏罗系及三叠系褐色、棕红色泥岩易膨胀缩径、剥落形成掉块，井壁失稳，因而要求钻井液具有非常强的抑制性以保证井下安全。二开下部井段由于井深较深，为确保井下安全，恢复常规罐式循环，控制钻井液失水小于5ml，要求钻井液具有低密度、强抑制和强封堵性能，以确保安全钻井。定北11井、定北12井应用效果表明，钻井液技术措施满足了钻井提速的需要。

3.2实施效果

表3 上古生界探井立项前后钻井指标效果对比

定北12井是立项优化后实施的第2口井，设计井深3940m，完钻井深3928m，钻井周期36.75d，平均机械钻速9.59m/h。该井是迄今定北探井指标最优的井，上古生界探井立项前后平均钻井周期和平均机械钻速效果对比如表3所示。

4 结论与建议

1)二开上部井段采用钻井液体系大循环、复合钻进配合高效PDC钻头可有效提高机械钻速，防斜打直。钻井液体系大循环存在一定风险，建议现场钻井液性能要勤测量、勤维护、勤记录，确保钻井液性能稳定，避免发生由于密度低而导致的井壁失稳和泥岩膨胀缩径卡钻。

2)通过石千峰、刘家沟等研磨性强的地层优选出的GD1605ST钻头，机械钻速高，基本满足了提速需要，建议在该层段继续优化新钻头，以进一步满足提速需要。

3)以上古生界为目的层的探井，其2级井身结构切实提高了纯钻利用率和机械钻速，效果显著，但钻进至奥陶系马家沟组仍存在裂缝性漏失风险，需要进一步研究应对措施。

4)为了满足录井需要，针对石盒子组采用牙轮钻头钻进。由于牙轮钻头自身缺陷制约了机械钻速的提高，建议试验研究PDC录井技术。

[1]郭耀华，邓明亮.定北地区顾胜杰天然气勘探前景[J].断块油气田，2005，11(3)：13-16.

[2]刘岩，张哨楠，丁晓琪，等.鄂尔多斯盆地定边北部石盒子组-山西组储层成岩作用[J].成都理工大学学报(自然科学版)，2009，36(2)：31-36.

[3]张辉,高德利.钻头选型方法综述[J].石油钻采工艺，2005,27(4):1-5.

[4]Rabia H,Farrelly M. A new approach to drill bit selection[J]. SPE 15894, 1986: 421-427.

[5]高德利,潘起峰,张武辇. 南海西江大位移井钻头选型技术研究[J].石油钻采工艺,2004,26(1):1-4.

[6]吴允.螺杆防斜快速钻井机理探索[J].钻采工艺，2002,25(5):15-16.

[7]甘升平，赵茂，吴先忠，等.优化钻井技术在苏里格气田的应用[J].天然气工业,2007 ,27 (12):71-73.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409.2012.01.028

TE243

A

1673-1409(2012)01-N085-04