南海西部油田北部湾难钻地层钻井提速技术

黄凯文 徐一龙 李 磊 张 超 鹿传世

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

南海西部油田北部湾难钻地层钻井提速技术

黄凯文 徐一龙 李 磊 张 超 鹿传世

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

根据北部湾盆地地质特征和以往现场钻井作业情况，分析了地层难钻的原因，总结了南海西部油田在提高机械钻速方面所做的探索和实践，结合北部湾盆地近期多口钻井的现场情况，提出了适用于北部湾盆地难钻地层的提速对策，并开发了一种应对该难钻地层的新型钻头，形成了一套北部湾难钻地层钻井提速技术。现场实践证明，应用该技术后，难钻地层机械钻速有较大幅度提高。该套钻井提速技术对南海西部油田钻井成本的控制具有十分重要的意义，也可为在类似地层进行钻井作业的现场施工人员提供技术参考。

南海西部； 北部湾；难钻地层； 强塑性地层； 强非均质性地层； 钻井提速

南海西部油田的北部湾盆地位于海南岛西北部，其下部的流沙港组二段、三段地层可钻性差，机械钻速慢，钻头磨损严重，进尺少，对钻井时效影响很大。由于海洋钻井费用异常昂贵（目前国内浅水半潜式钻井平台综合费用约200万元/d，自升式约150万元/d［1］），需要进行严格的生产成本控制，由此推动了北部湾盆地难钻地层钻井提速技术的持续研究。

为提高北部湾盆地的机械钻速，南海西部油田的现场作业人员先后尝试了很多手段，但都没起到很好的效果。近期，技术人员研发了一系列的钻井提速技术，为南海西部油田北部湾盆地难钻地层的钻井提速指明了方向。

1 北部湾地层难钻的原因分析

北部湾盆地地层自上而下分别为望楼港组、灯楼角组、角尾组、下洋组、涠洲组、流沙港组、长流组。从随机抽取的20口井的统计结果来看，涠洲组及其以上地层平均机械钻速大于10 m/h，长流组平均机械钻速5.5 m/h，只有流沙港组平均机械钻速仅4.3 m/h。由于流沙港组机械钻速低，导致单只钻头平均进尺不到120 m，这必然导致钻井成本的增加［2］。

1.1 地层岩性

北部湾盆地的流沙港组二段、三段垂深2 700～3 400 m［3］，岩性情况为：流二段地层岩性以褐灰色泥页岩为主，夹砂岩、细砂岩，含砾。其中泥岩含量大约占76.2%，砂岩含量大约占23.8%。在砂岩中钻速较快，但是当钻遇泥页岩地层时，钻速明显变慢。由于流二段大部分地层是泥岩，总体来说，机械钻速很慢。

流三段以含砾细砂岩、含砾中砂岩、砂砾岩、粉砂岩、细砂岩、与灰色泥岩呈不等厚互层，地层以泥岩为主，约占55%，砂岩约占29%，砂砾岩约占14%。根据微钻头模拟实验，发现流三段的泥岩和砂砾岩很难钻，钻速很慢。

1.2 常规岩石力学分析

为了分析流沙港组地层岩石的特征，取10颗岩心进行岩石强度实验和单轴强度模拟（限于篇幅，这里仅列出有代表性的1#岩心的曲线图），并结合测井资料分析，认为北部湾盆地流沙港组泥岩具有以下岩石力学性质：

（1）抗压强度。泥岩抗压强度50～80 MPa，砂岩、砂砾岩抗压强度80～120 MPa，总体上来说，属于中等偏高［2-3］。

（2）可钻性。流二段可钻性级值高达7.3，流三段可钻性级值5～6，总体来说可钻性很差。

（3）塑性程度。流二段塑性系数达5，属于高塑性地层，流三段塑性系数仅1～2，属脆性地层。

（4）其他。流沙港组地层的研磨性仅1～2，属于低研磨性地层，总体硬度为300～1 900 MPa，属于中等硬度地层［4］。流三段地层非均质性极强，不同区域或者不同深度下的岩石力学差异很大。

从以上常规岩石力学分析结果来看，流二段塑性强，流三段非均质性强是机械钻速慢的主要原因。

1.3 高围压下的岩石力学分析

利用MTS三轴岩石力学实验仪器，对流沙港组的岩心进行不同围压的岩石力学分析，发现当围压增加时，其破坏强度、屈服应力及塑性都有较大幅度的增强。

图1和图2显示了其中一块岩心在15 MPa和30 MPa下的应力—应变曲线。从图中可以看出，15 MPa围压下，岩心的屈服应力仅96 MPa，但当增加围压至30 MPa时，屈服应力增加至11 6MPa，且破坏曲线平缓很大，表明塑性程度也增强。

图1 15 MPa围压下应力-应变曲线

图2 35 MPa围压条件下应力应变曲线

高围压下岩石的相关力学性质变差是机械钻速低的重要原因。

1.4 井底“压持效应”分析

井底的岩石主要受静液柱压力和孔隙压力的双重作用，当静液柱压力大于孔隙压力时，岩屑往往被较大的压差压在井底，这种现象被称为“压持效应”［5］。钻井液密度越大 ，“压持效应”越明显。“压持效应”会导致井底的岩屑重复破碎和切削，严重影响井底清洁，导致机械钻速降低［6］。

根据地层的井壁稳定性分析，发现流沙港组坍塌压力为1.4 ～1.55 g/cm3，局部地层还有较高的孔隙压力，这就在现场作业时，需要维持较高的钻井液密度。

由于流沙港组的低渗透性特征，钻井液不能及时进入地层裂纹，这种情况下的液柱压力近似为井底压力，“压持效应”更加明显，这也是塑性泥岩地层难钻的原因。

在高密度钻井液条件下，井底岩石处于很大的围压条件下。随着钻井液密度的增加，地层呈现较强的塑性，地层强度增加的幅度越大，这是北部湾难钻地层机械钻速低的一个重要原因［6］。

1.5 地层矿物组分分析

地层岩石的物理力学性质和矿物成分性质是实现科学快速钻井的基础数据，直接反映了岩石在外力作用下，从变形到破坏过程中表现出来的特性。

XRD是鉴定分析岩石（岩屑）晶体矿物应用最广泛而有效的一种技术，特别是细分散的泥土矿物及其内部结构的分析，具有独到之处。XRD不仅可以确定混层矿物的类型，还可以确定各混层矿物的比例，所定量测定的岩屑分散矿物是油气钻井设计与施工中不可缺少的矿物学基础数据。鉴定分析是采用录井岩屑作为样品，鉴定分析岩屑的矿物成分和含量。表1为北部湾盆地所取部分井岩屑矿物组分分析结果。

表1 北部湾盆地部分井矿物X-射线衍射主要分析结果

①流一段局部地层菱铁矿含量较高；②流二段泥岩中黏土矿物和非晶质矿物含量高；③流三段砂岩以石英和黏土矿物为主。

由于这些矿物成分的存在，会进一步导致机械钻速的降低。

1.6 钻头因素

（1）破岩机理。PDC钻头在一些均质性较强的地层往往以剪切破坏为主，但在非均质性，夹层频繁和砂砾含量较多的地层往往以冲击破岩为主。

PDC钻头在流沙港组的破岩机理来看，流二段92.5%的地层属于剪切破岩，仅7.5%属于冲击破岩，因此地层对钻头的冲击性很小；流三段仅75%的地层属于剪切破岩，冲击破岩占25%，因此地层对钻头的冲击很大。

（2）地层特征对钻头的破坏。从软地层进入硬地层时，冠顶上切削齿钻压、扭矩不断增加，容易发生压碎、崩断等损坏，引起钻头先期损坏。重新钻入软地层时，冠顶切削齿钻压、扭矩减少，其他部位切削齿钻压、扭矩有所增加，造成部分齿发生压碎、崩断等损坏。同时硬地层中的高钻压在软地层中没有及时降下来，切削齿在软地层中易过大切入，使切削齿扭矩过大，导致切削齿掰断。同时钻头整体受力严重不均，可能会造成钻头的偏移。

因地层中分布有不同粒度、形状的砾石，使钻头的受力更加复杂，最容易受到损坏的部位是钻头冠部和侧翼，容易发生齿的崩损甚至刀翼折断，层间的岩性变化越大对钻头损坏也越大。

2 钻井提速实践

2.1 增加钻压

通过对 WZ11-2-2、WZ11-7-1、WZ12-2-3 井的钻压—钻速情况进行分析，发现其变化特征如图3所示。在砂岩段提高钻压，机械钻速较明显；在泥岩段提高钻压，机械钻速的提高并不显著；在泥质粉砂岩内提高钻压，效果最差。由于流沙港组的砂岩含量很低，总体上来说，提高钻压并未起到良好的效果。

图3 钻压与机械钻速的关系

2.2 增加顶驱转速

通过对 WZ11-2-2、WZ11-7-1、WZ12-2-3 井的顶驱转速—钻速情况进行分析，发现顶驱转速的提高确实可以在一定程度上提高机械钻速，但是提高的幅度非常小，没有较好的效果，见图4。

图4 顶驱转速与机械钻速的关系

2.3 适当降低钻井液密度

根据岩石破碎机理分析，钻井液密度的降低有利于提高机械钻速，但从流沙港组的井壁稳定分析结果来看，地层的坍塌压力普遍偏高，坍塌压力比地层压力高大约0.2 g/cm3。这说明，利用降低钻井液密度来提高机械钻速的方法是行不通的。

除了以上方法外，施工人员还尝试过提高排量、降低钻井液的固相含量等方法、更换较高攻击性或者较高冲击性的钻头，但是都没有起到较好的效果。

3 提速对策

（1）对于泥岩地层，提高钻头的攻击性，可显著提高钻速，但是需要兼顾地层的抗冲击性，适当提高钻头的寿命。

（2）对于脆性的砂岩，提高钻压，机械钻速增加明显，但钻头磨损较严重；对于呈塑性的泥岩地层，增加钻压，牙齿在泥岩内发生滑动，不易吃入，效果不明显。

（3）小幅度地提高转速，PDC钻头破岩效率增大，但并不能起到良好效果，可以考虑在均质性稍好的流二段使用大幅度增加转速的工具。在非均质性强、软硬及砂砾岩夹层较多的流三段，不宜采用较高钻压和转速。

（4）从现场施工情况来看，钻遇流沙港组的钻头经常有泥包现场发生，这表明，在优化钻头切削结构的同时，还应该进行水力优化。

4 新型钻头的设计

总结北部湾盆地已钻井的钻头使用情况，并结合流二、流三地层的提速对策，认为应该从增加复合片强度、增加钻头稳定性、优化冠部形状和水力结构方面来改进钻头结构才能有效提速。

根据前面的分析认为优化的钻头应该在保证较高攻击性的同时，钻头应具有足够的抗冲击、抗研磨的能力，同时需要钻头具备防泥包，适合塑性泥岩地层的冠部结构与布齿设计。综合前面分析结果，设计了适用于流沙港段地层的新型钻头：Ø215.9mm-ST935RS。

该新型钻头的外部特征为：五刀翼，3个长刀翼和2个短刀翼，环绕钻头体中心分布，分布角度为0°、79°、155°、229°、295°；28 个主切削齿，直径为19mm，在刀翼上的分布数目依次为7、4、6、6、5，按与钻头体中心的距离由近到远排列，齿的后倾角从15°开始以0.3°阶梯递增至23.1°；508 mm标准保径，在刀翼前端各分布1个喷嘴。

图5 旧Ø215.9 mm-ST935RS与新型Ø215.9 mm-ST935RS

旧Ø215.9 mm-ST935RS钻头与新型Ø215.9 mm-ST935RS钻头对比见图5，新型钻头具有以下优势：

（1）该钻头主要是针对流沙港组地层设计的，采用了强攻击性设计，采用了楔形刀翼，相对常规钻头降低了切削齿后倾角，增大了钻头攻击性，确保钻头能够很好地吃入泥岩地层。

（2）取消了齿托及减振节设计，进一步增强钻头攻击性。

（3）进行了井底流场模拟和水力参数优化设计，保证钻头具有良好的排屑和防泥包性能，提高机械钻速。

（4）采用进口的新型焊材QAg-N和专用焊剂，改进钎焊工艺，钎焊强度得到了19%的提升，剪切力从170 MPa提升到200 MPa，增强固齿能力。

（5）改变浸渍合金成分，用某元素替代010合金中的Sn元素，再加入稀土合金，材料的屈服强度提高了23%，冲击功提高了52.3%。钻头的刀翼强度得到了有效的保障。

5 现场应用

将新设计的钻头在北部湾盆地进行现场应用，取得了良好的效果。WZ11-1-A8井Ø215.9 mm井段共使用4只PDC钻头，平均单只钻头进尺154.5 m，平均机械钻速为7.10 m/h，A8S1井新型Ø215.9 mm-ST935RS（系列号：212160）一只钻头钻完Ø215.9 mm井段，单只钻头平均机械钻速提高了35%，进尺比同区块同井段提高了68%，且钻头无碎齿、断齿及泥包现象，钻头外排齿有一定的磨损，无碎齿、断齿及泥包现象。

6 结论与建议

（1）流沙港组地层钻井液密度高，井底压持力大，地层岩石塑性增强，岩石强度大幅度增加是机械钻速低的根本原因。

（2）新型Ø215.9 mm-ST935RS钻头在钻头冠部设计、布齿密度、水力设计等多方面进行优化，可以较大幅度地提高钻头的攻击性和使用寿命，如果在流二段配合动力钻具大幅度提高转速，能大幅度提高机械钻速。

（3）该新型钻头还能克服涠洲组地层的抗钻特征，建议进行进一步的优化，争取达到“一只钻头打到底”的效果。

［1］ 邵诗军，牟小军， 娄来柱，等. 半潜式钻井平台在恶劣海况下的一开技术［J］. 石油钻采工艺，2010， 32（3）：1-5.

［2］ 谢玉洪， 黄凯文， 余洪骥.北部湾盆地易塌地层钻井技术［M］.北京：石油工业出版社，2009：115-119.

［3］ 刘向君，罗平亚. 岩石力学与石油工程［M］. 北京：石油工业出版社，2006：48-50，118-121.

［4］ YAMAMOTO K, SHIOYA Y, URYU N.Discrete element approach for the wellbore instability of laminated and fissured rocks［R］. SPE/ISRM 78181, 2002

［5］ 杨永印， 沈忠厚， 王瑞和.低压脉冲射流井底欠平衡钻井提高钻速机理分析［J］.石油钻探技术，2002， 30（5）：15-16.

［6］ 孙金声，杨宇平，安树明，等.提高机械钻速的钻井液理论与技术研究［J］. 钻井液与完井液.2009， 26（2）：1-5.

（修改稿收到日期 2013-06-07）

ROP acceleration technology for poor drillability formation at Beibuwan Basin in the west of South China Sea Oilfield

HUANG Kaiwen, XU Yilong, LI Lei, ZHANG Chao, LU Chuanshi
（Zhanjiang Branch of CNOOC Limited,Zhanjiang524057,China）

According to the analysis on the geology characteristics and drilling history of Beibuwan Basin in the west of South China Sea, the paper analyzed the reasons for poor dillability, and summarized the exploration and practice in ROP acceleration technology in the west of South China Sea. Combined with the experiences acquired from several newly drilled wells in Beibuwan Basin,a ROP acceleration strategy which is suitable for the poor drillability formation in this basin was introduced, meanwhile a new type of bit was developed to deal with these formations, therefore a set of ROP acceleration technology for Beibuwan poor drllability formation was formed. Field experience witnessed the significant improvement of ROP in poor drillability formation in Beibuwan Basin. This new technology has played a striking role in drilling cost control in the west of South China Sea, and can be a good reference for field drilling job on similar type of formations.

west of South China Sea; Beibuwan Basin; poor drillability formation; high plastic formation; high heterogeneity formation; ROP acceleration

黄凯文，徐一龙，李磊，等. 南海西部油田北部湾难钻地层钻井提速技术［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：20-23，28.

TE22

：A

1000–7393（2013） 05–0020–04

黄凯文，1964年生。1988毕业于中国石油大学（华东）钻井工程专业，现主要从事海洋钻完井工艺的研究工作，首席工程师。电话：0759-3909716。E-mail：huangkw@cnooc.com.cn。

〔编辑 薛改珍〕