滨173区块优快钻井技术应用

何良泉，蒋红梅，王爱明

(1.中国石化胜利石油工程有限公司渤海钻井二公司，山东 东营 257200;2.中国石化胜利石油工程有限公司河口采油厂，山东 东营 257200)

滨173区块优快钻井技术应用

何良泉1，蒋红梅2，王爱明1

(1.中国石化胜利石油工程有限公司渤海钻井二公司，山东 东营 257200;2.中国石化胜利石油工程有限公司河口采油厂，山东 东营 257200)

滨173区块机械钻速低，电测易遇阻遇卡，钻井周期和完井周期长，成本高，大大制约了该区块提速提效步伐。为有效提升该区块的钻井指标，提高电测一次成功率，降低成本，通过对该区块地层特点及以往施工经验进行分析和总结，结合现场施工实践，从优选钻头和钻具组合、优化钻井液性能等方面进行应用探索，基本形成了一套适合该区块的优快钻井技术。现场应用实践表明，该优快钻井技术提高了机械钻速，大大缩短了钻井周期，降低了钻井成本，电测均一次成功，对该区块施工具有一定的借鉴和指导意义。

滨173;优快钻井;提速;电测成功率

由以往滨173区块已施工井来看，机械钻速低下，在钻井施工作业和完井作业过程中出现复杂情况，特别是完井电测遇阻遇卡，钻井周期和完井周期都很长，钻头使用数多(平均每口井使用2.5只牙轮、2.5只PDC)，钻井成本高，经济效益低下。为改善该区块现状，有效提升该区块钻井指标，提高电测一次成功率，通过不断摸索探讨，从工程和钻井液两方面进行优化，总结形成了适合该区块地层特点的优快钻井技术，提速提效显著。

1 滨173区块地层特点

滨173区块位于济阳坳陷东营凹陷高青–平南断裂带滨173块。该区块沙三中亚段为深湖沉积环境，为岩性细的粉砂岩–细砂岩夹于大套暗色泥岩之中，呈砂泥岩互层，单砂体分布范围较小，平面上变化快［1］。各砂体构造受下部地层控制，基本与下部地层构造一致，均是北高南低、西部高和东部低，内部无断层。其中平原组地层岩性为黏土及松散砂层，可钻性强;明化镇组为泥岩与粉砂岩呈不等厚互层，地层中软到软，可钻性强;东营组为灰色、深灰色泥岩、油泥岩;沙河街组为完钻层位，主要为灰色泥岩、砂质泥岩与浅灰色粉砂岩、灰色泥质砂岩、灰质砂岩互层、灰色泥岩与灰色砂岩呈不等厚互层，紫红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩与泥质砂岩、粉砂岩互层，地层硬到中硬，可钻性较差。

2 优快钻井技术

2.1 直井段

2.1.1 优选钻头，提高机械钻速

根据地层特点及井身结构设计，该区块都为二开井，一开井眼Φ444.5 mm，二开油层井眼Φ215.9 mm，为2 500～2 800 m左右的长裸眼段。由于定向点基本在1 800 m左右，再加上上部地层松软可钻性强，而HAT127钻头轴承可以满足较高的钻速，在地层松软的情况下，可以获得较高的机械钻速［2-3］，故选用牙轮钻头HAT127，一趟钻就打到造斜点，减少了起下钻时间，提高了机械钻速。据实钻统计，第一只钻头平均机械钻速均达到50 m/h左右。

2.1.2 优选钻具组合，防斜打直

滨173区块台子井较多，上部直井段井斜控制得好坏将会直接影响到后续施工及同台其他井的施工。在该区块已施工井中，采用两种防斜钻具组合。第一种组合为Φ215.9 mm牙轮钻头、2根Φ177.8 mm钻铤、Φ214 mm扶正器、4根Φ177.8 mm钻铤、无磁钻铤、6柱加重钻杆，其有利于出现井斜后吊打纠斜，钻进过程打吊结合;第二种组合为Φ215.9 mm PDC、无磁钻铤、6根Φ177.8 mm钻铤、6柱加重钻杆的钻具结构，打吊结合，立足于防斜打快。实践证明，这两种钻具组合防斜打直效果都很好，定向前最大井斜都没有超过1°。但第一种钻具组合虽然机械钻速略低，但其防斜效果却更好些。

另外，据以往施工井井斜数据可知，馆陶组底部及馆陶进东营组井斜变化较大，且钻入此段钻速变化明显，在钻进中尤其注意控制井斜，经过交界面不可盲目追求机械钻速，一定坚持吊打。

2.2 定向段和稳斜段

2.2.1 优选高效能钻头，提高机械钻速

由于PDC钻头适合于在较高转速低钻压条件下作业才能充分发挥PDC钻头的作用，而螺杆钻具的高转速，可以为PDC钻头提高切削速度提供井下动力保障。因此螺杆钻具配合PDC钻头可以大幅度提高机械钻速，并且高转速、小钻压、钟摆钻具，可以有效地防止井斜。该区块施工中，二开井段PDC分别使用过莱州市原野科技有限公司和胜利钻井工艺研究院生产的。从近5口完成井使用效果来看，两个PDC各有优劣，莱州原野的PDC耐磨性较强，但其机械钻速相对较低，平均机械钻速14.58 m/h。而胜利钻井工艺研究院的PDC平均机械钻速15.63 m/h。因此在该区块沙河街上部建议使用钻井院的PDC，下部可钻性较差建议使用莱州原野的PDC。在施工井中优选高效能PDC钻头，施工中以复合钻进为主，有4口井仅用1只PDC就打完二开井段，机械钻速提高明显。

2.2.2 优选钻具组合，确保井身轨迹圆滑

定向段和稳斜段采用高效能钻头加动力钻具优快钻井技术。钻具组合为Φ215.9 mmPDC、Φ172 mm螺杆(单弯1.25°)、回压凡尔、定向接头、Φ168 mm无磁钻铤、Φ127 mm加重钻杆、Φ127 mm钻杆、Φ212 mm扶正器、Φ127 mm钻杆。该钻具组合使用单弯螺杆钻具产生的偏心钟摆钻具效果，配合PDC钻头在复合钻进时，可以提高PDC钻头的破岩效率，同时防斜、纠斜效果也较好，井斜稳中有降，很好地控制长裸眼稳斜段的井身轨迹。另外，Φ212 mm扶正器也可以很好地修复井壁，确保井壁圆滑、井身质量合格，为完井电测作业的顺利提供重要保障。

3 优化钻井液性能，提高电测一次成功率

从先前施工井来看，完井电测遇阻遇卡是滨173区块易发生的一种复杂情况。该区块地层，上部泥质砂岩地层，砂岩段易吸水膨胀，造成缩径阻卡，下部砂质泥岩黏土矿物含量高，易吸水分散垮塌，如钻井液性能跟不上势必发生起下钻、电测遇阻遇卡等复杂情况［4］。滨173-Xa由于上部地层吸水膨胀引起缩径，以及后期钻井液未处理好引起上部糊井眼，导致电测至802 m时遇阻，通井五趟，损失时间112 h;滨173-Xb由于在沙河街施工中钻井液失水未控制好引起井壁不稳定，以及井身轨迹未控制好，导致电测仪器下至3 000 m时下放遇阻，上提遇卡，再加上后期复杂情况处理不当，又致使井内掉块堆积导致憋泵引起井壁的不稳定，共损失时间220 h。由此可见，泥浆性能不好，井眼轨迹复杂，是前期施工井电测成功率低，完井作业周期长的主要原因。

因此，为有效地预防电测遇阻遇卡现象，缩短建井周期，采取钻遇不同层位应用适应该层位的钻井液体系，做好固相控制，维护好钻井液性能，提高电测一次成功率［5］。

1)二开钻进馆陶组及以上地层采用以絮凝效果为主的聚合物钻井液体系，有效控制固相含量及地层的造浆，提高了机械钻速。

2)在不整合面附近、疏松砂岩层钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑、防止泥岩缩径以及上部地层的垮塌，采用以絮凝和防塌为主的钻井液体系，确保安全钻进。

3)进入沙河街地层主要以防塌降黏降滤失为主，而沙河街组段较长，且沙二段造浆厉害，因此提前加入足量防塌降黏剂、抗复合盐、硅氟降粘剂、抗高温抗盐降滤失剂等以防塌降黏降滤失为主的泥浆药品，对井壁进行封固，增强防塌降黏降滤失能力，控制好失水，提高泥饼质量，同时严格控制钻井液性能，坚决杜绝大幅度调整钻井液性能，合理使用固控设备，降低泥浆劣质固相含量，尽量保持钻井液性能的稳定性。

4)与工程紧密结合，注意摩阻变化，及时加入原油、无水聚合醇等润滑剂，降低摩阻，保证施工的安全。完钻后，充分处理泥浆，用油基或固体润滑剂封井底［1］，保证电测和完井作业的顺利施工。

4 应用效果

滨173区块应用优快钻井技术施工的9口井中，未发生一起故障与复杂，完井电测均一次成功。具体情况见表1。由表1可看出，在平均井深3 107 m下，与应用前相比，钻机月速增加2 156 m/台，机械钻速提高9.01m/h，钻井周期减少227 h，完井周期减少75 h，建井周期减少341 h，钻机月速、机械钻速均有大幅度提高，施工周期均有大幅缩减。其中，最快的一口井(井深3 047 m)建井周期仅用317 h，平均机械钻速达30.09 m/h，创下了该区块钻井速度最快的记录。另外，口井钻头使用数也大大减少，平均每口井少使用1.4只牙轮、1.2只PDC，钻井成本大幅降低，直接经济效益可观。

表1 滨173区块优快钻井技术应用前后完成井钻井主要指标及对比

5 结论

1)滨173区块优快钻井技术实施后，钻井效率提高明显，井下复杂得到很好控制，对该区块后续的施工井具有很大的参考价值及推广意义。

2)对于完井电测作业能否一次成功是滨173区块优快钻井的一个关键。

3)钻井液性能与电测有较大的关系。提高钻井液性能，将大大改善泥饼质量，润滑效果和井壁稳定，有利于电测的顺利进行。

4)优选钻具组合对防斜打直、井身轨迹控制方面有着重要作用。另外，应用顶部加扶正器修复井壁的做法对提高井眼规则也提供了一定的保证。

［1］杨依庆，孔粲.储层预测技术在平南油田滨173块中的应用［J］.中国石油和化工标准与质量，2012，32(2):129.

［2］杨凤林.大373区块提高钻井速度探讨［J］.科技传播，2010，33(24):161.

［3］张学光.胜利油田渤南区域钻井技术［J］.西部探矿工程，2009，21(10):76-78.

［4］熊同旭，秦欣，李金柱，等.泥质砂岩地层的粘土性质分析［J］.测井技术，2003，27(S1):25-28.

［5］肖党林.胜利油田利津区块钻井液技术［J］.现代商贸工业，2012，24(1):283-284.

Application of Fast and Optimized Drilling Technology in Bin 173 Blocks

HE Liang-quan1， JIANG Hong-mei2， WANG Ai-ming1

(1.Bohai Drilling Corporation of Shengli Petroleum Engineering Co.，Ltd，SINOPEC，Dongying 257200，Shandong，China;2.Hekou Oil Production Factory of Shengli Petroleum Engineering Co.，Ltd，SINOPEC，Dongying 257200，Shandong，China)

Bin 173 blocks has low ROP，drill pipe blocking and sticking frequently occur during completion logging，long drilling and completion cycle，high drilling cost，which greatly restrict the pace of speed and effect in the block.To effectively raise the drilling index，improve the one-time success rate in logging，decrease drilling cost，the formation characteristics and past experiences in the block are analyzed and summed up combining with the drilling practice.The technology of fast and optimization drilling has developed for the block in terms of bit type and drilling tool assembly selection，drilling fluid maintenance，etc.Application of the block showed high penetrating，shortened drilling cycle，decreased drilling cost，and one-time past in logging.So it has reference and direction values for drilling in the block.

Bin 173;fast and optimized drilling;improving ROP;success rate in logging

TE242

B

1008-9446(2013)05-0005-04

2013-07-09

何良泉(1981-)，男，福建漳州人，胜利石油工程有限公司渤海钻井二公司工程师，主要从事钻井技术管理。