大港油田优快钻井配套技术研究

2015-01-01谭松成高学生

钻探工程 2015年9期

谭松成，高学生，刘彬，黄帆

(1．渤海钻探工程有限公司第一钻井工程分公司，天津300280;2．西南石油大学，四川成都610500;3．中国地质大学〈武汉〉工程学院，湖北武汉430074)

随着浅层油气资源的枯竭，油气钻井的完钻井深逐渐增大。中石油自“八五”开始持续攻关，仅2012年就完成4000 m以上深井643口，完成6000 m以上超深井近100口［1］。然而实践表明，深部地层钻井存在地层岩石可钻性差、深部井段井底静止温度高、钻头加压困难，以及压力系统、储层流体与工程力学复杂等诸多提速难点［2－4］，深部钻井提速问题日益凸显。

大港油田是我国主要的油气田之一，主要包括黄骅坳陷及其周缘地区。根据构造特征，黄骅坳陷被分为北、中、南区和8个次一级凹陷，其中中区由板桥凹陷和歧口凹陷组成［5］，本文所研究的滨深24－5－27井即位于大港油田歧口次凹马棚口构造。该井北邻马东油田，西邻马西油田，东邻歧口凹陷生烃中心，其构造为一单斜背景上的局部洼，沉积体系为远岸水下扇重力流水道沉积。为探索适合大港油田的深井超深井优快钻井配套技术，本文结合滨深24－5－27井的钻井实例展开研究，通过优选钻井液体系、应用精细控压钻井技术，以及高效PDC钻头+螺杆马达复合钻井技术，实现该井完钻井深4510 m，钻井周期36天，建井周期57天，全井平均机械钻速为11.56 m/h，钻机月速2697.01 m/台，刷新了该井所在的渤海钻探风险合作区块历史最高指标。

1 钻井难点与技术预案

滨深24－5－27井为开发井，井型为三开四段制定向井，设计井深4514.1 m(垂深4407 m)，完钻井深4510 m(垂深4395.18 m)，钻探目的是开发井位所属区块的沙一下段油层。全井钻遇对象为新生界地层，主要地层和岩石类型，以及可能发生的井下工程事故如表1所示。

表1 滨深24－5－27井钻遇地层描述和工程事故提示

根据邻井资料，预测本井目的层段板2地层静压为57.81 MPa(4092 m)左右，压力系数为1.44左右，目的层段滨1地层静压为61.09 MPa(4325 m)左右，压力系数为1.44左右，地温梯度3.17～3.90℃/100 m，属于异常高温、高压构造岩性油藏。在保障井眼稳定的前提下，为降低钻井液密度，发现和保护油气资源，并提高机械钻速和固井质量，设计要求在3950～4510 m采用精细控压钻井工艺。根据地层岩性剖面和井眼轨迹质量的要求，本井施工主要存在下述6方面的技术难点，并提出了对应的技术预案。

(1)直井段防斜是二开井段施工的重点，要求0～2970 m 井斜≯2.5°。

(2)馆陶底砾岩和东一段上部含砾不等粒砂岩注意防漏，提前加入随钻堵漏剂，卡准层位，确保二开封固东一段。

(4)三开井段要求依次造斜、稳斜、降斜，而地层可钻性差对于深定向极为困难，容易造成定向拖压、粘卡等井下复杂，井眼轨迹难以控制，应保证泥浆润滑性能。

(5)三开裸眼段1591 m，对泥浆的携砂能力、固相含量、HTHP等要求较高，应控制好钻井液性能，预防东二段、东三段泥岩垮塌。

(6)三开进入3840 m后实施精细控压钻井技术，地质提示沙一上段有异常高压层，钻进中要防喷漏，并加强H2、CO2等气体含量的监测工作，防泥浆污染。

2 优快钻完井技术分析

2．1 钻井液体系优选

良好的钻井液性能是保持井眼稳定、防止井下复杂事故和钻井提速的前提条件，滨深24－5－27井只在钻进至3637 m时出现过一次气侵(全烃值最高90%)，并迅速完成泥浆性能调整。实践当中，三开钻进至3840 m后开始实施精细控压钻井技术直至完钻，控压钻井过程中，随着钻井工况的变化，需要及时调整好钻井液密度，平衡地层压力。

一开井段(0～500 m)地层为平原组和明化镇组，技术难点是保持井眼净化和防止井口垮塌，采用膨润土钻井液体系，泥浆粘度控制为30～35 s，密度维持在1.03～1.10 g/cm3之间。二开上部井段(500～2420 m)地层为明化镇组和馆陶组，技术难点是保持井眼净化、防止明化镇组泥岩缩径和垮塌、防止馆陶组底砾岩地层漏失，采用聚合物钻井液体系，维持钻井液粘度40～45 s，密度1.10～1.18 g/cm3。二开下部井段(2420～2923 m)地层为东营组，技术难点是保持井眼净化和防止垮塌，采用硅基防塌钻井液体系，维持钻井液粘度45～50 s，密度1.20～1.25 g/cm3。三开井段(2923～4510 m)地层为东营组和沙河街组，技术难点是保持井眼净化和井壁稳定，同时加强泥浆润滑性能，防止定向过程中出现托压现象，采用BH－KSM钻井液体系，东营组钻井液粘度维持在45～55 s，进入沙河街组后钻井液粘度维持在55～65 s。

2．2 精细控压钻井技术的应用

精细控压钻井技术是指在钻井过程中，能精确控制井筒环空压力剖面，有效实现安全钻井的技术［6］，其核心即对井底压力实现精确控制，保持井底压力在安全密度窗口之内［7］，可有效预防和控制溢流、井漏、避免井下出现复杂情况、大幅度降低非生产时间和缩短钻井周期、有效保护油气层、提高水平段延伸能力［8］。

滨深24－5－27井目的层为沙一段板2、板3油组，三开地层孔隙压力系数为1.27～1.39，坍塌压力系数为1.34～1.53，井壁稳定性问题较大，且地质预测沙一上地层可能存在异常高压层，为大港油田一级井控风险井。邻井采用常规钻井工艺时，需要将钻井液密度提高至井壁稳定后才能实现安全钻井(完钻时钻井液密度为1.52 g/cm3)，但过高的钻井液密度会污染油气资源，降低勘探开发效果。滨深24－5－27井在采用PCDS－1精细控压钻井系统控压钻井之前，为维持井壁稳定，钻井液密度已提高到1.50 g/cm3。为实施控压钻井，需要在钻井液循环系统流经控压设备之后，以每个循环周期降低0.02 g/cm3的速度逐渐降低钻井液密度。以该井地质设计提示的坍塌压力系数1.53作为井底当量循环密度，根据开始控压钻井时的井深设定环空压耗为3.5 MPa，取低限钻井液密度为1.40 g/cm3，在钻井过程中逐渐降低泥浆密度，计算的井口回压控制数据提示如表2所示。

控压钻进过程中，优选泥浆密度1.40 g/cm3，运用PCDS－1精细控压钻井系统控制井口回压1～2MPa，保持井底ECD为1.53。接立柱时运用回压补偿系统，补偿井口回压和环空压耗4.5～5.5 MPa，保持井底ECD不变。若钻进过程中发现掉块，增大井口回压至4〗MPa(井底ECD为1.60)抑制掉块。同时，循环提高密度，降低井口回压至1～2 MPa，无掉块恢复控压钻进。

表2 井口回压控制数据提示

2．3 高效PDC钻头+螺杆复合钻井

为实现深井优快钻进，滨深24－5－27井从二开钻井开始，除采用三牙轮钻头穿馆陶底砾岩之外，全部采用“高效PDC钻头+螺杆”复合钻井技术提高机械钻速。根据所钻地层岩性进行钻头选型，钻头使用效果如表3所示。

表3 滨深24－5－27井钻头使用效果

图1 钻头使用后的实物照片

3 讨论

按照钻完井施工作业顺序，将滨深24－5－27井同所在渤海钻探风险合作区块已钻指标井(滨深24－5－25井)进行逐项比较，如表4所示。由表4可知，滨深24－5－27井钻井周期36天，比指标井提前8天完钻，提速空间来源于机械钻速的提高(全井平均机械钻速提高15.27%)和生产组织的有序保障(二开、三开准备时间节省31.68%)。

表4 滨深24－5－27井与指标井(滨深24－5－25井)的钻完井施工作业周期对比

完井周期与指标井相比超出5.46天的时间，其原因是完井作业过程中出现2次电测遇阻和1次测声幅遇阻。裸眼电测遇阻的常见原因包括井眼不规则、井壁摩擦阻力大、井壁垮塌、砂桥、钻井液粘度过高，以及吸附粘卡等［9－10］。滨深24－5－27井电测遇阻点位于3320 m(井斜23.4°)和3490 m(井斜24.5°)，电测遇阻的原因是仪器偏心程度高，且井眼地层渗透性好，容易形成压差粘卡遇阻。常见的测声幅遇阻原因有2个方面［11－12］:(1)顶替液的粘度和切力过低，造成岩屑等固相沉积形成砂桥，造成测声幅遇阻;(2)顶替液受到残留水泥浆污染，造成污染处顶替液粘切值过高可能导致仪器下行困难;同时，污染处还有可能托住套管内顶替液中沉淀的固相，造成测声幅遇阻。滨深24－5－27井三开测声幅遇阻(3277 m)，分析原因为固井胶塞在高温条件下变形损坏，且由于高温条件下水泥浆附着力强，导致井壁刮削不干净，残留水泥浆造成顶替液污染。