浅析TP338H井钻井施工技术

赵文彬（中石化华东石油工程有限公司六普分公司，江苏 镇江 212003）

浅析TP338H井钻井施工技术

赵文彬
（中石化华东石油工程有限公司六普分公司，江苏 镇江 212003）

TP338H井是部署在新疆托普台区块的一口四开制开发水平井，在钻探施工中，克服井深、地层易漏、易塌、地层温度高、施工环境恶劣及定向难度大等一系列困难，加强钻头选型，优化钻井参数、钻具组合和钻井液体系，细化技术措施等，安全优质的完成了钻探任务。TP338H井的成功完成，在钻井工艺发面积累了经验，为塔河油田托普台3小区区块施工同类型井提供了一定的借鉴价值。

TP338H井；托普台；钻井技术

1 概述

TP338H井是一口四开制开发水平井，设计完钻井深7534.37m（斜）/6984m（垂），实际完钻井深7430.47m（斜）/6980.13m（垂）。设计钻井周期146天，实际钻井周期148.17天，扣除额外工作量19.64天，钻井周期节约17.47天，周期缩短率11.97%；全井平均机械钻速5.85m/h；各开次固井质量优良，有效封固油气显示层，全井安全生产无事故，且获得工程质量及综合评定“双优”成绩。

TP338H井在钻探施工中，自上而下钻遇地层为第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系下统、三叠系、二叠系中统、石炭系下统、泥盆系、志留系、奥陶系。克服井深、地层易漏、易塌、地层温度高、施工环境恶劣及定向难度大等一系列困难，加强钻头选型，优化钻井参数、钻具组合和钻井液体系，细化技术措施等，安全优质的完成了钻井任务。该井先后创出公司新疆工区二开特殊作业时效最高纪录；三开使用SF55H3钢体钻头配合立林等壁厚螺杆复合钻进石炭系、泥盆系、志留系地层，是公司在该区块该地层所取得的最高进尺（1058.6m）。在柯坪塔格、桑塔木组首次使用DBS的MM55H3胎体钻头配合立林的等壁厚高温螺杆复合钻进，亦是公司在该区块该地层所取得的最高进尺（864m）及机速（4.01m/h）。同时创造了公司最深井与最深水平井两项历史新纪录。

TP338H井井身结构见表1。

表1 TP338H井井身结构

2 钻井工艺技术

2.1 钻头使用分析

TP338H井共计使用钻头23只，一开使用2只、二开使用7只、三开使用11只、四开使用3只。本井根据钻遇地层情况优选钻头、优化钻井参数，努力提高机械钻速，本井在石炭系、泥盆系、志留系使用SF55H3钢体钻头配合立林等壁厚螺杆复合钻进，有效避免了钻头泥包、提高了机械钻速（4.8m/h），确保了井身质量，较邻井提速31%，亦是公司在该区块该地层所取得的最高进尺（1058.6m）。在柯坪塔格、桑塔木组首次使用DBS生产的MM55H3胎体钻头配合立林的等壁厚高温螺杆复合钻进，亦是公司在该区块该地层所取得的最高进尺（864m）及机速（4.01m/h）。总体来说，本井地层以PDC钻头为主，二叠系及造斜段地层选用牙轮钻头，根据实钻情况调整合理的钻井参数，选择适合地层的钻头，对钻头的使用判断较为准确。经过本井的施工，针对该区块地层形成一套较为合理的钻井工艺技术（如钻头选型、钻井参数及钻具组合等方面）。

2.2 钻具组合的优选

由于本井隶属托普台区块，借鉴以往施工井经验，在钻具组合选择方面有一定的经验，确保钻具组合满足快速钻井、井身质量、井下安全的需要。

对于本井直井段部分主要采用两种类型的钻具组合，牙轮钻头采用塔式钻具组合，PDC钻头采用单扶钟摆钻具组合，同时结合0.5°单弯螺杆、直螺杆、51/2″非标大水眼钻具及大尺寸钻铤的使用，配合合理的钻井参数进行施工，取得了较好的效果。本井在定向钻进过程中，采用工具面较稳定的牙轮钻头进行造斜钻进，且严格控制速度，造斜成功后，采用PDC+1.5°单弯螺杆进行定向钻进，因桑塔木灰岩段可钻性差，PDC钻头的工具面不稳定，加钻压后方位不能有效控制。造斜率无法满足设计要求，后又采用牙轮+1.5°单弯螺杆钻至造斜率符合设计要求，后采用牙轮+1.75°单弯螺杆增斜钻具组合钻进至A点，最后使用PDC+1.5°单弯螺杆稳斜钻具组合钻进，钻进时脱压现象轻微，使用效果佳。

2.3 钻井参数的优选

钻井参数的选择，主要考虑所选钻头的类型、地层可钻性等因素。本井中上部自上而下主要钻遇新生界第四系、新近系、古近系，中生界白垩系、侏罗系、三叠系地层，上述地层沉积年代不足3Ma，压实程度低，可钻性较好，为水力辅助破岩提供了客观条件。利用非标大水眼钻具强化水利参数、螺杆钻具复合钻进较好地提高了机械钻速，针对下部古生界隶属中硬以上等级地层，对于钻压较为敏感，要适当提高钻压。水功率对于钻进速度的提高效果不大，主要以保证井下携岩为主。PDC钻头配合等壁厚抗高温螺杆使用以达到较高的转速，以便提高切削的次数，从而提高机械钻速。

2.4 防斜打快技术

TP338H井钻遇地层交界面多为角度不整合接触或者平行整合接触，地层软硬交错且夹层多导致蹩跳严重，现场为了确保井身质量，积极采用塔式钻具轻压吊打用于防斜纠斜，在适合PDC钻头钻进的地层积极采用PDC+螺杆复合钻井技术，配合使用钟摆钻具有效的控制了井斜，提高了机械钻速，降低了扭矩，同时减少了钻具疲劳，起下钻阻卡程度明显减轻，全井直井段使用螺杆纯钻时间总计601.83h，总进尺5564.07m，平均机械钻速9.25m/h，其次钻井过程严格按设计参数进行，同时按设计要求实钻监测，及时调整钻进参数与措施，有效预防和控制井斜。针对井身轨迹要求，4000m以上井段采用70MPa合康自浮式测斜仪，每次短提测斜一次。4000m以下使用95MPa合康自浮式测斜仪，每趟钻测斜一次，随时掌握井斜及方位的变化。在易斜井段加密测斜点数，并及时调整钻井参数、钻具组合和施工措施，使井斜控制在要求范围之内，直井段最大井斜仅1.22°。

2.5 钻井液技术

本井在施工过程中，上部地层的稳定性较高，主要控制低比重、低粘切、低固相以及合适的失水，同时保证大排量的冲刷，保证快速钻井和顺利短起下钻。中上部二叠系采取“提前预防，提前封堵微裂缝”的原则，强化井壁稳定。进入二叠系前调整好钻井液性能，加入超细碳酸钙及沥青类防塌剂，确保钻井液的封堵防塌能力，实钻中合理控制钻井液密度、调节流变性、增强润滑性，有效规避了二叠系井漏。

中下部三叠系和石炭系卡拉沙依地层钻头防泥包是重点，通过加足大分子聚合物和泥页岩抑制剂，增强钻井液的抑制包被性能，减少泥页岩水化分散，提高泥饼质量，尽量消除劣质固相对钻井液性能的影响，保证钻井液良好的流变性能，同时在钻井液中加足了润滑剂，防泥包剂和清洁剂，以便在金属表面形成憎水膜，从而降低甚至清除水化粘土和钻头、扶正器等金属表面的粘附，使钻屑不易凝聚，进一步提高井眼清洁效率，有效的防止钻头泥包。

下部志留系塔塔埃尔塔格组砂岩渗漏严重、柯坪塔格组和奥陶系桑塔木组泥岩剥落掉块形成“糖葫芦”井眼；该段主要采用钾基聚合物防塌钻井液体系，有效的提高抑制性、防塌力，同时强化钻井液的随钻堵漏措施，合理调整钻井液的流变性，尽可能提高动塑比，有效的提高钻井液的携岩效果，同时根据实钻情况适当调整钻井液密度，有效抑制了柯坪塔格组泥岩掉块，规避了坍塌卡钻的风险，在安全的情况下尽可能提高钻井速度。

结论

（1）超深井段地层的压实程度较高，地层可钻性较差，给钻头选型带来了较大困难，本井在石炭系、泥盆系、志留系使用SF55H3钢体钻头配合立林等壁厚螺杆复合钻进，有效避免了钻头泥包、提高了机械钻速、确保了井身质量，较邻井提速31%，亦是公司在该区块该地层所取得的最高进尺。在柯坪塔格、桑塔木组首次使用DBS生产的MM55H3胎体钻头配合立林的等壁厚螺杆复合钻进，机械钻速达4.01m/h，是公司在该区块该地层所取得的最高进尺及机速，值得借鉴，但与邻井TP337X井对比仍存在差距，深井钻头选型及高效破岩工具的选取仍需进一步摸索。

（2）该区块柯坪塔格泥岩掉块严重，建议钻井液密度维持在1.36g/cm3～1.37g/cm3，可有效平衡地层及抑制泥岩掉块，建议避免在该井段短起下。

（3）根据返出岩性情况，该区块柯坪塔格上部的砂岩段中含有较高石英砂，本井在5798.6m起钻，起出钻头外排齿全磨损且保径面磨损严重，但考虑到该钻头配合螺杆的机速较高，对地层研磨性重视度不高，下步仍采取复合钻进方式，导致钻头非预期磨损直至报废，且在井底残留两只钻头附件及小井眼的情况，下入PDC钻头通井、划眼，又导致了该PDC的早期磨损，起下钻次数频繁，导致钻头每米进尺成本极高，建议在该区块该地层钻进若第一趟起出钻头磨损严重的情况下，可下入DS653AB钻头不加螺杆钻具组合钻进。

（4）中上部地层使用非标大水眼钻具，强化了水力参数，提高水力破岩效果，缩短了钻井周期，提高机械钻速，实现了优快钻井的目的。

（5）井斜角在15°之前，尽量用牙轮来完成增斜任务，用PDC很难保证工具面的稳定，摆工具面就需花费很长时问，在稳斜段的施工中钻时较快存在岩屑携带困难、易形成岩屑床、岩屑细小的问题，除了工程技术配合，固控设备运用外，在各项设备允许的情况下，要尽可能的增大循环排量，以利于携岩和保障井下安全，积极采用PDC+1.5°的螺杆钻具尽量多的复合钻进，减少轨迹的调整。

（6）该区块志留系塔塔埃尔塔格组砂岩段渗漏严重，且易发生失返性井漏，为确保后续定向施工连续性及确保固井质量，建议进行承压堵漏作业，必须确保承压效果，防止固井复漏发生。

[1]李双贵，崔祥，方建波，等.非标大水眼高强度钻杆水力破岩技术[J].断块油气田，2013，20（03）：370-372.

[2]陈培亮，潘丽娟，刘云.TP338H井钻井设计[M].新疆轮台：西北油田分公司工程技术院，2013：22-22.

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