靖南丛式井快优钻井技术研究

马小龙 （中石油塔里木油田分公司塔中勘探开发项目经理部，新疆 库尔勒841000）

肖春学 （中石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西 西安710018）

邓昌松，洪英霖 （中石油塔里木油田分公司塔中勘探开发项目经理部，新疆 库尔勒841000）

靖边南气田区块（靖南区块）隶属于长庆油田长南气田开发项目部，主要位于陕西省志丹县、安塞县和宝塔区，含气面积4781.7km2，实际可利用开发面积2263.62km2。为了完成2014年建成年生产18×108m3天然气产能建设任务，2013年靖南区块加快了开发步伐，由单井逐步转变为以定向井为主的丛式井“滚动式”开发。这样既降低了建设井场成本投入，又减少搬家安装时间，G66－14井（石盒子组取心25m）和高桥25－88井分别是该区块探井和定向井的指标井，提速效果明显（见表1）。

表1 G66－14井组3口井基本数据

1 技术难点

1）表层黄土层厚100～120m，松散未固结成岩，承压能力低，易漏失造成水源污染。

2）富县组含不稳定的厚层块状砂砾岩夹紫红色泥岩，易坍塌造成电测遇阻，影响电测成功率。

3）石千峰组和石盒子组（双石层）地层自然造浆严重，易泥包钻头；井壁不稳定，垮塌剥落掉块严重。

4）本溪组下部含黄铁矿，研磨性强，极易造成PDC钻头先期磨损，严重影响机械钻速；马家沟组马五段含膏岩层，易造成泥浆钙侵黏度增高，影响泥浆的流变性，且膏岩层具有弹塑性，易缩径造成卡钻。

5）该区块地层规律没有参考依据，缺乏定向施工经验；定向井施工后期转盘扭矩大，钻具摩阻大。

2 丛式井快优钻井技术

2.1 优选钻头和螺杆

1）PDC钻头优选 一开采用胜利博丰∅346mm P6342MJ的PDC钻头；二开采用亿斯达∅215.9mm PDC包井钻头；探井依次选择为EDS1616EL、EM1915S、ES1935和EM1615型号［1，2］的钻头，其中取心段选择德州新锐∅215.9mm FQ476－28取心PDC钻头；定向井依次选择为EDS1616EL、EDS1616EL、EM1925、ES1935（或EM1615）型号的钻头。

2）螺杆优选 探井选择奥瑞拓直螺杆［1，2］，定向井选择立林1.25°单弯螺杆。

2.2 优选钻具组合

2.2.1 一开钻具

采用塔式大钟摆常规钻具进行组合防斜防漏施工。

2.2.2 二开钻具

1）探井 第1趟钻进采用钟摆复合钻具组合防斜快速钻进；第2趟钻进采用大钟摆常规钻具组合钻穿不均质的纸坊组和地层承压能力低易漏失的刘家沟组，注意提高钻头寿命和防漏；第3趟钻进采用大钟摆常规钻具组合钻穿自然造浆严重和易坍塌的双石层地层，用防塌和防泥包钻头；第4趟钻进采用光钻铤钻具组合完钻，甩掉扶正器，减少下部井段卡钻风险；另外取心段采用川7－4取心双筒钻具组合，凑方入2～3m取心，减少接单根次数和割心风险。

2）定向井 第1趟钻进选择长度5m左右短钻铤，采用“双扶四合一”增斜钻具组合造斜和快速钻进；第2趟钻进甩掉短钻铤，采用“双扶四合一”稳斜微降钻具组合稳斜和微调；第3趟钻进根据降斜需要选择3～5m短钻铤，采用单扶钻具组合降斜，保证在中靶前将井斜降完；第4趟钻进选择小扶正器的小钟摆钻具组合在下部直井段完钻，控制井底井斜。

2.3 表层防漏技术

1）准备导管3～4根，地面留3m的导管；打导眼期间，每个单根划眼2次，保证导管顺利下入；导管脚坐好“塞子”，导管坐实，环空外灌重浆。

2）发现异常及时处理，严格落实坐岗制度，观察开泵井口返出的情况，一旦发现排量异常，采取静止堵漏或下砸导管的方法进行处理；下砸导管加强对吊卡、死活绳头、刹车系统的检查，保证施工安全。

3）进入石板层之前，严格控制排量、转速和钻时；接单根控制下放速度，缓慢开泵，单根打完停泵上提；钻时较快时循环将砂子带出后再接单根，防止压差性漏失；进入石板层后，达到正常排量，每个单根及时划眼；测斜前井底循环干净，严格控制好200～350m易斜段的井斜控制，保证井斜在2°以内。

4）钻黄土层时采用白土浆，进石板层后逐渐转化为清水聚合物，钻井液漏斗黏度控制在29s以内；表层起钻使用低速档操作，一旦出现遇阻，降低柴油机转速，上提下放，大幅度活动钻具，或接方钻杆倒划眼，平稳操作。

2.4 探井取心技术

1）做好取心钻头和取心筒检查。取心钻头入井前，技术员丈量外径；检查内外径和保径齿，螺纹与外筒螺纹吻合度；取心工具各螺纹无碰伤、断裂、变形，紧密距符合要求，螺纹连接后不松动；内外筒畅通，无咬扁和无裂纹；悬挂轴承装配后轴向间隙在0.5～1.0mm，转动灵活；安全接头的摩擦环、螺纹完好；O型密封圈的尺寸符合要求；弹架和弹子无明显磨损。

2）狠抓取心筒组装过程控制。取心筒上钻台时，使用双气动小绞车平稳配合；内外筒、岩心卡箍座必须按扭矩紧扣；拉紧外筒扶正器的每道扣；使内筒弹子盘转动灵活；重点做好卡箍座底面与钻头内台阶之间轴向间隙的调整。

3）做好取心前取心筒冲洗、树心、取心钻进、割心及捅心的技术培训；取心之前与录井队沟通协调好，卡准地层和缩短地质循环时间，减少取心趟数。

4）取心钻进送钻均匀，观察好泵压及钻时的变化，做好技术旁站；接单根时严格执行“一提、二锁、三冲、四压”的操作规程；在钻压4～6t，转速40～50r／min正常取心参数情况下，记录泵压、悬重、转盘扭矩及小钻时，并及时了解录井的岩性和气测值，作为判断井下情况的依据，一旦发现卡心，防止磨心，及时割心起钻。

2.5 定向井轨迹控制技术

2.5.1 丛式井防碰技术

首先要有足够拖距，然后定向井施工前做好全井段轨迹剖面计算和优化，注重主动防碰［3］；直井段采用MWD测斜仪测斜，每50m测一点，画好防碰图，并做好防碰预算，做到“测一点，画一点，预算100m”；把防碰作为顶级风险管理，每天检查防碰数据及防碰图绘制情况，确保防碰措施执行到位。当G66－14井施工完后，定向井高桥24－88井和高桥25－88井拖距分别为9.93、10.39m，设计方位分别为269.87、198.67°（大门方向为274.7°），高桥25－88井二开采取提高造斜点主动绕障防碰。

2.5.2 轨迹控制思路

采用“直－增－稳－降－直”5段式剖面，造斜段首先滑动一根验证角差后，采用滑动2根、复合2根的方式平稳造斜，控制造斜段狗腿度，并且滑动避开易塌的富县组；稳斜段施工勤测斜、勤预算和勤微调，保证井眼轨迹平滑；下部井段每次只滑动半根，方法是先复合3m，上提测斜摆好工具面再滑动，托压及时上下活动钻具，减少下部滑动黏卡的风险；定向滑动井段必须进行划眼，保证井眼轨迹平滑，最大化降低钻具摩阻和转盘扭矩。

2.5.3 轨迹控制要点

对于靖南定向井（一般500～850m位移），造斜点600～700m，二开第1趟钻造斜初始井斜角17～20°，方位比对准靶心方位超前3～5°，延长组中上部不增斜，到延长组底部特别是进纸坊组后，随着井深的增加，增斜率渐升，提前预算进纸坊组后增斜至30°左右，合理选择起钻时机，避免低效滑动降斜施工，全井段最大井斜控制在起钻时；第2趟钻到底后滑动降斜一根，引导微降斜的趋势，然后复合钻进将增斜率控制在－1.5～－2°／100m；在该趟钻计划进尺450m内，起钻前调整方位，比对准靶心方位小7～10°，位移还剩70～80m起钻；第3趟钻根据降斜率需要合理选择单扶钻具组合将井斜降完，确保欠位移中靶；第4趟钻采用小钟摆钻具组合完钻，防止底部井斜反弹。

2.6 井下复杂预防

2.6.1 防塌和防泥包钻头

1）防塌 二开至刘家沟组底采用清水聚合物，聚合物密度1.00～1.01g／cm3，漏斗黏度29～30s，pH值7～7.5。大排量走大循环，解放机械钻速，勤维护和勤用水化好的稠白土浆清扫井底并回收；钻至刘家沟组底部余100m时上灌钻井液，此时转换为“三磺”钻井液，钻井液密度1.06～1.15g／cm3，漏斗黏度45～60s，失水量6～8mL，pH值8.5～9。转化钻井液要提前预水化白土浆并按循环周加入处理剂，钻井液加入锯末等堵漏剂逐步提高刘家沟组的承压能力，双石层钻进及时调整转化后的泥浆性能，注重携砂性和防塌能力；进入石盒子组底部密度不低于1.12g／cm3，黏度控制在55s以上，失水量小于5mL。

2）防泥包钻头 双石层钻进时，钻井液低碱维护抑制地层造浆，并控制土的质量分数来控制固相质量分数；工程上高转速、低钻压控时钻进；一旦发现泵压上升、转盘扭矩下降和机械钻速降低等异常情况，加强判断，果断采取高转速甩浆和压到井底循环冲的办法处理，如果多次尝试仍无法恢复正常，果断起钻检查钻头。

2.6.2 防卡

抓好井筒和钻井液的净化，必须落实定期清扫、起钻充分循环、遇阻抢建循环等措施。一是每次起钻前卸掉6个单根，深井段起钻前用白土浆充分循环至少一个循环周；起钻遇阻立即接方钻杆循环，不允许大吨位上提和转动转盘，遇砂桥必须采用高黏白土浆、大排量划眼，确保砂子带出井筒。二是下钻对延安组、刘家沟组、马家沟组等易缩径段和直罗组、双石层、山西组等易塌层进行技术小卡片提示，控制下放速度；下钻遇到砂桥，必须用高黏切钻井液划眼，通畅后循环一个循环周以上，每次下钻距井底6个单根，接方钻杆，先开转盘破坏泥浆静切后再开泵划眼到底；对于马家沟组钻遇石膏层时一边控制白土的质量分数一边加入适量烧碱预防钙侵，钻井液密度保证在1.15g／cm3以上，漏斗黏度控制在60s以上，动塑比不小于0.4Pa／（mPa·s），pH值大于11，提高携砂性，防止马家沟组顶部云岩破碎快速掉落造成卡钻，执行好“打二退四”划眼钻进和接单根技术措施。三是保护好井口，严防井下落物。

2.6.3 防电测遇阻

探井钻富县组时弱化参数，接单根时平稳操作；定向井定向滑动时避开富县组，快速钻穿富县组避免长时间定向滑动冲刷形成“大肚子”；完钻起钻前处理好泥浆性能，充分循环，保证井下干净后起钻，起钻到井深1000m时用稠浆封上部含富县组井段，保障电测顺利。

3 井控安全管理措施

1）重点做好井口装置可靠性控制，做到井口找正、管线畅通、安装牢固、密封可靠、灵活好用，井控设备设施安装一次到位；二开前校正好井口，防止井口不正钻具偏磨损坏闸板芯子；内控管线必须定期反冲，保证畅通；所有闸阀手轮必须灵活好用。

2）严抓“值班干部、司钻、坐岗工”3个关键岗位的培训，提升业务水平；值班干部全面学习井控技术及井控管理制度，突出井控应急处置能力，履行6项井控岗位职责；司钻突出井控设备日常管理和遇到险情正确及时关井，履行8项井控岗位职责；坐岗工突出溢流发生前兆应知，及时发现溢流，履行好3项岗位职责。

3）井控应急管理过程中，在打开油气层前，2、3号闸阀必须打开，远控房的门处于常开状态，且夜间照明良好；上下旋塞扳手、防喷单根、钻具回压阀、高低量程压力表状态良好，司钻控制台固定牢靠；钻台正压呼吸器绑带必须松开；加重泥浆按照设计配制好，定期搅动防止沉淀；加重材料储备符合设计，摆放靠近于加重漏斗附近；在下钻到油层显示较好的长6、长8储层必须进行节流循环后方可继续下钻；针对出现井控险情，司钻必须迅速果断组织关井，以控制住井口为首要目标（如果时间较短可实施硬关井）；技术员填写压井施工单。

4 定向井轨迹控制实例

以指标井高桥25－88井为例，优选钻具组合、钻头和螺杆、细化轨迹控制，实现了安全、快速、优质和高效钻井［4］。

4.1 造斜稳斜段（500～2243m）

选用∅213mm（1.25°）立林单弯螺杆，4.79m 短钻铤和∅213mm 扶正器，钻具组合如下：∅215.9mmEDS1616EL钻头×0.3m＋7LZ172螺杆×1.25°×8.325m＋∅165mm 短钻铤×4.79m＋∅213mm扶正器×1.51m＋461×460MWD接头×0.89m＋∅165mm无磁钻铤×9.385m＋∅165mm钻铤×99.975m＋461×410转换接头×0.5m＋∅127mm钻杆。钻压6～12t，转盘转速75r／min，泵压8～11MPa，排量30～35L／s。二开上扶正器出表套脚后立即定向防碰绕障，造斜点540.9m，钻至839m造斜结束，初始井斜、方位角分别为17.2、200.9°（其中670～745m富县组段没有定向施工），造斜率为4～4.5°／30m，接着稳斜和方位小飘（方位变化率为－1.5～－2.5°／100m）至1837.9m，然后钻至延长组底2169.8m（垂深2071m）时，地层增斜率由1.5°／100m 渐升至2.6°／100m，进纸坊组后地层增斜率高达6.5°／100m，果断起钻倒换钻具组合降斜。造斜稳斜段井眼轨迹数据见表2。

4.2 稳斜微降段（2243～2698m）

选用∅208mm（1.25°）立林单弯螺杆和∅208mm扶正器，不加短钻铤，钻具组合如下：∅215.9mm EDS1616EL钻头×0.3m＋7LZ172螺杆×1.25°×8.32m＋∅208mm扶正器×1.52m＋461×460MWD接头×0.89m＋∅165mm无磁钻铤×9.385m＋∅165mm钻铤×99.975m＋461×410转换接头×0.5m＋∅127mm钻杆，井斜由29.8°降至17.9°，平均井斜变化率为－1.5°／100m，稳方位效果良好。该趟钻钻穿纸坊组和和尚沟组，进入刘家沟组，起钻前调整好方位，钻至2698m起钻换钻头，进尺455m。钻井参数：钻压8～12t，转盘转速65r／min，泵压9～12MPa，排量30～35L／s。稳斜微降段井眼轨迹数据见表3。

表2 造斜稳斜段井眼轨迹控制数据

4.3 降斜段（2698～3375m）

选用2.9m短钻铤和∅212mm扶正器，钻具组合如下：∅215.9mmEM1925SE钻头×0.3m＋430×460双母接头×0.5m＋短钻铤×2.9m＋∅212mm扶正器×1.51m＋461×460MWD接头×0.89m＋∅165mm无磁钻铤×9.385m＋∅165mm钻铤×99.585m＋461×410转换接头×0.5m＋∅127mm钻杆。钻压10～12t，转盘转速 55～60r／min，泵压10～13MPa，排量30L／s。该趟钻钻穿刘家沟组和石千峰组，进入石盒子组，进尺677m，机械钻速6.52m／h，分别以平均井斜变化率－3°／100m 和 方 位 变 化 率10°／100m 钻 至3279.5m，将井斜降为直井段，提前锁定欠位移中靶，预测中靶半径17.64m。降斜段井眼轨迹数据见表4。

4.4 直井完钻段（3375～3627m）

选用∅208mm扶正器，钻具组合如下：∅215.9mmEM1615S钻头×0.3m＋430×460双母接头×0.5m＋∅165mm无磁钻铤×9.39m＋∅208mm扶正器×1.52m＋∅165mm钻铤×99.585m＋461×410转换接头×0.5m＋∅127mm钻杆。钻压12～14t，转盘转速50～60r／min，泵压13～15MPa，排量30L／s。该趟钻钻至3627m完钻，控制下部直井段轨迹良好。

表3 稳斜微降段井眼轨迹控制数据

表4 降斜段井眼轨迹控制数据

5 结论与建议

1）高桥24－88井和高桥25－88井等设计时间分别为9.75、7.83d，需要提高设计效率，缩短井间时效；目前该区块施工的40LDB钻机普遍没有滑道，配套钻机推移滑道升级硬件条件，能减少原井场搬家安装时效和降低员工劳动强度，适应丛式井快优开发节奏。

2）高桥24－88井和高桥25－88井导管脚黄土层漏失分别整改导管3.25、1.75d，在黄土层防漏工作中重视细节，善于总结经验教训，逐步完善防漏配套措施，保护好环境。

3）井眼轨迹控制技术确保了2口定向井精确中靶，井身质量合格；在二开实现“四趟钻完钻”基础上进一步进行技术提速挖潜总结，优选长寿命PDC钻头，并优化钻井液体系，进一步降低钻具摩阻和转盘扭矩，积极向“三趟钻完钻”方向探索，靖南区块丛式井还有很大的提速空间。

［1］王先洲，蒋明，邓增库，等 .苏76－1－20H井钻井技术 ［J］.石油钻采工艺，2013，35（2）：26～30.

［2］张炳顺，谭勇志，张贵全，等 .华北油田雁63断块丛式井快速钻井技术 ［J］.石油钻采工艺，2013，35（5）：13～15.

［3］刘特立，李胜，张宗林，等 .徐闻X3井井眼轨迹控制技术 ［J］.石油钻采工艺，2013，35（5）：16～19.

［4］肖春学，王向延，陈伟林，等 .苏南SN0084大斜度井钻井技术 ［J］.石油钻采工艺，2013，35（5）：24～28.