松辽盆地深层钻井提速实践与认识

2016-09-15王海波

西部探矿工程 2016年1期

关键词：牙轮机械钻速进尺

王海波

（大庆钻探工程公司国际事业部，黑龙江大庆163411）

松辽盆地深层钻井提速实践与认识

王海波*

（大庆钻探工程公司国际事业部，黑龙江大庆163411）

为加快松辽盆地深层天然气勘探开发步伐，深井钻井施工中全面推广了钻头选型、复合钻井、井身质量控制、井下复杂事故预防、气体钻井等钻井提速的相关配套技术，并不断应用新技术、新工艺，钻井速度得到了大幅度提高，技术水平也由此上了一个新台阶。但目前大庆油田的总体水平仍落后于国际先进国家，深井钻井效率还有提高空间，一些瓶颈技术难题有待突破。论述了松辽盆地深层钻井提速的主要技术难点，以及在钻井施工过程中取得的经验与成果，总结出了一系列配套技术工艺与措施，并对下一步深井钻井提速工作提出了认识与建议。

松辽盆地；钻井提速；技术难题；实践

松辽盆地深层提速一直都是大庆油田钻井提速的重点和难点。为进一步加快松辽盆地深井施工速度，实现深井再次提速，在近三年的深井施工中，大庆油田全面推广了复合钻井技术、优选了新型高效钻头、完善了气体钻井工艺、完善了深层降斜手段、研究了加重解卡技术，还积极进行了涡轮钻具实验等新技术、新工艺的应用，实现了深井再次提速目标。但仍有一些瓶颈技术难题亟需解决，同时，新的问题也不断出现。

1　松辽盆地深层钻井技术难点

大庆深井泉二段以下地层称之为深层，营城组为主要目的层。岩性特点是“三高一强”，即：硬度高、可钻性级值高、地温梯度高、研磨性强。深层硬度最高达5000MPa、可钻性级值最高达10.38级，4500m左右的深井井底温度约180℃，5000m左右深井的井底温度高达200℃以上。

由于松辽盆地深层特定的地质特点，增加了深井钻井难度，导致机械钻速慢、钻井周期长，成为制约深井钻井技术水平提高的主要原因。一是对钻头、井下工具、钻具的抗研磨、抗冲击能力要求高，钻头保护、钻具失效问题突出。二是对井下工具、钻井液、完井液抗高温能力要求高，高温钻井和高温固井问题突出。三是上部地层泥岩水化膨胀、深层存在破碎带，井壁稳定问题突出。四是存在易斜地层，井斜控制难度大，防斜打快问题突出。

目前制约深井钻井技术发展的瓶颈问题主要有：泉二段以下地层PDC钻头的应用受到限制；深层致密火山岩地层牙轮钻头钻进效率低，影响深井钻井速度的提高；营城组破碎带地层井塌问题没有得到很好解决，关系到钻井的成败；空气钻井技术须进一步完善配套，需要解决井斜不易控制、气液转换后井壁剥落等问题；水基钻井液和水泥浆体系还满足不了220℃以上高温钻井需求，超深井自主施工能力不足。

2　深层提速主要技术工艺

自2003年徐深1井深层天然气勘探获得重大发现以来，按照集团公司“加快天然气勘探开发步伐，提高深层天然气的转化率，以气补油，油气并重”的指示精神和建设“百年油田”的需求，大庆油田于2004年下半年以来开展了轰轰烈烈的深井会战。2003年以前，施工一口4000m左右的深层探井，全井钻井周期185d左右，全井机械钻速仅为2.9m/h，平均每口井事故损失时间6d、复杂损失时间12d。按照这一施工能力，根本无法满足提高深井钻井速度、加快深层勘探开发步伐的需求。为此，开展了深井提速配套技术攻关研究和现场试验。通过三年的攻关与钻井实践，形成了一套适合松辽盆地深层特点的钻井提速配套技术，2007年施工的深井同比会战之前的水平，一口4000m左右的井，钻井周期缩短到120d左右，机械钻速达到了3.0m/h以上，事故复杂时率降到了3%以下，深井提速获得了重大突破。2007年之后，特殊工艺井（定向井、深层水平井、侧钻水平井）超深井、外围井（方正地区、吉林地区）增多，油田的钻井技术、工艺得到全面发展。

2.1深井、超深井

2.1.1钻头优选

（1）Ø215.9mm牙轮钻头。松辽盆地深层营城组地层上部岩性主要为砂砾岩，下部主要为凝灰岩、火山角砾岩、流纹岩、安山岩等火山岩，岩石硬度高（5000MPa以上）、地温高（平均地温梯度4.1℃/100m）、可钻性级值高（最高为10.38级）、研磨性强，导致深井牙轮钻头不能正常使用。营城组地层钻头磨损主要表现为钻头外径磨损严重、牙轮磨心和掉齿严重，造成钻头用量大，机械钻速低、单只钻头进尺少，严重的甚至造成掉牙轮、划眼和缩径卡钻等事故和复杂情况。鉴于此，主要从预防钻头断齿、掉齿、牙轮磨心及加强保径等几个方面对牙轮进行了改进。

古龙1井是松辽盆地最深的一口井，完钻井深6300.00m，该井集中了深层钻井施工的全部难点，其中深部地层牙轮钻头的使用即为其中之一。该井四开应用了江钻HJT型、江钻HF型和贝克休斯MXL型3种型号的牙轮钻头。四开进尺1804.50m，累计使用牙轮钻头22只，平均进尺81.37m，平均纯钻时间64.94h，平均机械钻速1.27m/h，单只钻头进尺最高133.97m，未发生钻头复杂、事故。综合3种型号钻头（应用情况如表1所示）的进尺、机械钻速和应用井段这3个指标来看，江钻HF型牙轮钻头的使用效果最好，可以在深层推广应用。

表1　古龙1井四开井段不同型号牙轮钻头平均指标

（2）Ø311.2mmPDC钻头。针对深井泉二段以下地层还没有合适的Ø311.2mmPDC钻头，严重影响深井施工进度的实际，对Ø311.2mmPDC钻头做了以下改进：刀翼由5刀翼改为6刀翼，采用抛物线型冠部，这种冠部形状载荷分布均匀，无明显过度区，减少了钻进扭矩；采用美国进口爪形PDC切削齿，尺寸由Ø19mm改为Ø13mm，保证钻头具有较高的抗冲击和抗研磨能力，能适应硬地层；调整了切削角度，采用30°后角设计，实现钻头较强攻击性的同时保护复合片不会崩损。

改进后的Ø311.2mm M1366SR钻头在古深2井泉一段至登四段应用，钻进井段2940.02～3250.00m，进尺309.98m，机械钻速2.57m/h。与牙轮钻头相比，进尺提高80.55%，机械钻速提高107.26%。而且首次实现了深井3000m以上技套井段国产Ø311.2mmPDC钻头完钻。

2.1.2复合钻井技术

在古深2井施工中，针对牙轮钻头钻时慢的实际，及时捕捉信息，认真研究地层岩性特点，优选PDC钻头和螺杆钻具，在沙河子组泥岩地层开展了复合钻井试验。试验井段4984～5161m，应用引进Ø215.9mmDSX系列PDC钻头配合Ø172mm低转速大扭矩螺杆，2只PDC钻头总进尺187m，平均机械钻速1.10m/h，与该井复合钻井前牙轮钻头转盘钻进相比（4936.17～4984.92m，进尺48.75m，机械钻速0.6m/h），进尺提高92%，机械钻速提高83%。该项试验首次在油田5000m以下深度进行，突破了井下高硬度、高温（200℃）地层不适合使用PDC钻头和螺杆的禁区，为深井提速提供了有力的技术支持。

2.1.3气体钻井技术

自2005年首次在升深2-17井进行泡沫钻井试验以来，大庆油田进行了气体钻井技术的大规模推广应用。气体钻井施工层位主要在泉一段—营城组地层，实际施工中根据井下情况，应用了空气、氮气和空气雾化/泡沫钻井工艺，取得了显著的效果，气体钻井技术得到了进一步完善和发展。2007～2009这三年的气体钻井施工情况见表2。

2.1.4涡轮钻具试验

2009年在徐深41井营城组井段首次开展涡轮钻具试验，以寻求提高深层火山岩地层机械钻速的新途径。涡轮钻具采用俄罗斯研制生产的2TCIII－178T型减速器涡轮钻具，具有井下工作性能稳定、抗温性强、输出扭矩大等特点。另外，还针对地质岩性特点，与钻头厂家经过研讨，设计、制造了个性化孕镶PDC钻头。

涡轮钻具试验井段4414.11～4424.50m，累计进尺10.39m，纯钻9.98h，机械钻速1.04m/h，涡轮钻具使用21.98h，井下工作温度170℃左右。与牙轮钻头的进尺、机械钻速等指标相比，此次涡轮钻具的应用并没有发挥优势。

2.2外围井

表2　气体钻井施工情况

2.2.1钻头优选

通过改进钻头来提高钻井速度，是外围井提速的有效手段之一。由于外围井大部分地层为砂砾岩和含砾砂岩，只有宝一段含有大段泥岩适合PDC钻头的应用。为此，对PDC进行了改进，以提高宝泉岭组泥岩段机械钻速，并在达二段以下地层进行了PDC钻头适应性试验。

方10井在宝一段使用Ø311.2mm M1955R钻头进尺728.93m，平均机械钻速5.83m/h；在达二段、新安村+乌云组的砂砾岩层进行了Ø215.9 mmM1365R钻头试验，进尺170.77m，机械钻速2.22m/h，与同层位牙轮钻进相比，机械钻速提高了29%。

2.2.2垂直钻井技术

井斜问题一直是外围井钻井施工的一大难题。近两年方正区块的施工实践证明，垂直钻井技术是提高机械钻速、保证井身质量和缩短钻井周期的一项关键技术。2009年在方正区块的3口井应用了Powerv-MWD垂直钻井技术，取得了很好的效果。见表3。

表3　2009年方正区块垂直钻井系统应用情况

2.3特殊工艺井

2.3.1深层水平井

在松辽盆地北部深层进行水平井施工，集中了水平井和深井施工的全部技术难点，主要体现在以下几方面：①深层砾岩岩石可钻性极值高、造斜率低，造斜段与水平段井眼轨迹控制难度大；②登娄库组易剥落、营城组砾岩易掉块，发生硬卡钻及沉砂卡钻几率大；③深层地温高，钻井工具的使用寿命短，易发生螺杆失效现象；④深层岩石硬度大，机械钻速低、周期长，易发生钻具疲劳破坏，并且对技套磨损大。⑤无线随钻测量仪器测量最低点离钻头约9m，井眼轨迹控制难度较大。解决好以上问题，对提高水平井施工效率来说至关重要。

（1）采用“六勤法”来精确控制井眼轨迹，即“勤测量、勤计算、勤分析、勤预测、勤发现和勤调整”。

（2）选择适合的钻头，提高单只钻头进尺及机械钻速；按照实际造斜率比设计造斜率高10%～20%的原则优选抗高温、低转速、大扭矩的单弯螺杆钻具。

（3）复杂事故预防方面：保证钻井液携砂能力，控制固相含量，及时补充足够的润滑剂；优化钻具组合，保证井眼轨迹平滑过渡；下钻中途分段循环举砂，执行提前循环划眼到底，按技术要求活动钻具等措施，防止卡钻；使用防磨套，降低扭矩、摩阻，减轻钻具与套管壁的磨损和碰撞。

2.3.2侧钻水平井

为了进一步评价宋站地区营城组三段火山岩岩性气藏的含气情况，争取产能上有所突破，以实现该区块的储量升级，2009年施工了大庆油田第一口深层套管开窗侧钻水平井宋深CP102井。通过侧钻工艺技术、钻头和螺杆钻具优选、地质导向轨迹控制技术、事故复杂预防技术、尾管封隔器完井液填充工艺等技术的研究与应用，取得了很好的经济效益，形成了一套适合大庆油田深层侧钻水平井钻井完井配套技术。

宋深CP102井优选了新疆万吉PDC钻头，并根据需要使用了定向钻具、稳斜钻具和钟摆钻具，很好地控制了井眼轨迹，提高了钻井效率。该井完钻斜深3655.00m，水平位移577.18m，水平段长398.50m，最大井斜角74.73°，平均机械钻速1.04m/h，投入产出比约为1∶5.13。

3　存在的问题

3.1钻头优选

深井技套泉二段以下地层，特别是12-1/4″井眼，地层硬度高，而且由于钻井液密度大（＞1.25g/cm3）而造成的压持效应，使得牙轮钻头机械钻速很慢（1.0m/h左右），而此深度以下还没有适合的PDC钻头。虽然近年来PDC的使用效果已经取得突破，但目前还不能够完全实现PDC钻头技套完钻，仍有提速空间，这就需要继续改进、优选出更适合泉头组、登娄库组钻进的PDC钻头。

3.2气体钻井

现场施工实践证实，气体钻井提高机械钻速、缩短钻井周期的效果明显，但由于该工艺自身特点而存在一些技术难题悬而未决，而且随着气体钻井施工的不断推广、深入，各种新问题亦随之暴露。

（1）地层出水情况不能准确预测，而且在发现出水后，尚无能够有效测定出水量的手段。

（2）井斜角问题仍未能彻底解决。塔式钻具、钟摆钻具和满眼钻具均不能主动防斜，当井斜角增大时，均须同时控制钻压和钻速，影响了机械钻速的提高。

（3）井壁稳定问题，包括两方面：钻进过程中的井壁不稳定，气液转换后的井壁失稳。

（4）对后续钻井施工的影响：气体钻进井段井径大、极不规则，造成后期钻进扭矩大、测井遇阻，还会影响固井质量。

3.3井下动力钻具

3.3.1涡轮钻具

上文所述的涡轮钻具应用效果不理想的原因：没有适合涡轮钻具在火山岩地层钻进的钻头。

（1）牙轮钻头转速满足不了硬地层钻进的需要，牙齿抗冲击、抗研磨能力不足，会出现断齿、磨齿速度加快的现象，甚至掉牙轮。

（2）PDC钻头适合高转速，但复合片抗冲击能力更差，配合涡轮钻进时复合片很快会碎裂。

尽管效果较差，但涡轮钻具高转速、抗高温及扭矩大的特性得到了发挥，并且较安全地进行了施工，为今后深井提速探索了一条可行之路。建议下一步在泉二段以下地层进行涡轮钻具配合超高转速牙轮钻头钻进试验，并继续寻找适合涡轮钻具的PDC钻头。

3.3.2螺杆钻具

螺杆钻具在深井施工中主要有3个作用：配合PDC钻头或者高速牙轮钻头进行复合钻井，提高机械钻速；单弯螺杆纠斜钻进，保证井身质量；用于水平井、定向井的导向钻进，控制井眼轨迹。

庆深气田地温梯度较高，约4.1℃/100m，井深4000m静止温度达160℃，循环温度约120℃。高温会使螺杆钻具的橡胶和金属膨胀，减少定、转子之间的配合值，严重影响螺杆钻具的性能。螺杆钻具的薄弱环节是定子橡胶耐高温程度低、轴承易损坏。目前国产螺杆的抗温性、使用寿命还不能满足深井施工要求。徐深平32井完钻垂深3861m，三开钻进所用螺杆只能下井使用一次，工作时间平均80h，造成钻头、螺杆用量大，影响了钻井经济效益。