玉门油田鸭西钻井提速技术研究与应用

2016-12-09李国兴薛洪波郭立春

西部探矿工程 2016年11期

关键词：西区机械钻速白垩

田　径，李国兴，薛洪波，郭立春

(中石油西部钻探国际钻井公司，甘肃酒泉735000)

玉门油田鸭西钻井提速技术研究与应用

田径*，李国兴，薛洪波，郭立春

(中石油西部钻探国际钻井公司，甘肃酒泉735000)

玉门油田鸭西区块地层倾角大、防斜难度大，岩石可钻性差、机械钻速慢，存在高压盐水层但深度不确定等问题。区块已钻井速度慢、周期长，2014年鸭西区块4400m左右的直井，平均周期188d，平均机速2.16m/h；目前玉门油田开发重心转至青西、鸭西区块，鸭西工作量充足，提速潜力巨大；通过开展针对性防斜打快、钻头个性化设计及优选和高压盐水层预防处理等研究，完善了区块优快钻井技术；2015年已应用3口井，提速效果显著，实现了优质高效钻井；形成一套完善的提速配套技术，可以进一步推广应用。

钻井提速；防斜打快；高压盐水；钻头选型

鸭西区块存在机械钻速低、钻井周期长等问题，提速技术瓶颈亟待解决，该项研究将实现经济效益和社会效益双赢，同时能提高深井复杂地层的钻井技术，并积累钻井经验。近年来，鸭西深部地层欠开发，未深入开展提速攻关，2015年鸭西白垩系部署9口井，目前已经完成直井鸭西12井、小井眼加深井鸭西4J井和小井眼侧钻井鸭西8X井，通过这3口井的探索，逐渐解决了鸭西提速中存在的困难，为鸭西区块的整体提速奠定了基础。

1　地质特点及钻井难点

1.1地质特点

鸭西区块岩性主要为砾石层、棕红色含砾砂岩，棕红色粉砂质泥岩、灰色砂质泥岩等；鸭西区块目的层为第三系白杨河组E3b和白垩系下沟组K1g，完钻井深一般在4500～5000m。地层主要特点是：第四系砂砾岩胶结差；第四系与第三系、第三系柳沟庄组与白垩系中沟组之间存在不整合面；白垩系中沟组、下沟组存在高压水侵等。

1.2钻井难点分析

（1）井斜控制难度大。依据鸭西12井地质设计，白垩系中沟组与下沟组地层倾角大，下沟组倾角最大15°，第四系与第三系、第三系柳沟庄组与白垩系中沟组之间存在不整合面，同时依据邻井鸭西7井2800m以后增斜很快。

（2）岩石可钻性差和高密度下机械钻速低。因鸭西区块紧邻玉门青西油田，依据玉门青西油田岩石可钻性变化规律探讨[1]，参考鸭西区块白垩系地层可钻性，中沟组3550～3800m，可钻性在6～7级，下沟组3800～4700m，可钻性最差大于7级以上；在钻遇高压盐水层后，提高钻井液密度对机速影响较大，高密度下机速低，从邻井鸭西11井看，为压稳盐水层钻井液密度从1.30g/cm3提高到1.68g/cm3左右,密度提高后的机速降低了30%～50%。

（3）鸭西区块部分井存在高压盐水层。目前高压盐水层深度和压力都不确定，并且高压盐水层有些在白杨河组E3b层，有些在中沟组K1z层；例如鸭西11井钻至E3b层存在高压盐水层，钻井液密度最高达1.68g/cm3。

（4）白垩系中、下沟组地层含砾钻头选型困难。在鸭西117井下沟组4425～4432m取芯显示存在砾石段，白垩系含砾地层使用PDC钻头行程进尺少，容易先期损坏，例如鸭西5井在钻至白垩系含砾地层4305～ 4398m时，进尺93m，纯钻仅42.83h，机速2.17m/h，起出后PDC钻头冠部几乎磨平报废。

2　技术研究与应用

2.1防斜打快技术[2]

鸭西地层倾角一般在（7°～15°）之间，各地层之间存在不整合面，井斜易向西南方向偏离。常规的钟摆钻具、刚性满眼钻具以及轻压吊打等被动防斜技术不能解决鸭西的井斜问题，而国外垂直钻井工具如Pow⁃er-V、Vertitrak等使用价格贵，国内垂直钻井工具目前还没有得到广泛的推广，且在工具稳定性方面还需提高，为此研究应用PDC钻头+螺杆+MWD复合导向技术，通过实验防斜效果好，钻井成本低，值得推广使用。

2.1.1钻具组合优选

由于鸭西井斜控制难度大，表层井段和2800m之后井段需要选择一套既能防斜又能纠斜的钻具组合，通过技术研究，表层钻进时，采用牙轮钻头或PDC钻头+螺杆+MWD的“0-3”钻具组合，泥岩达到60%～ 70%之后，选用PDC钻头钻进，钻井参数采取钻压20～ 140kN，转速50～65r/min+螺杆，排量45～55L/s，平均钻速可达7.5m/h，这样即可以穿越牛胳套—胳塘沟组N2n+N1t含砾砂泥岩层，带螺杆+MWD又可及时防斜打快。2800m以后井斜增加快，采用PDC钻头+螺杆+ MWD的“0-1”钻具组合，钻井参数采取钻压40～ 120kN，转速60r/min+螺杆，排量30～35L/s，平均钻速可达4m/h，通过鸭西12井实钻均起到了控制井斜、提速的效果。

2.1.2螺杆优选

选用7头Ø244.5mm或Ø172mm1.25°单弯螺杆，能起到导向钻进和复合钻进的双重作用；为满足Ø311mm和Ø216mm井眼控斜要求，选择使用比井眼小1～2mm的稳定器，以满足井眼防斜要求；同时优化转速和钻压，改善钻具受力环境，跳钻井段尽量调整转速、钻压或加减震器减弱跳钻；根据测斜情况及时调整参数，优化泥浆性能，提高机械钻速，防止井斜超标，如果井斜增大需加密测量，如果接近设计上限时要采取措施进行纠斜。

2.1.3工艺技术

通过前期防斜经验，当井斜在设计范围内，方位在自然方位反方位时，全压复合钻进，井斜向小变化；当方位回到自然方位，井斜向大变化；当井斜达到设计上限时，采用定向纠斜，全力扭方位至自然方位反方位，控制井斜在设计范围内，全压钻进，达到解放钻压，提高机械钻速的目的。鸭西12井在1513～1782m进行纠斜作业1次，将方位由50°扭至219°，井斜控制在3°以内。

2.2钻头个性化设计及优选[4]

针对鸭西区块白垩系中、下沟组可钻性6～8级，硬度在1600MPa[3]、中、下沟组地层含砾的特点以及钻遇水层后提密度对机速的影响。鸭西11井在3851～ 3940m，试验瑞德PDC SKH1516（5刀翼16mm复合片）钻进89m就报废；鸭K2-1井在4222～4308m，试验宝瑞PDC BR1375(5刀翼13mm复合片)钻进86mPDC的选型问题尤其突出。

通过研究开展了PDC钻头优选及应用，第三系、白垩系上部及含砾层位采用刚体PDC钻头突出穿夹层能力和攻击性；白垩系下部地层采用胎体PDC钻头主要突出钻头抗研磨性和热稳定性。现场实钻过程中，鸭西12井在第三系、白垩系上部和含砾地层选用DBS公司钢体SF56VH3、SF55H3、FX55DX3和SF55DH3钻头，强调钻头的攻击性和穿夹层能力，白垩系下部选用DBS公司胎体MM54DH3钻头，钻头系列见表1。

表1　钻头系列表

2.3高压盐水层的预防和处理

鸭西高压盐水层分布不明确，白杨河组及以下地层可能存在，已钻井井深从2702～3572m存在不同压力的盐水层,压力系数：1.45～1.68g/cm3，盐水侵极易造成井壁失稳，依据鸭西11井三压力梯度，如鸭西11在井深2558/2673/2694/3245m发生高压盐水侵，钻井液高密度由1.49g/cm3提至1.68g/cm3，氯根由6736mg/L升至23397mg/L。

为了做好预防工作，需做好钻井液密度、粘度、氯根浓度的监控，并及时坐岗。下步需进一步摸清高压盐水层压力分布规律；进中沟组前将钻井液密度提至1.55g/cm3；加重后短拉测后效验证水层压稳情况。

2.4 提速工具NEWDRILL的应用

NEWDRILL提速工具提供近钻头高速旋转及持续扭矩，钻头连续接触地层，在轴向高频的吸能和放能，同时恒定钻压，工具全金属，耐高温、高压；机械系统驱动，不受液压力及泥浆密度、堵漏材料的影响；轴向吸力及放力经过几十万次测试；尺寸多样、释放能量值也可设置；使用寿命可达300h以上；可以有效避免软硬交错地层、非均质性较强地层钻头受到较强的轴向冲击力，造成崩齿，掉齿，钻具疲劳受损，减小钻头瞬时不能连续接触地层，切削效率降低，塑性地层受力应变，而周向滑移剪切时间内实际切削次数降低的不足问题。

此工具共使用3口井，总进尺976m，平均机械钻速1.56m/h（见表2）,提速效果显著。

表2　鸭西8X井NEWDRILL使用统计

从表2应用可以看出NEWDRILL在鸭西区块机械钻速提高了50%～80%。

3　实施效果及经济效益评价

3.1实施效果评价

通过以上措施，鸭西12井全井平均机速5.08m/h，创该区块机速最快纪录，钻井周期75.83d，创该区块周期最短纪录，其中1只216mm SF56VH3，井段1518～ 3162m，进尺1644m，平均机速7.26m/h，同比邻井机速提高了127%；鸭西8X井试验NEWDRIIL井段机速平均提高了89%，推广应用前景广阔。