巴楚隆起夏河区块风险探井钻井优化设计

张俊，徐珊，张进双，孙连忠，徐江

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；3.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

巴楚隆起夏河区块风险探井钻井优化设计

张俊1，徐珊2，张进双3，孙连忠3，徐江3

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；3.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

夏河区块位于新疆塔里木盆地巴楚隆起，夏河1井是中国石化部署在该区块的第1口风险探井，目的层为寒武系盐间灰岩和盐下白云岩。该区块地层岩石可钻性差，易蹩跳钻、断钻具，机械钻速低，深部地层易井斜，裂缝性地层易井漏，盐膏层存在钻井液钙侵污染等。邻近地区钻井周期长，钻井复杂情况及故障多发，安全钻井技术难点多。为实现安全高效钻井，基于工程地质特性和邻区完钻井技术分析，优化设计了夏河1井井身结构、分层段钻头型号、钻井液体系，制定了古生界钻井提速、井斜控制、裂缝地层防漏堵漏、抗钙侵钻井液等针对性技术措施，为安全、高效成井创造了条件。

钻井优化；钻头优选；抗钙钻井液；夏河1井；巴楚隆起

0 引言

塔里木盆地巴楚隆起北部的夏河区块东邻阿瓦提坳陷，东北接柯坪隆起，在前震旦变质岩基底上沉积了新元古界震旦系和古生界寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系以及新生界，缺失中生界和古近系地层［1-2］。为深化夏河区块油气成藏条件认识，探索巴楚地区寒武系早期形成的构造圈闭及奥陶系岩溶缝洞型圈闭的含油气性，推进巴楚隆起的油气勘探进程，中国石化在夏河1号构造部署了第1口风险探井——夏河1井，设计井深5 650 m，进入震旦系22 m完钻。该区块地层古老，岩性复杂，复杂情况多，作业风险高，钻井周期长［3-4］。根据邻近地区完钻井技术指标统计，方1、和4、康2、巴探5、和田1与玛北1井的机械钻速低（平均1.08 m/h），钻井周期长（平均545.31 d）。

1 钻井技术难点

1.1 古生界地层古老，井眼尺寸大，钻速慢

上部地层古老，岩石抗压强度高，可钻性差，钻井过程中蹩跳钻严重。巴探5井钻进过程中蹩跳钻频发，钻头断齿、崩齿严重，导致钻头使用寿命短、钻井效率低，强化钻具刚度和使用双向减振器，仍未能有效缓解跳钻问题。巴探5井使用100只钻头（含取心），平均机械钻速仅0.82 m/h，钻井周期长达598.5 d。

1.2 奥陶系—寒武系裂缝孔洞发育，易井漏

方1井从374 m一直到完钻，井漏65次，漏失钻井液3 394.00 m3。玛北1井钻井过程中在奥陶系蓬莱坝（1次）、寒武系丘里塔格组（1次）、寒武系吾松格尔组（19次）、震旦系苏盖特布拉克组（2次）累计井漏23次，漏失钻井液1 388.05 m3。巴探5井寒武系漏失3次，漏失钻井液433.00 m3。舒探1井奥陶系、寒武系井漏19次，累计漏失钻井液1 466.50 m3，累计损失时间214.4 h。

1.3 深部地层软硬交错，易发生井斜

邻井志留系、奥陶系深部地层井斜超标严重。和6井地层软硬交错，地层倾角10°～40°，最大井斜角13.64°（井深4 278 m，奥陶系）；采用Power-V纠斜2次，施工井段1 635.26～1 806.00 m，井斜角从5.30°降至2.60°；施工井段2 198.21～2 484.10 m，井斜角从5.10°降至0.50°。巴探5、和田1、方1井的最大井斜角分别为6.18°，7.20°，6.50°。

1.4 寒武系盐膏层发育，高钙盐水污染钻井液

邻区巴麦区块寒武系发育2套盐膏层。玛北1井阿瓦塔格组与沙依里克组界面钻遇高钙盐水层（Cl-质量浓度为148.0 g/L，Ca2+质量浓度为8.3 g/L），钻井液性能恶化，发生3次卡钻故障，回填侧钻2次。和田1井在寒武系阿瓦塔格组钻井液密度为 1.80 g/cm3，钻开 6 757～6 770 m盐间灰岩段遇高压含气水层，Ca2+质量浓度最高达32.8 g/L，钻井液密度上调到1.90～2.17 g/cm3，处理钻井液期间共漏失钻井液15.60 m3，溢流35次，溢流量合计96.47 m3。

2 井身结构优化

夏河区块上部地层属正常地层压力体系，奥陶系裂缝孔洞发育，易井漏，阿瓦塔格组和吾松格尔组层间交界面发育高压盐水层。结合方1、玛北1、巴探5井实钻情况和夏河1井地质钻探目的，确定肖尔布拉克组顶部和阿瓦塔格组盐岩顶部为井身结构地质必封点［5］。

为提高机械钻速、缩短作业周期，一开缩小了井眼尺寸，优化了中完井深。φ406.4 mm钻头设计钻深800～1 200 m，下入φ339.7 mm技术套管，封隔新近系至二叠系库普库兹满组易塌易漏地层，优化后钻头比钻压提高10%，破岩量减少68%。

二开确认进入阿瓦塔格组盐膏层结束，设计进入寒武系中统阿瓦塔格组2 m，工程与地质录井紧密结合，卡准盐膏层层位，φ244.5 mm套管采取直下双级固井方式；如在阿瓦塔格组未钻遇盐膏层，则继续钻进至沙依里克组顶面之上5 m结束二开，避免钻穿阿瓦塔格组与沙依里克组交界面（可能发育高压盐水层）。

三开根据吾松格尔组盐膏层钻遇情况决定中完井深。若吾松格尔组发育盐膏层，则确认钻穿吾松格尔组盐膏层后结束，封隔阿瓦塔格组盐膏层、沙依里克组及吾松格尔组盐膏层；若吾松格尔组未钻遇盐膏层，则视油气显示情况确定中完井深。视盐膏层蠕变情况，采用液力扩孔器对φ215.9 mm井眼实施扩孔作业，要求扩孔后确保盐膏层段井径不小于254 mm，下入φ184.2 mm厚壁、高抗挤套管封隔盐膏层。

四开采用φ149.2 mm钻头钻达设计井深，设计先期裸眼完井方式。根据实钻油气显示情况，决定是否对φ184.2 mm套管进行回接。

夏河1井优化后的井身结构见图1，对阿瓦塔格组、吾松格尔组盐膏层及阿瓦塔格组、沙依里克组界面高压盐水层进行一个开次单独封隔，为该井安全、快速钻进提供了有利条件。

图1 夏河1井井身结构

3 钻头类型优选

参考邻井钻遇地层岩性和测井处理解释获得的岩石力学参数剖面，进行了分层段钻头类型优选（见表1）。第四系、新近系地层成岩性较差，砂岩胶结疏松，属软—中软地层，钢齿牙轮钻头和PDC钻头均适用，采用中心喷嘴有效清洗钻头，通过敷焊耐磨材料提高切削齿寿命和抗“缩径”能力。

二叠系火山岩硬度大、裂缝发育，测井解释地层岩石抗压强度50～250 MPa，内摩擦角30°～50°，可钻性级值3～6，地层软硬交错，蹩跳钻严重，易引发井下振动。本井缺失中生界和古近系地层，埋深较浅，岩石强度较弱，可尝试选用双排齿PDC钻头，利用恒压稳扭工具提供稳定钻头工况［6］。

石炭系、泥盆系、志留系以泥灰岩、膏泥岩、中砂岩、细砂岩、含砾中砂岩和灰色细粒岩屑石英砂岩为主，属中硬—硬地层，地层软硬交错，上部泥岩地层岩性较均质，可钻性较好。泥盆系克孜尔塔格组顶部、志留系塔塔埃尔塔格组底部砂砾岩、细粒石英砂岩层研磨性强，可选用异形齿PDC或牙轮/PDC混合钻头提高硬地层破岩能力。

奥陶系桑塔木—鹰山组以灰岩、泥岩为主，属硬—中硬地层，砂岩段研磨性较强，适于采用多刀翼小直径切削齿PDC钻头；下部蓬莱坝—丘里塔格组白云岩含燧石结核，地层硬，研磨性强，可钻性极差，常规牙轮和PDC钻头不适用，推荐采用孕镶钻头或牙轮/PDC混合钻头过渡。

寒武—震旦系岩性复杂，含白云岩、玄武岩、辉绿岩和膏盐层，且取心层位较多，主要从地层适用性、钻井安全、地质取心和综合录井需要出发，设计选择牙轮钻头或微芯PDC钻头。

表1 夏河1井地层岩性特征和钻头类型推荐

4 古生界钻井提速技术

一开二叠系开派兹雷克组玄武岩坚硬、易塌，钻进过程中蹩跳钻严重。从预防钻具蹩跳、提高破岩能量、保护钻头入手，优选New-drill恒压稳扭工具，较大的输出扭矩可提高破岩能量；脉冲动力发生器产生高频扭转周向冲击载荷，减少黏滑，保护钻头；减振活塞结构能够减小轴向冲击载荷，将钻压稳定控制在要求范围内，可以稳定钻头工况，防止蹩跳钻、断钻具事故。采用φ279.4 mm大尺寸钻铤提高钻具刚度，使用φ139.7 mm非标大尺寸钻杆确保工作排量，以利于发挥动力钻具最佳性能。

二开古生界岩性复杂，地层岩石硬，抗压强度高。蓬莱坝组、丘里塔格下亚群含燧石白云岩，蹩跳钻严重，对PDC钻头损伤大，造成起下钻次数增加，影响钻井效率。石炭—志留系可采用恒压稳扭工具、扭力冲击器提速技术，含燧石结核白云岩采用进口史密斯牙轮钻头或孕镶金刚石钻头+涡轮或高速螺杆复合钻进，同时辅以液力冲击器施加高频轴向载荷，提高破岩效率。若钻进过程中蹩跳钻严重，则接入双向减振器或水力加压器，采用滚轮扶正器降低与井壁间的摩阻。多种措施并用，避免纵向跳钻和钻柱涡动。

为确保井身质量，钻进过程中加强井眼轨迹监测，采用0.50°～0.75°大扭矩单弯螺杆+高效钻头的预弯曲防斜打直技术，可产生较大动态防斜力（降斜力可达到钟摆钻具组合降斜力的5.94倍），能够采用更大钻压（比钟摆钻具组合极限钻压提高50%～120%）。采用转盘+动力钻具复合钻进以提高钻井速度，若井斜有增加趋势，可下入1.50°～1.75°单弯螺杆钻具进行导向纠斜。

5 裂缝性地层防漏堵漏技术

奥陶系鹰山组、寒武系目的层发育溶蚀孔洞、裂缝，易出现井漏、放空等复杂情况。做好随钻防漏堵漏技术措施，是确保钻井施工安全和提高钻井效率的前提。主要措施为以下6点：

1）根据邻区完钻井资料和随钻地层压力分析，合理选择钻井液密度，配合随钻封堵措施，防止钻井液密度过高导致井漏。

2）合理控制并适当提高钻井液黏度和切力，尤其是提高钻井液静切力，以防止井漏。

3）控制起下钻速度，避免大激动压力诱发井漏，长时间静止后，下钻过程采取分段循环措施，防止开泵激动压力过大憋漏地层。

4）全井段做好屏蔽暂堵工作，加足封堵防塌剂，配合封堵材料对地层进行封堵，配方为：2%超细碳酸钙+（1%～2%）沥青+（0.5%～1.0%）单向压力屏蔽剂+（0.5%～1.0%）非渗透处理剂，以减小压力传递。

5）钻遇漏失地层时尽量不进行长裸眼承压作业，如采用桥堵静止承压施工，保证钻具位于漏失层上方，防止堵漏作业过程中发生卡钻。

6）发生大漏或失返性漏失时，可采用抗返吐桥堵或低密度固结堵漏措施。低密度化学固结堵漏（1.35～1.45 g/cm3）采用近平衡堵漏工艺，严格按“平衡堵漏”计算方法确定堵漏施工时的钻具下入深度和钻井液顶替量。

6 高抗钙欠饱和盐水钻井液体系

寒武系阿瓦塔格组、沙依里克组和吾松格尔组发育盐岩、石膏层和膏质泥岩，存在高压盐水，钻井液需具备较强的抗钙及盐水污染能力和较好的高密度流变性。针对夏河1井寒武系高钙盐水污染问题，设计采用SMCR-Drilling高抗钙欠饱和盐水钻井液。加入高密度分散剂SMS-19使体系中固相颗粒均匀分散，提高悬浮能力；向井浆中加入高抗钙降滤失剂SMPFL-C，增强钻井液抗钙污染能力。体系配方为：（2%～3%）膨润土+0.5%ELV-PAC+（0.5%～1.0%）SMPFL-C+5%SMP-3+ 3%SPNH+3%SMNA-2+1%SMS-19+3%QS-2+5% KCl+15%NaCl+1.5%SMJH-1。

该体系在150℃条件下抗钙能力达到3.6 g/L，高温静置7 d仍稳定分散，沉降系数小于0.540，HTHP失水量小于10.0 mL（见表2）。3.6 g/L钙盐污染实验表明，HTHP滤失量在控制范围内，具有良好的抗钙及盐水污染能力。

钻井液体系转换时，井浆与胶液按比例混合均匀后加入NaCl，KCl，控制Cl-质量浓度为100.0～150.0 g/L，密度为1.75 g/cm3。根据井下实钻情况，调整Cl-质量浓度、密度，保证井下安全。采用胶液配方为：水+（0.05%～1.00%）烧碱+（0.05%～1.00%）纯碱+（1.2%～2.0%）磺化酚醛树脂（Ⅲ型）+（1.2%～2.0%）磺化褐煤+（0.3%～0.6%）聚阴离子纤维素+（0.6%～1.2%）抗钙聚合物降滤失剂。充分利用固控设备，及时去除井浆中的低密度劣质固相，防止井浆黏度升高，增强体系抗钙及盐水污染能力［7-10］。

表2 SMCR-Drilling高抗钙钻井液体系150℃性能评价

7 结论

1）夏河区块钻遇地层古老、岩性复杂、层序多，面临钻速慢、蹩跳钻、易井斜、高压钙侵等钻井技术难题，安全高效成井面临严峻挑战。

2）基于工程地质特性和邻区完钻井分析，提出了井身结构优化、钻头类型优选、恒压稳扭减振、井斜监测与防斜打直等针对性提速提效技术措施。

3）通过采用随钻防漏堵漏技术和高抗钙欠饱和盐水钻井液体系，可避免裂缝性地层漏失、高钙盐水污染等井下复杂情况，为安全施工和钻井提速创造条件。

4）建议进一步深入开展研磨性硬地层高效钻头、超高温抗钙钻井液体系和异常构造应力带井筒强化技术攻关研究。

［1］RYANEZELL，DOUGLASJ.Design of improved high-density，thermallystable drill-in fluid for HTHP applications［R］.SPE 115537，2008.

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（编辑 赵卫红）

Optimal drilling design of wildcat well in Xiahe Block,Bachu Uplift

ZHANG Jun1,XU Shan2,ZHANG Jinshuang3,SUN Lianzhong3,XU Jiang3
(1.Engineering Research Institute,Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Urumqi 830011,China; 2.Research Institute of Exploration and Development,Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Urumqi 830011,China; 3.Research Institute of Petroleum Engineering,SINOPEC,Beijing 100101,China)

Xiahe No.1 well is located at the Bachu Uplift of Tarim Basin,which is the first wildcat well in Xiahe Block.The main targeted formation is Cambrian limestone between the salt beds and subsalt dolomite.The extremely complicated geological condition results in the poor rock drillability,drill bit bouncing,low rate of penetration,well deviation,lost circulation and calcium contamination.The adjacent wells drilled have the problem of long drilling circle and multiple drilling complex condition and failure.Based on the research of engineering geological characteristics and drilled well technology analysis,the casing program of Xiahe No.1 Well was optimized,and the drill bit type and drilling fluid were selected carefully.A series of drilling technical measures were applied,for instance,high efficient rock breaking methods,well deviation control,lost circulation control&plugging, anti-calcium drilling flurry,which contribute to the safe and high efficient drilling operation.

optimal drilling design;bit optimization;anti-calcium drilling fluid;Xiahe No.1 Well;Bachu Uplift

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题“碳酸盐岩缝洞型油藏钻井技术完善与推广”（2011ZX05049-002）

TE22

A

10.6056/dkyqt201703027

2016-12-17；改回日期：2017-03-06。

张俊，男，1982年生，工程师，硕士，2009年毕业于长江大学油气井工程专业，现从事钻井工程技术研究工作。E-mail：289416250@qq.com。

张俊，徐珊，张进双，等.巴楚隆起夏河区块风险探井钻井优化设计［J］.断块油气田，2017，24（3）：417-420.

ZHANG Jun，XU Shan，ZHANG Jinshuang，et al.Optimal drilling design of wildcat well in Xiahe Block,Bachu Uplift［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2017，24（3）：417-420.