哥伦比亚Matambo区块深井钻井关键技术

郑振国， 黎红胜， 赵海艳， 温慧芸， 孙东方

(1.中化石油勘探开发有限公司，北京 100077；2.中国石油渤海钻探工程有限公司职工教育培训中心,天津 300280；3.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

Matambo区块(以下简称M区块)位于哥伦比亚南部Huila省，是中化集团投资的一个石油区块。该区块地处山地，油藏埋深4 750.00～5 100.00 m，已完钻G1A井、G2井、G3井、G4井、G5井和G10井等6口定向井(其中，G10井侧钻失败后，又在该井眼中侧钻了G10ST2井、G10ST3井和G10ST4井，均因井下故障频繁而失败)，平均井深4 780.00 m，平均钻井周期272 d，平均机械钻速3.00 m/h。该区块地质条件异常复杂，存在山前构造带常见的高陡地层、多套压力系统、多层断层破碎带、多层易坍塌剥落的泥页岩地层及大段砾岩层等，钻井过程中遇阻、卡钻、卡套管、井漏和井眼垮塌等井下故障频发，处理井下故障耗时约占钻井周期的30%，导致钻井周期较长，影响了油气勘探开发效益。为了提高M区块深井的钻井速度，针对该区块存在的钻井难点，从井身结构优化、井眼轨道设计及轨迹控制、多参数随钻监测和分析、固井工艺优化及钻井液体系优选等方面进行了研究，初步形成了M区块深井钻井关键技术，并在G10ST5井进行了现场试验，机械钻速大幅提高，井下故障明显减少，为该区块深井实现安全、优质、快速和高效钻井积累了经验。

1 地层岩性及钻井难点

1.1 地层岩性

M区块深井自上而下钻遇的地层主要为：

Honda组地层，埋深约1 926.00 m，主要为泥岩、砂岩和砾岩，钻井过程中易出现漏失和阻卡；

Barzalosa组地层，埋深约2 274.00 m，主要为泥岩，钻井过程中易出现漏失、坍塌、缩径和卡钻等井下故障；

Doima组地层，埋深约2 654.00 m，主要为砾岩、砂岩和泥岩，部分含有页岩,钻井过程中易出现卡钻；

Potrerillo组地层，埋深约3 183.00 m，主要为泥岩、砂岩和砾岩，钻井过程中易出现漏失、卡钻和阻卡；

Chicoral组地层，埋深约3 476.00 m，主要为砾岩、砂岩和泥岩，钻井过程中易出现漏失和卡钻；

Teruel组地层，埋深约3 746.00 m，主要为砂岩和泥岩，钻井过程中易出现漏失和缩径；

San Francisco组地层，埋深约4 129.00 m，主要为泥岩，钻井过程中易出现卡钻和阻卡；

Tobo组地层，埋深约4 360.00 m，主要为石灰岩，钻井过程中易出现漏失和压差卡钻；

Villeta组地层，埋深约4 778.00 m，主要为页岩、泥页岩和石灰岩，钻井过程中易出现气侵、卡钻和阻卡；

Tetuan组地层，埋深约4 848.00 m，是该区块储层，主要为砂岩、石灰岩和火成岩，钻井过程中易出现压差卡钻和电测阻卡；

Caballos组地层，埋深约4 892.00 m，是该区块储层，主要为砂岩和泥岩，钻井过程中易出现压差卡钻和电测阻卡；

Saldana组地层，埋深约4 920.00 m，为基岩。

1.2 主要钻井难点

截至目前，M区块已完钻6口深井，钻井过程中出现的井下故障主要为：钻进Doima组、Chicoral组、Teruel组和Tobo组地层时，钻井液漏失及由此引发的卡钻、断钻具等故障；钻进San Francisco组地层时，因高地应力及断裂带导致井壁严重失稳；钻进Villeta组地层时，因高地应力导致井壁失稳和地层压力异常导致溢流井涌等。分析认为，该区块地层存在倾角大(最大达到80°)、多层断层破碎带、多套压力系统、多层大段泥页岩及大段砾石层等，导致深井钻井过程中出现井身结构设计与井眼轨迹控制困难、井壁失稳严重、套管下入和固井难度大、高研磨性地层机械钻速低、井眼摩阻大等技术难点[1-8]。

1.2.1 井身结构设计困难

由该区块某井地层三压力剖面可知，该区块存在多套压力系统，地层孔隙压力逐渐升高而呈现异常。Chicoral组及以上地层孔隙压力系数为1.00～1.07，Teruel组、San Francisco组和Tobo组地层的孔隙压力系数分别为1.07～1.10，1.20～1.30和1.45～1.50，Villeta组地层的孔隙压力系数为1.63～1.69(为高压气层)，Tetuan组和Caballos组地层的原始地层压力系数为1.02～1.05，但Tetuan组地层由于经过长时间开采，目前地层压力已低于原始地层压力。

该区块地层岩性变化频繁且地层软硬交错，导致地层坍塌压力变化较大，1 981.00～2 895.00 m井段的地层坍塌压力高于地层孔隙压力；破裂压力随井深增加而逐渐增大，但整体偏低。

由于地层存在多套压力系统，且地层岩性复杂，该区块深井井身结构设计难度较大,主要体现在：地质构造复杂，浅层砾岩含量高，易发生漏失；深部地层裂缝、断层发育，井壁不稳定，易坍塌；Tetuan层含高压气层，且钻井液密度安全窗口窄，钻井过程中漏失严重；地应力高，导致地层坍塌严重，且不容易确定坍塌层深度；地层岩性变化大，目前预测的压力剖面存在一定的不确定性；由于对地质情况认识不清，地层纵向上存在多套压力系统，必封点存在一定的不确定性。

1.2.2 井眼轨道设计及井眼轨迹控制困难

M区块地处山地，修建钻井平台受到限制，且该区块位于山前构造带，地层倾角大，井眼轨道设计和井眼轨迹控制存在较多的困难：

1) 由于该区块处于崇山峻岭之间，修建井场存在一定的难度，一个钻井平台往往会设计多口井，因而只能设计为小斜度定向井，进行井眼轨道设计时可能会存在靶前距不够大的问题。例如，G10井与G2井在同一个井场，由于井场条件的限制，G10井设计采用勺形井眼轨道，为后续钻井作业增加了很多困难。

2) San Francisco组和Villeta组地层破碎带、断层高度发育，且地应力高，钻井过程中易发生井壁失稳。因此，在进行井眼轨道设计时，需避开破碎带和断层，同时需考虑井眼方位角和井斜角，防止地应力高而造成的井壁失稳。例如，G10井在井眼轨道设计时由于未避开高地应力地层和破碎带地层，导致3次侧钻均未能穿越该段地层。

3) 上部地层具有自然造斜的趋势，因此上部直井段防斜打直比较困难。

4) San Francisco组和Villeta组地层倾角大且不稳定，应用常规钻具组合很难控制井眼轨迹，即使采用动力钻具，井眼轨迹控制效果也不理想，且该井段有大段砾石层，其高研磨性给井身质量控制增加了难度。例如，G3井在钻进该井段时，应用常规稳斜钻具组合不能稳斜，应用钟摆降斜钻具组合反而增斜，应用1.25°动力钻具也达不到纠斜效果，最后应用2.25°动力钻具纠斜才达到设计要求。

1.2.3 井壁失稳严重

受造山带区域构造运动及山体重力挤压作用的影响，M区块普遍存在各向异性高地应力地层和欠压实地层交错分布的现象，且大小断层破碎带相互交错分布，泥页岩地层水敏性强，钻井过程中频繁出现井漏、地层掉块、井壁坍塌、钻具阻卡、起下钻困难和套管遇卡或下不到底等问题。

1) Barzalosa组和Doima组地层上部主要为泥岩和砾岩，部分含有页岩，岩石脆性较大，容易破碎，钻井过程中一旦发生严重漏失或井下压力波动过大会导致井壁大段坍塌，造成憋泵、卡钻，甚至掩埋钻具。该区块4口井在钻进该地层时都发生了漏失，处理井漏共耗时31 d。

2) San Francisco组地层主要岩性为巨厚泥岩、伊/蒙混层及含微裂缝的高地应力地层，地层倾角变化大，大小断层相互交错，地层破碎，钻井过程中极易发生井漏和井塌。例如，G1A井在钻进该地层时，多次出现坍塌、阻卡、卡钻等井下故障，最终因无法解卡而被迫填井侧钻。

3) Villeta组地层含大段泥页岩，水敏性强，极易水化而造成地层剥落、掉块和井塌，导致出现憋泵、蹩钻、卡钻和起下钻遇阻等井下故障。例如，G10ST4井在钻进该地层时因井壁失稳而发生卡钻，通过震击、泡解卡剂等多种手段解卡无效后，最终采用泡酸成功解卡，损失钻井时间4 d。

1.2.4 下部井段套管下入困难且固井质量难以保证

M区块深井四开φ215.9 mm井段采用φ177.8 mm尾管固井，主要封固San Francisco组、Tobo组和Villeta组地层；五开φ142.4 mm井段采用φ127.0 mm尾管固井，主要封固Tetuan组和Caballos组2个储层。

四开和五开井段尾管固井时，由于环空间隙小、井眼不规则，一旦井壁失稳发生井塌，极易造成尾管遇阻、下不到底、开泵困难等井下故障，从而增大固井施工难度，固井质量也很难保证[9-12]。例如，G2井φ177.8 mm尾管下入过程中因遇阻而被迫起钻，重新通井后再次下入，导致损失钻井时间5 d；G10ST3井由于井壁失稳，导致φ177.8 mm尾管未能下到井底，并发生卡套管事故，被迫提前固井；另外，G10ST3井因尾管下不到底且环空堵塞，无法注水泥，射孔补救时压漏地层，破坏了φ177.8 mm尾管的封固完整性，最后在炮眼处挤注胶质水泥才封住漏层，损失钻井时间10 d。Villeta组地层为高压气层，固井过程中容易发生气窜，影响固井质量，且补救作业困难。例如，G5井尾管固井过程中在该地层发生气窜，多次补救后才封住气窜，损失钻井时间41 d。

1.2.5 地层研磨性高，井眼摩阻大

M区块2 600.00～3 600.00 m井段主要为Doima组至Chicoral组地层，含有大段巨厚砾石层，研磨性高，导致钻速慢，经常发生蹩钻、跳钻，钻具磨损严重，甚至发生断钻具事故。例如，G3井在钻进该井段时发生2次钻具断裂落井事故，且钻头磨损严重，发生掉牙轮事故2次，严重影响了钻井速度。

中部地层的稳定性差，含有破碎带，钻井过程中经常发生掉块，井径扩大率大，而且在钻进高陡地层时易形成锯齿形螺旋井眼，导致井眼摩阻高，钻具超拉严重、扭矩大，易造成钻具磨损严重、断裂落井等井下故障。例如，G10ST2井在钻井过程中钻具摩阻扭矩过大，导致加重钻杆弯曲、旋转导向工具支撑臂损坏和MWD与无磁钻铤发生严重变形等问题，严重影响了定向效果。

2 钻井关键技术

针对M区块6口深井钻井过程中出现的问题，开展了该区块深井钻井关键技术研究，包括井身结构优化、井眼轨道设计及轨迹控制技术优化、优选钻井液体系、优化固井技术及应用多参数随钻监测与分析技术等，初步形成了适用于M区块地层特性的深井钻井关键技术。

2.1 井身结构优化

目前，M区块6口已完钻深井主要采用五开和四开井身结构，如图1所示。其中，G1A井、G2井、G3井和G5井采用了五开井身结构(如图1(a)所示)：一开，φ660.4 mm钻头钻至井深约300.00 m，φ508.0 mm表层套管下深约300.00 m，封住地表水层和松散地层；二开，φ444.5 mm钻头钻至井深约2 570.00 m(Doima组地层顶部)，φ339.7 mm技术套管下深约2 568.00 m，封固Honda组和Barzalosa组地层；三开，φ311.1 mm钻头钻至井深约3 870.00 m (San Francisco组地层顶部)，φ244.5 mm技术套管下深约3 870.00 m，封固Doima组、Potrerillo组、Chicoral组和Teruel组地层；四开，φ215.9 mm钻头钻至井深约4 850.00 m，φ177.8 mm生产尾管下至Tetuan组地层顶部；五开，φ152.4 mm钻头钻至井深约4 925.00 m，φ127.0 mm生产尾管下至井深4 920.00 m，用于封固产层。

G4井和G10井采用的四开井身结构(如图1(b)所示)是在五开井身结构的基础上进行了简化，其中G4井井身结构为：一开，φ660.4 mm钻头钻至井深328.00 m，φ508.0 mm表层套管下深325.00 m，封住地表水层和松散地层；二开，φ444.5 mm钻头钻至井深约2 628.00 m，φ339.7 mm技术套管下深约2 617.00 m，封固Honda组、Barzalosa组和Doima组地层；三开，φ311.1 mm钻头钻至井深约3 861.00 m，φ244.5 mm技术套管下深约3 860.00 m，封固Doima组、Potrerillo组、Chicoral组、Teruel组、San Francisco组、Tobo组和Villeta组地层；四开，φ215.9 mm钻头钻至井深约4 980.00 m，φ177.8 mm生产尾管下至井深4 939.00 m，封固Tetuan组和Caballos组产层。与G4井相比，G10井采用φ339.7 mm表层套管(下入深度为459.00 m)封住地表水层和松散地层，φ244.5 mm套管封固Honda组—Chicoral组地层，φ177.8 mm尾管封固Teruel组—Villeta组地层，φ127.0 mm生产尾管用于封固产层(如图1(b)所示)。

图1 M区块深井优化前后的井身结构Fig.1 Casing programs of pre/post-deep well optimization in the Block Matambo

采用五开井身结构的4口井，三开井段钻至San Francisco组地层顶部，使四开井段中San Francisco组和Villeta组2个异常复杂的地层处于同一裸眼段，钻井过程中频繁出现漏失、阻卡、蹩钻、憋泵和卡钻等井下故障。采用四开井身结构的2口井，San Fransisco组和Villeta组地层同样位于同一个井段，钻井过程中也频繁出现井下故障。

根据M区块地质情况和已钻井的经验，主要的必封点有Barzalosa组泥岩地层、San Francisco组地层的断层破碎带及Villeta组异常高压地层，为此，对原井身结构进行了优化，将San Francisco组地层的断层破碎带和Villeta组异常高压地层分别封固，形成新的五开井身结构(如图1(c)所示)：一开采用φ660.4 mm钻头钻至井深约300.00 m，φ508.0 mm表层套管下至井深约300.00 m，主要封固地表水层和松散地层；二开采用φ444.5 mm钻头钻至井深约2 745.00 m(Doima组地层顶部)，φ339.7 mm技术套管下至井深约2 743.00 m，主要封固Honda组和Barzalosa组松软地层；三开采用φ311.1 mm钻头钻至井深约4 147.00 m(进入Villeta组地层3.00～5.00 m)，φ244.5 mm套管下至井深约4 145.00 m，主要封固Doima组、Potrerillo组、Chicoral组、Teruel组、San Francisco组和Tobo组地层；四开采用φ215.9 mm钻头钻至井深约4 848.00 m(Villeta组地层底部)，φ177.8 mm生产尾管下至井深约4 876.00 m，主要封固Villeta组地层；五开采用152.4 mm钻头钻至设计井深约5 031.00 m，下入φ127.0 mm生产筛管至井深约5 029.00 m。

2.2 井眼轨道设计及井眼轨迹控制技术

2.2.1 井眼轨道优化设计

M区块地处山地，为了绕开地面障碍物，并避免山前构造带和高地应力的影响，深井普遍设计为小斜度定向井，水平位移300.00～500.00 m，井斜角15°～25°。进行井眼轨道设计时，充分考虑地下靶点与地面的关系，尽量采用“直—增—稳”三段式井眼轨道，如需要绕开断裂带、高陡山前带和断层纵横交错区等不稳定层段，应尽量使井眼方位垂直于最小主应力方向，并保持全角变化率不超过4.5°/30m。同时，应采取深造斜点、低造斜率的设计方案，并充分利用方位自然漂移和地层对井斜的影响，以保持井眼轨迹平滑，降低钻进时的摩阻扭矩。表1为G10ST5井的井眼轨道设计参数。

表1 G10ST5井井眼轨道设计参数Table 1 Wellbore trajectory design parameters of the Well G10ST5

2.2.2 井眼轨迹控制技术

表层井段采用塔式钻具组合钻进，在保证打直的同时加大钻压，以提高机械钻速；直井段采用双稳定器钟摆钻具组合钻进，充分释放钻压，以提高机械钻速，并降低钻具的上下振动；造斜段采用螺杆钻具组合钻进，防止出现过大的井眼狗腿度，确保井眼轨迹平滑，提高井眼轨迹与设计井眼轨道的符合率。

四开井段井壁不稳定，地层容易剥落，井壁摩阻大，在钻进过程中易发生井下故障，因此设计采用旋转导向系统控制井眼轨迹，并应用MWD+LWD进行随钻监测；旋转导向钻进可以克服滑动导向钻进的不足，能确保井眼轨迹平滑，有利于套管的下入；同时，可以减少起下钻次数，缩短该井段钻井液浸泡时间，降低作业风险。

2.3 优选钻井液

在钻进Doima组、Chicoral组和Tobo组等易漏地层时，选用MI-SVACO高性能水基钻井液，以有效控制钻井液漏失。其配方为0.03%～0.07%氢氧化钠+1.50%碳酸钙+0.20%～0.35% IDCAP D(页岩抑制剂)+0.30%～0.50%SP-101(降滤失剂)+1.50%～1.70%DRILLZONE(润滑剂)+0.60%～1.15%封堵剂；主要性能参数为：密度1.08～1.12 kg/L，塑性黏度10～15 mPa·s，动切力25～30 Pa，漏斗黏度50～70 s，固相含量6%～8%，静切力10/30 Pa，中压滤失量5 mL，高压滤失量8～12 mL。在钻井过程中，要实时监测钻井液密度，并根据井壁掉块情况及时调整钻井液性能，以控制井壁掉块和井壁坍塌。

由于Teruel组、San Francisco组和Villeta组地层存在大段泥岩、多层断层破碎带和异常高压地层，因此钻进Teruel组和San Francisco组地层时选用了POLYMER-IDCAP D聚合物强抑制性水基钻井液体系，充分利用其封堵效果好和对泥页岩抑制作用强的特性，提高井壁稳定性。其配方为0.15%～0.30%DUOVIS(增黏剂)+1.20%～1.60% UNITROL(降滤失剂)+0.60%～0.70% POLYPAC UL(降滤失剂)+0.30%～0.50% IDCAP D(页岩抑制剂)+1.00%～1.50%SACK BLACK(封堵材料)+1.50%～2.00% ASPHASOL SU PREME(封堵材料)+1.50%～2.00% DRILLZONE(润滑剂)，主要性能参数为：密度1.57～1.61 kg/L，塑性黏度25～35 mPa·s，动切力22～35 Pa，静切力15/35 Pa，漏斗黏度40～55 s，API滤失量3.75～10.00 mL，钙离子质量浓度100～200 mg/L。钻井过程中要随时监测钻井液的滤失量、润滑性以及抑制性，确保钻井液性能稳定，以保持井壁稳定;同时，还需要提高钻井液切力，以保持钻井液具有良好的携岩能力。

钻进Villeta组地层时选用KLA SHIELD水基钻井液，其配方为0.10%～0.25% DUOVIS(增黏剂)+0.60%～0.70% UNITROL(降滤失剂)+0.60%～0.70% POLYPAC UL(降滤失剂)+0.30%～0.50% IDCAP D(页岩抑制剂)+0.60%～1.15% STARGLIDE(润滑剂)+0.60%～0.90% POROSEAL(封堵剂)+1.15%～2.30% ASPHASOL(封堵材料)+1.15%～1.70% SACK BLACK(封堵材料)+2.30%～2.85% DRILZONE(润滑剂)+0.40%～0.50% K-52(有机钾抑制剂)+1.80%～2.30% KLA STOP(泥岩抑制剂)，主要性能参数为：密度1.70 kg/L，塑性黏度35～45 mPa·s，动切力35～42 Pa，静切力15/35 Pa，漏斗黏度40～70 s，API滤失量3.8～5.0 mL，钙离子质量浓度80～800 mg/L。该钻井液具有较强的抑制性，可以抑制泥页岩的水化膨胀，从而提高大段泥岩井段的井壁稳定性。另外，Villeta组地层存在局部异常高压层段，钻井液密度低于1.57 kg/L时会发生较强的气侵，从而严重影响钻井和固井安全，同时考虑到井壁力学稳定和平衡地层压力的需要，因此要求钻井液密度不能低于1.65 kg/L。

钻进Tetuan组和Caballos组地层时选用FLOPRO低密度无固相钻井液，其配方为0.15%～0.30%DUOVIS(增黏剂)+1.15%～1.70%DUAL-FLO HT(防漏剂)+0.60%～1.15%STARGLIDE(润滑剂)+6.80% M325碳酸钙+2.50%碳酸钙(600目)+2.00%碳酸钙(1 200目)+0.60% PTS200(抗高温稳定剂)+2.85% SODIUM FORMATE(甲酸钾)+0.50% BUTILGL YCOL & EB 8490(防乳化剂)，主要性能参数为：密度1.06～1.08 kg/L，塑性黏度9～11 mPa·s，动切力14～25 Pa，静切力8～12/22～28 Pa，漏斗黏度40～60 s，API滤失量4.0～4.9 mL。该钻井液中加入了600目和1 200目碳酸钙,可以在Tetuan组地层井壁上形成封堵层;加入了325目、600目和1 200目碳酸钙,可以在Caballos组地层井壁上形成封堵层，实现保护砂岩储层的目的。

2.4 优化San Francisco组和Villeta组地层固井工艺

2.4.1 下套管技术措施

针对San Francisco组和Villeta组地层井壁不稳定、存在蠕变等问题，尾管固井时选用了TN-140HCSD型高抗扭无节箍楔形扣套管，其抗挤强度为111 MPa，抗内压强度为105 MPa，楔形扣具有很好的密封效果，无节箍可以减小下套管阻力;选用封隔式尾管悬挂器，以防止固井后高压层发生气窜;下套管前进行充分通井;起钻前在裸眼井段加足量玻璃小球和润滑剂，以确保井眼稳定和润滑。套管串中带有可钻式套管钻头和可转动扩眼器Rhino XS Reamer(如图2所示)，一旦下套管遇阻，可钻式套管钻头能对地层进行修整，且在下完套管后，可通过钻头钻除;而可转动扩眼器可通过机械转动方式对井壁进行修整，起到通井作用，从而实现套管串的正常下入。

图2 Rhino XS Reamer可转动扩眼器Fig.2 Rhino XS Reamer rotary reamer

下套管过程中，在套管鞋上方3.00 m处安装1个扶正器，在浮箍上方3.00 m处安装1个扶正器，最下部的150.00 m套管柱每1根套管安装1个扶正器。上部井段每4根套管安装1个扶正器，尾管重叠段安装1个扶正器，确保套管居中。小斜度井固井采用弹性扶正器，大斜度井固井采用刚性和弹性扶正器。

2.4.2 优选隔离液及水泥浆体系

M区块四开和五开井段固井中存在地层井眼稳定性差、地层承压能力低、井底温度高和环空间隙小等问题，给水泥浆体系优选及性能优化带来了很大困难；同时，采用尾管悬挂器固井时对悬挂器及配件的质量和可靠性要求较高。为此，在优化固井工艺的基础上，为提高顶替效率，优选了润湿性好、黏度合适、动塑比低和流变性好的MI Spacer隔离液，其配方为：100%水+0.5%FP-6L消泡剂+5.0%Xantgan Gum胶黏剂+2.0%MCSA-LB表面活性剂+75.0%加重剂，其主要性能参数为：密度1.5～1.6 kg/L，动切力25 Pa，塑性黏度25 mPa·s。

为有效控制气窜，提高固井质量，M区块深井四开和五开井段固井选用了低滤失防窜加砂水泥浆体系，其配方为：100 g水泥+35.00%S-8石英砂+0.35% FL-52降滤失剂+0.60% FL-67L降滤失剂+0.60% BA-100LB防气窜剂+0.25% CD-Ultra分散剂+0.08% R-21LB缓凝剂+0.02% FP-6L消泡剂+44 g水。该水泥浆体系具有防气窜、低滤失、零析水、沉降稳定好和凝固后不收缩等特点，能保证水泥环长期具有良好的胶结性能及密封性能，其主要性能参数为：密度1.92 kg/L，滤失量26 mL，稠化时间225 min，游离液量为0，初始稠度20 Bc，24 h抗压强度17.8 MPa。

2.5 多参数随钻监测与分析技术

为了更有效地控制San Francisco地层和Villeta地层的井壁失稳问题，在钻进φ215.9 mm井段时，应用了多参数随钻监测与分析技术。随钻测量系统通过安装在钻具中的传感器实时监测井底钻井液密度，并将其保持在设计的范围内。该系统通过测量停泵时的钻井液等效静态密度ESD和钻井泵工作时的钻井液等效循环密度ECD，可以及时计算出液柱压力、地层破裂压力和地层坍塌压力，提供较为准确的“压力窗口”，从而确保钻井安全。另外，该系统可实时监测井底压力，分析井眼清洁情况、钻具振动情况及摩阻扭矩变化等，从而实时判断井壁掉块及井壁坍塌等情况，并及时进行风险提示。施工人员根据风险提示，可以及时调整钻井参数、钻井液性能、钻具组合等，预防和减少井漏、井塌卡钻等井下故障的发生，从而保证钻井施工安全。

3 现场试验

哥伦比亚M区块深井钻井关键技术在G10ST5井进行了现场试验。该井是在G10井中实施的一口侧钻井。G10井设计为水平井，设计采用四开井身结构(如图1(b)所示)，由于井场的限制，导致靶前距不够，设计采用勺形井眼轨道。该井在钻进San Francisco组和Villeta组地层时遇到复杂地应力带和破碎带，侧钻3次均未成功。最终，该井停钻，重新设计侧钻了G10ST5井。

G10ST5井设计井深4 876.0 m，侧钻点井深3 970.0 m，采用了四开井身结构。根据地应力研究结果调整了井眼轨道设计，设计井斜角在30°以内，井眼方位沿着最大水平主应力方向，以降低地应力对井壁稳定的影响，同时在进入San Francisco地层之前完成造斜，稳斜稳方位地穿过San Francisco组、Villeta组地层和储层。

G10ST5井钻进San Francisco组和Villeta组地层时应用了旋转导向钻井技术，降低了钻进摩阻和扭矩，提高了井眼轨迹控制精度；钻进井壁失稳严重的井段时采用了MI-SVACO高性能水基钻井液，保持了井壁稳定，减少了井下故障；封固San Francisco组和Villeta组地层时选用了高抗扭无节箍套管、高性能MI Spacer隔离液和低滤失防窜加砂水泥浆体系，并采取多次通井、应用可钻式钻头和Rhino XS Reamer可转动扩眼器等技术措施,顺利将套管下至井底，固井质量优良。

钻进San Francisco组地层时应用多参数随钻监测与分析技术,多次成功地对井下风险进行了预警，减少了井下故障的发生，确保了钻井安全。例如，该井在钻进4 210.00～4 665.00 m井段过程中(φ215.9 mm井眼)，倒划眼时遇阻严重，岩屑返出量从0.318上升到1.272 m3/h，ECD从1.83增至1.86 kg/L，最高达1.95 kg/L，泵压升高，排量忽高忽低。根据多参数随钻监测与分析系统的监测结果，认为继续钻进存在较大的井壁坍塌风险，如继续采用1.75 kg/L的钻井液钻进下部地层能会发生漏失等问题，因此提出倒划眼起钻措施，并随时监测井壁掉块情况，起钻至井口发现旋转导向系统损坏，钻具发生变形，从而避免了继续钻进带来的井下风险。

G10ST5井应用深井钻井关键技术顺利钻至设计井深，井身质量满足设计要求，固井质量达到全井段优质。与该区块其他6口深井相比，该井钻井周期缩短20.7 d，平均机械钻速由原来的3.00 m/h提高至7.00 m/h；全井仅发生1次卡钻，井下故障损失时间在钻井周期中的占比由原来的15%～30%降至7%，综合钻井成本降低近45%，提速、提效效果显著。

4 结论与建议

1) Matambo区块易缩径、垮塌的Barzaloza组地层，易漏失的Doima组和Chicoral组地层，含有断层破碎带的San Francisco组地层和含有异常高压层的Villeta组地层是井身结构设计中的必封点。

2) Matambo区块深井宜采用五开井身结构，井眼轨道设计要最大限度地朝向最大主应力方向，并尽量避开或垂直穿过断层和断层破碎带，在进入San Francisco组地层之前完成造斜，稳斜稳方位穿过San Francisco组和Villeta组地层。

3) 采用高切高黏强抑制性钻井液是保持井眼稳定的关键，钻井过程中要重点维护好钻井液的携岩性能和堵漏性能，并根据各个层段的岩性特点调整钻井液性能。

4) 封固San Francisco组和Villeta组地层时可选用高抗扭无节箍楔形扣套管，并选用封隔式尾管悬挂器，以防止固井后高压层发生气窜。下套管时除充分通井外，还需加足量玻璃小球与润滑剂、应用可钻式套管钻头和可转动扩眼器Rhino XS Reamer，以防止套管下入遇阻，实现套管串的正常下入。

5) 旋转导向钻井技术、多参数随钻监测和分析技术不但可以有效控制井眼轨迹和减少井下故障，保证井眼平滑、规则，还是提高井身质量和固井质量的关键。

参 考 文 献

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