杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术

2021-04-20陈新勇徐明磊徐雅萍

石油钻探技术 2021年2期

陈新勇，徐明磊，马樱，徐雅萍，赵博，韩煦

（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，河北任丘062550；2.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北任丘062552；3.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；4.中国石油大学（华东）石油工业训练中心，山东青岛266580）

华北油田杨税务区块位于冀中坳陷南部河西务构造带上，随着地质认识的不断深入和钻井完井技术的不断进步，杨税务潜山油气藏的勘探获得了重大突破，成为华北油田重要的接替资源[1]。该区块地质条件复杂，沙河街组以下发育有砾岩层和多个薄弱易漏层，油气藏埋深超过5 200.00m，储层温度160～215℃，因地表有村庄房屋，需采用大位移井开发。但该区块大位移井钻井存在摩阻扭矩大的问题，而且杨税务区块沙河街组沙四段以下地层可钻性差，存在易漏层，地层温度高，对钻井工具、钻井液和水泥浆的性能要求高。面对类似的技术难点，国内主要从提速工具、降摩减扭、钻井液性能优化、防漏堵漏、井眼清洁等方面进行解决[2–7]。笔者根据杨税务区块的地质特征，从井身结构优化、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液配方优选与性能优化、提速提效和大温差小井眼固井等方面进行了研究，形成了华北油田杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术，并在T5X井和T101X井进行了现场试验，试验结果表明该技术可提高机械钻速，缩短钻井周期，为杨税务潜山油气藏的高效开发提供了技术支持。

1 钻井完井技术难点

华北油田杨税务区块自上而下钻遇第四系、新近-古近系、二叠系、石炭系、奥陶系和寒武系：第四系主要岩性为黏土；新近-古近系主要岩性为泥岩、砂岩、粉砂岩、砂砾岩和砾岩；二叠系和石炭系主要岩性为砂岩、碳质泥岩、玄武岩并夹含煤层；奥陶系和寒武系为该区块的目的层，主要岩性为灰岩、白云岩。综合分析认为，该区块主要存在以下钻井完井技术难点：

1）新近-古近系沙河街组沙四段以下地层可钻性差，机械钻速低。沙河街组沙4段、孔店组，二叠系和石炭系以硬质泥岩、砂岩为主，硬度极高，研磨性极强，且夹含砾岩层、玄武岩层，对钻头冲击破坏严重，给钻井提速带来了困难。

2）二叠系以下地层复杂，易漏失。二叠系和石炭系存在煤层，钻井过程中易发生垮塌和井漏，对钻井液的抑制性和封堵性要求高；潜山井段主要岩性为灰岩、白云岩，裂隙发育，易漏失。

3）水平位移大，施工困难。水平位移2 000.00m以上，钻井过程中摩阻大，钻压施加困难；裸眼段长且要钻穿多套复杂岩性地层，造斜点位置和井斜角直接影响施工的难度和安全性。

4）井下温度高，对钻井工具、材料要求高。潜山顶部地层温度超过160 ℃，井底温度最高达到215℃，对井下工具、钻井液和水泥浆的抗温性能提出了较高要求。

5）潜山内固井难度大。潜山地层压力系数低，尾管段长度超过1 200.00m，环空间隙小，井底温度高，且温差在40℃以上，且后期需要采用体积压裂技术改造储层，对水泥环的完整性要求高，给固井施工带来了困难。

2 钻井完井关键技术

为了加快华北油田杨税务区块的勘探开发进度，开展了杨税务潜山油气藏大位移钻井完井关键技术研究，从井身结构优化、个性化钻头设计、提速工具优选、钻井液优化和防漏堵漏等方面入手进行研究，形成了一系列钻井完井关键技术。

2.1 井身结构优化

杨税务潜山油气藏原井身结构：1）一开ϕ339.7 mm套管下至明化镇组稳定地层，封固地表平原组松软层；2）二开ϕ244.5mm套管下至沙河街组下部；3）三开ϕ177.8mm套管下至奥陶系顶部，封固奥陶系以上易垮塌易漏地层；4）四开潜山目的层专打，悬挂下入ϕ127.0mm套管固井。

为确保井控安全，降低井壁垮塌风险，并考虑后期储层改造需求[2–3]，在分析薄弱地层三压力剖面的基础上，对井身结构进行了优化。通过分析邻井钻井资料，预测沙河街组下部发育有压力系数1.35的高压层，将原井身结构中二开套管下深调整至沙河街组中部；为了提高套管的抗内压强度，确保后期储层改造的需求，将四开ϕ127.0mm套管回接至井口。

2.2 井眼轨道设计与轨迹控制技术

2.2.1 井眼轨道设计

1）优选造斜点位置。沙四段和孔店组地层中含有膏岩、膏泥岩和砾岩，其中膏岩、膏泥岩地层稳定性不好，砾石层可钻性差，造斜能力低；二叠系和石炭系含有玄武岩和煤层，地层岩性复杂，容易发生掉块等复杂情况，将造斜点选择在沙河街组的中上部。通过模拟分析不同井斜角下的摩阻扭矩，发现将井斜角控制在40°以下有利于降低摩阻扭矩，提高携岩效率，因此选择在沙一段井深1 700.00～1 800.00m处造斜。

2）优化造斜率。为了保证井眼轨迹平滑，降低施工难度，将井眼轨道优化设计为“直—增—稳”三段制，将造斜率控制在（2.0°～2.4°）/30m。

2.2.2 井眼轨迹控制技术

控制复杂结构井井眼轨迹时，既要考虑提高上部大直径井眼的造斜率，又要考虑下部高温稳斜段如何控制井斜角。

为了保障下部井段能够顺利施工，需确保二开在ϕ311.1 mm井眼成功定向。二开采用PDC钻头+1.25°大尺寸螺杆的钻具组合，螺杆上部不加稳定器，以提高造斜能力。二开钻具组合为ϕ311.1mm钻头＋ϕ244.5 mm×1.25°螺杆＋ϕ203.2 mm无磁钻铤×2根＋ϕ203.2mm螺旋钻铤×1根＋ϕ165.1mm螺旋钻铤×6根＋ϕ127.0mm加重钻杆×18根＋随钻震击器＋ϕ127.0mm加重钻杆×6根。钻进中尽量保证连续定向，不定点循环，少活动钻具，提高造斜率。

三开和四开为长稳斜段，采用动力钻具组合实现井眼轨迹的控制，选用1.0°弯角的螺杆，降低复合钻进破岩体积，在需要时可以微调井眼轨迹。三开钻具组合为ϕ215.9mm钻头＋ϕ172.0mm×1.0°螺杆＋ϕ203.2 mm稳定器＋ϕ165.1 mm无磁钻铤×2根+ϕ165.1mm螺旋钻铤×10根＋ϕ127.0mm加重钻杆×18根＋随钻震击器＋ϕ127.0mm加重钻杆×6根；四开钻具组合为ϕ152.4 mm钻头＋ϕ120.6 mm×1.0°螺杆＋ϕ120.7mm无磁钻铤×2根＋ϕ120.7mm螺旋钻铤×14根＋ϕ101.6mm加重钻杆×18根＋随钻震击器＋ϕ101.6 mm加重钻杆×6根。井深超过4 300.00m时井下温度超过150℃，应将螺杆和随钻测量仪器更换为抗高温的螺杆和随钻测量仪器。三开和四开钻进时以复合钻进为主；若井眼偏离设计轨道，要勤调微调，以保持井眼光滑。

2.3 降摩减扭技术措施

杨税务潜山油气藏大位移井井深超过6000.00 m，井斜角大、裸眼段长且下部地层可钻性差，导致钻井过程中摩阻扭矩大，钻机负荷大，给钻进安全带来很大隐患。为降低摩擦系数，确保钻井安全，主要采取应用水力振荡器和提高钻井液润滑性等技术措施。

2.3.1 应用水力振荡器

水力振荡器主要包括振动端和动力端（见图1）。钻井液流过该钻井工具时，能够产生轴向振动，带动附近钻具振动，降低钻具与井壁之间的摩擦阻力，增强钻压传递的有效性，解决滑动钻进过程中的托压问题，提高定向效率[4–5]。由于随着井斜角增大，水力振荡器的安放位置距离钻头越近，效果越好[6–7]，因此，综合考虑井斜角、裸眼段长、钻具组合及水力振荡器自身的特点，将其安放在距离钻头180.00～240.00m的位置。

图1 水力振荡器Fig.1 Hydraulic oscillator

2.3.2 提高钻井液润滑性

钻进增斜段、稳斜段和调整段时，钻井液中加入润滑剂和塑料小球等，通过物理方式降低钻井液摩阻系数；加强四级固控设备的使用，特别是充分利用离心机降低钻井液中的固相含量，以降低固相对钻井液润滑性的影响；加入SN树脂、聚阴离子纤维素等有机大分子处理剂，在井壁上形成吸附膜，改善滤饼的质量。多种方式结合使用，将钻井液摩阻系数控制在0.1以下，钻具与井壁的接触摩擦系数控制在0.3左右，综合降低摩阻扭矩。

2.4 提速提效技术

2.4.1 钻井参数优化

为了提高ϕ311.1mm井眼钻进东营组—沙河街组时的机械钻速和携砂能力，以尽可能提高钻头压降、比水功率和避开应力集中为原则，并将疲劳系数控制在0.7以下，通过利用Landmark软件进行模拟分析，推荐排量50～70 L/s，钻压100～200 kN，转速100～120 r/m in。

为了提高ϕ215.9mm井眼钻进沙河街组和二叠系—石炭系时的机械钻速和携砂能力，通过利用Landmark软件进行模拟分析，推荐排量48～66 L/s，钻压80～150 kN，转速80～135 r/m in。

2.4.2 PDC钻头优化设计

沙河街组沙四段下部、孔店组及二叠系和石炭系地层埋深4 200.00～5 000.00m，岩性主要为砾岩、黑色玄武岩、深灰色泥岩等，可钻性极差，对钻头冲击破坏较为严重。因此，需对钻头进行个性化设计。具体设计方案：设计六刀翼PDC钻头，采用ϕ16.0mm高抗研磨复合片、盔甲硬面材料，并利用等离子喷焊技术，将碳化钨密度提高40%，使复合片更耐冲蚀；钻头肩部至鼻部加装后排齿，以提高钻头抗冲击能力；将切削齿后角调高至15°～25°，以提高切削齿的抗冲击能力；采用3个ϕ13.0 mm和3个ϕ15.0mm的喷嘴，以提高钻头的冷却效果、井底清洗效果和射流冲击力。利用计算机流体动力学（CFD）软件模拟了钻头流场的分布情况，结果如图2所示。从图2可以看出，井底最高流体速度达到25.0 m/s。

图2 钻头流场模拟分析结果Fig.2 Simulation and analysis results of the bit flow field

2.4.3 扭力冲击提速技术

经过综合评估，钻进沙河街组沙四段、孔店组、二叠系和石炭系时应用扭力冲击器。扭力冲击器属于高频振动冲击辅助破岩工具，基本结构如图3所示。当钻井液流过该钻井工具时，其内部独特涡轮系统及动力启动器将钻井液的流体能量转换成高频、周期性的机械冲击力，并向下传递给钻头，使钻头以每分钟上千次的频率冲击、剪切破岩。扭力冲击器能够消除PDC钻头在钻进深井、超深井难钻地层时的粘滑问题，提高钻头破岩能量传递效率，延长钻头的使用寿命[8–9]。

图3 扭力冲击器的结构Fig.3 Structural diagram of torsion impactor

2.5 钻井液优选和性能维护处理

四开潜山底最高温度在215℃以上，岩性以灰岩、白云岩为主，地层压力较低，设计钻井液密度1.05～1.16 kg/L。选用抗温220℃的BH-HFL增黏降滤失剂、HB-2提切剂和抗高温封堵剂，通过大量试验，优化出低固相钻井液配方：1.0%～3.0%膨润土+0.1%～0.3%烧碱+1.0%～2.0%抗高温增黏降滤失剂+2.0%～3.0%抗高温提切剂+0.6%～2.0%抗高温封堵剂+2.0%～3.0%储层保护剂[10–12]。钻井过程中，采取以下措施维护钻井液的性能：

1）加入1.5%增黏降滤失剂BH-HFL、1.0%抗高温封堵剂和2.0%抗高温提切剂HB-2，将API滤失量控制在8m L以下；采用碳酸钙将钻井液密度调整至1.03～1.10 kg/L。

2）通过调整抗高温增黏剂和抗高温提切剂的加量调节钻井液的流变性，将其动切力控制在11～15 Pa，塑性黏度控制在20～23 mPa·s，以提高钻井液的携岩能力。

3）钻井过程中充分利用振动筛、除砂器和离心机等固控设备，控制钻井液中的固相含量，将含砂量控制在0.2%以下，摩阻系数控制在0.1以下。

2.6 小间隙大温差长封固段固井技术

2.6.1 井眼准备

下套管前，采用双稳定器和三稳定器通井钻具组合通井2次。通井过程中，若遇阻30 kN以上，立即接顶驱对遇阻段进行划眼，直到顺畅为止。为确保井眼清洁，通井钻具组合到底后启动所有固控设备进行循环，在环空返速不低于1.2m/s的情况下至少循环2周。井眼清洁后，泵入润滑封闭液。封闭液配方为：井浆+1%～2%石墨粉+增稠剂。

2.6.2 尾管扶正器优化设计

ϕ152.4mm井眼中下入ϕ127.0mm套管的环空间隙小，固井质量难以保证。为提高套管的居中度和固井顶替效率，分别模拟分析了旋流短节套管扶正器和刚、弹性套管扶正器相间安放对套管居中度和固井顶替效率的影响，结果见图4。从图4可以看出，与采用旋流短节套管扶正器相比，刚、弹性套管扶正器相间安放时的套管平均居中度由7%提高至55%，固井顶替效率可以达到90%以上[13]。

2.6.3 前置液设计

为了提高井眼清洁效果，在常规含有氧化剂的冲洗液基础上，优选冲洗加重隔离液，其主要成分为水、高温悬浮剂、冲洗剂、菱角形加重材料和抗污染剂，同时将冲洗加重隔离液的用量由常规的2～3m3提高至10～15m3，这样既能清除低固相钻井液形成的滤饼，又能提高水泥浆的顶替效率和界面胶结质量。

2.6.4 韧性水泥浆设计

图4 井深5 425.00m处顶替效率模拟曲线Fig.4 Simulation curve of disp lacement efficiency at a depth of 5 425.00m

由于后期需要大型体积压裂改造储层，因此要求水泥环具有一定的塑性变形能力，以防止压裂时水泥环发生脆性破碎。为此，结合固井防窜要求，在配制水泥浆时加入增韧和防窜材料，形成了韧性水泥浆，其配方为：G级水泥+40.0%高温增强材料DRB-2S+5.0%增韧材料DRE-300S+0.8%分散剂DRS-1S+0.5%悬浮剂DRY-S2+0.8%稳定剂DRK-3S+8.0%胶乳防窜剂DRT-100L+1.2%防窜调节剂DRT-100LT+2.5%降滤失剂DRF-120L+0.5%消泡剂DRX-1L+0.5%抑泡剂DRX-2L+1.3%～2.2%缓凝剂DRH-200L+48.0%水。

3 现场试验

杨税务区块的T5X井和T101X井应用了潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术，钻井过程中未发生井下故障，整体效果较好（见表1）。2口井平均完钻井深6 083.50m，平均机械钻速7.3m/h，平均钻井周期149.69 d，与未应用该技术的邻井T2X井相比，机械钻速提高了27.4%，钻井周期缩短了19.7%。其中，T101X井创造了华北油田完钻井深5 500.00m以深、水平位移超过1 500.00m的钻井周期最短，机械钻速最高和月进尺最多等3项纪录。

表1 试验井和邻井钻井技术指标对比Tab le 1 Comparison of d rilling technical indexes between test wellsand ad jacent wells

T101X井采用四开井身结构，钻井过程中未出现井漏、溢流和井眼失稳等问题。采用螺杆钻具组合，井眼轨迹控制较好，井眼光滑。固井前采用双稳定器和三稳定器钻具组合通井，套管下入顺利。

ϕ311.1mm井段钻井参数为：排量55 L/s，钻压130 kN，转速100 r/m in。为降低造斜段的摩擦阻力，应用了水力振荡器，ϕ311.1 mm井段平均机械钻速16.6m/h，与未应用水力振荡器的邻井相比，机械钻速提高了25.3%。

钻进沙河街组沙三段以下地层时，充分利用固控设备降低固相含量，加入SN树脂改善滤饼质量，降低钻具与井壁的摩擦阻力。沙四段和孔店组以砂岩、泥岩为主，夹含厚度173.00m的砾岩泥岩互层段，采用个性化设计的PDC钻头与扭力冲击器配合钻进该层段，平均机械钻速达4.63m/h，较邻井同层段提高了54.5%。

四开潜山内使用抗高温低固相钻井液钻进，为了提高钻井液的携岩能力，加入抗高温钻井液添加剂，动切力控制在12 Pa左右，塑性黏度控制在22mPa·s左右。钻进中，充分利用振动筛、除砂器和离心机等固控设备，将含砂量控制在0.16%左右。固井前，分别下入了双稳定器和三稳定器钻具组合通井，通井结束后循环3周，然后下入套管，每2根套管安放一个套管扶正器，刚、弹性套管扶正器相间安放。固井作业时，加入12m3前置加重隔离液，应用低密度韧性水泥浆进行固井，候凝后测井评价固井质量，结果为良好。