京津冀岩溶热储钻井关键技术

2021-04-20曹华庆龙志平王殿学黄干廷马向东

石油钻探技术 2021年2期

曹华庆，吴波，龙志平，王殿学，黄干廷，马向东

（1.中石化华东石油工程有限公司，江苏南京210030；2.中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京210030）

按照国家能源局发布的NB/T10097—2018标准，岩溶热储是指发育岩溶化的碳酸盐岩（石灰岩、白云岩、大理岩）、硫酸盐岩（石膏、硬石膏、芒硝等）和卤化物（岩盐、钾盐、镁盐等）构成的热储，是可开发利用的地热能[1]。京津冀地区是我国中东部地热资源最丰富、开发利用条件最好的区域[2]，在京津冀岩溶热储的早期勘探开发过程中，钻井工艺受区域地质描述不清楚、地质控制井位少、储盖组合不明确和岩溶裂缝分布规律不清楚等的限制，误穿风化壳导致埋钻、岩溶裂隙失返性漏失和掉块卡钻等井下故障频发，导致钻井速度低、钻井成本高，严重影响了京津冀区域岩溶热储的勘探开发和利用。针对上述问题，中石化华东石油工程有限公司、胜利石油工程有限公司和新星石油公司联合进行技术攻关，在分析京津冀岩溶热储地质特征及钻井过程中遇到的技术难点的基础上，借鉴石油天然气地质、钻井相关成熟技术[3]，对京津冀地热储层进行了地质环境描述及钻井完井关键技术的攻关研究，逐渐形成了由精细地质卡层、钻井模式和个性化钻头优选、双壁钻杆气举穿漏和高效无固相携岩钻井液等钻井关键技术，并在京津冀岩溶热储钻探中进行了实践应用，应用后成井率达到100%，钻井周期缩短10%，钻井成本降低12%。

1 地质构造和地层特点

京津冀地区位于渤海湾盆地，是一个叠置在华北古生界地台上发展起来的中、新生界的断陷盆地，主要发育中上元古界蓟县系雾迷山组、长城系高于庄组热储，以及下古生界奥陶系、寒武系热储，优质岩溶热储主要分布在沧县隆起和冀中坳陷。热储上部盖层主要由新生界、中生界和上古生界构成。

1）蓟县系雾迷山组厚度300.00～1 000.00m，为浅海相沉积，岩性为白云岩、白云岩夹泥质白云岩，属于裂隙或溶洞型热储，主要分布在牛驼镇断凸、沧县台拱、宁晋断凸一带，埋深80.00～2 000.00 m。该热储层大部分被古近系–新近系所覆盖，经历了漫长的地质剥蚀风化和淋滤作用，储层厚度20.00～30.00m，钻探揭示最大厚度为70.00m，岩溶裂隙发育、连通性好，是目前勘探发现最优的基岩热储。

2）长城系高于庄组厚度420.00～980.00m，岩性为灰色白云岩、角砾岩和泥质白云岩，属于裂缝性热储，主要分布于牛驼镇、河间等地，是仅次于雾迷山组的基岩热储。

3）奥陶系热储属于裂缝性热储，岩性为灰白色、灰白色夹黄色灰岩和灰质泥岩，主要分布在临清坳陷宁晋凸起、新河凸起和馆陶凸起等基岩埋藏较浅的区带（基岩凸起带）。奥陶系热储暴露时间相对较短、岩溶作用期次相对较少，储层非均质性中等–强，厚度50.00～80.00m，是一套较优的热储。

4）寒武系热储属于岩溶裂隙性热储，由上寒武统风山组和下寒武统君山组碳酸盐岩层构成，岩性为褐灰色细晶白云岩、灰质白云岩，主要分布在冀中坳陷的霸州凹陷、临清坳陷的宁晋凸起和黄骅台陷的马头营凸起等，钻探揭示厚度30.00～70.00m，也是一套较优的热储。

2 钻井技术难点

1）京津冀岩溶热储尚处于勘探阶段，勘探钻井较少，勘探开发程度低，导致区域内储层和盖层的组合不明确，实际钻井过程中因不能准确确定风化壳，导致发生失返性漏失，引起上部泥岩地层垮塌，造成卡钻或埋钻故障频发。京津冀地区多口地热井钻井过程中出现垮塌、埋钻的事故，被迫填井侧钻或挪井口重钻。如造甲城1井未能准确判断风化壳，多次发生埋钻和断钻具等井下故障，钻井周期长达223 d；而同一井场的造甲城2井由于准确判断和卡取风化壳，钻井周期仅27 d。

2）储层裂隙（缝、洞）发育，易发生严重性漏失甚至失返性漏失。发生失返性漏失时，易造成上部沉砂卡钻或井壁垮塌。地热井为保护储层的渗透性和水质，钻井过程一般不允许采取常规堵漏措施，导致井眼清洁度差，卡钻频发。雄安新区钻探的容东3井、一铺南2井、Zg-Dr1井等多口地热井在三开钻进储层时均发生由漏失导致的井壁垮塌。

3）岩溶热储胶结性差、岩性松散、岩心成柱性差，取心时堵心、挤心严重，起钻过程中掉心严重，岩心收获率低。

4）基岩储层井目的层井段非均质性强[4]、可钻性差，导致钻头选型困难、钻头使用寿命短。采用混合钻头和个性化PDC钻头钻进时，机械钻速不稳定；采用PDC钻头钻进时，刚入井的前20 h机械钻速略高于牙轮钻头，但后期机械钻速急剧下降，单只PDC钻头进尺和平均机械钻速均比牙轮钻头低。

3 钻井关键技术

3.1 风化壳确定技术

京津冀不同区域地层受构造、剥蚀等因素影响，地层发育情况和厚度变化大，风化壳埋深规律性差。一直以来，现场地质录井对风化壳和基岩（灰岩和白云岩）岩屑的鉴别主要依靠经验、化学分析和碳酸盐岩分析等方法[5]。岩屑迟到时间受井深，钻井液密度、黏度，岩屑粒径、含量，钻井泵泵压、排量等因素的影响，不能准确反映井底地层的情况。地热新区勘探未深入，而工程上又要求“优、快、好、省”，因此采用个性化PDC钻头提高机械钻速，但机械钻速高会影响岩屑录井的质量，造成无法准确卡取风化壳，易导致钻穿风化壳，引发失返性漏失，造成井内压力失衡，引起上部井段泥岩垮塌，从而发生卡钻或埋钻等井下故障。

元素录井技术可以实时测量岩屑中常见的20余种元素，分析地层信息，为地层识别及地质评价提供基础数据[6]。因此，利用石油地质的XRF元素录井技术可以准确确定风化壳界面。

XRF元素分析的原理是，当高能X射线轰击样品（岩屑）时，原子核外的电子释放出来，出现电子空位。此时处于高能态的电子会跃迁到低能态来填补电子空位，并释放出特征X射线。不同元素产生X射线的能量和波长不同，分析X射线的能量或波长，就可得知被分析物质中元素的种类与含量，确定所钻地层的岩性，从而精确确定风化壳的位置。国内2000年开始利用XRF元素录井技术识别地层岩性和划分地层。不同岩性地层元素分析谱图的特征不同，相同岩性地层的元素组合特征相似，Si元素在砂岩中富集，表现为Si元素含量高，Fe元素含量低，Si和Fe元素二者负相关；Ca和Cr元素在灰岩中富集，Mg和Ca元素在白云岩中富集[7]，通过测定地层中元素的含量，分析其相关性，可以精准确定风化壳的位置。

京津冀岩溶热储区上部明化镇组泥岩盖层中砂质泥岩具有Fe、A l、K、Ti、V、Ba、Rb、Zr和Sr等元素含量高，Si元素含量低的特征。其中Ca、M g和P等元素的含量基本稳定，Ca元素的含量大于Mg元素，说明碎屑岩中含有少量碳酸盐岩成分，且以灰岩为主，白云岩次之。雄县的Zg-Dr1井钻至明化镇组底部、雾迷山组风化壳顶部后，XRF元素录井资料显示，Si和Ca等元素的含量大幅升高，Fe、A l、K、Ti、V、Ba、Rb、Zr和Sr等元素的含量大幅降低，Ca、Mg和P等元素的含量基本稳定（见图1）；进入雾迷山组风化壳后，XRF元素录井资料显示Ca、M g和P等元素的含量迅速升高，其余元素的含量相对稳定。

图1 Zg-Dr1井XRF元素录井曲线Fig.1 XRF element logging curve of W ell Zg-Dr1

根据Zg-Dr1井二开所钻地层钻时的变化，及时进行地质冲孔观察岩屑，并通过XRF元素录井分析相关元素的含量，发现Si元素的含量由明化镇组的35.0%～40.0%逐步降至20.0%～21.0%，并保持稳定；Ca元素的含量由1.0%逐步升至10.0%左右并保持稳定；同时Mg元素的含量由0.5%升至4.5%～5.4%，说明已经进入雾迷山组风化壳，及时发现了蓟县系雾迷山组热储，保留足够的下套管所需口袋，进行中完，封固雾迷山组顶部及上部地层，避免了因岩屑迟到时间滞后导致钻穿风化壳的情况发生，为三开安全钻进创造了稳定的上部井眼条件。

3.2 储层综合防卡钻技术

1）准确卡取风化壳。岩溶热储风化壳的钻井特征一般是：和上部盖层钻时相比，钻时明显变长，常出现钻具放空、漏失，蹩钻和跳钻等现象；岩屑出现明显变化，岩屑颜色和成分逐渐趋于相同，碳酸盐岩含量逐渐增高并趋于稳定，并常含有较多的晶体矿物，岩屑多为片状，棱角明显、断口新鲜，粒径小。京津冀岩溶热储勘探初期采用常规测井方法确定风化壳，由于测井仪器零长一般大于12.00m，多口井钻穿风化壳，导致发生失返性漏失，造成埋钻。同样，如果在盖层底部提前中完，三开钻进灰岩地层时会发生井漏，由于不同地层间存在压差，钻进储层时，如上部未下入套管固井封固泥岩盖层，易垮塌掉块，同样会造成卡钻或埋钻。现场采用钻时对比法、厚度对比法、岩性对比法、元素含量对比法和地层取心法等综合手段，能够准确确定标志层。根据岩性组合特征、XRF元素录井标志性成分的变化及标志层录井的深度，同时结合邻井地层厚度，判断是否进入灰岩、蓟县系雾迷山组储层界面。准确确定风化壳，可防止钻穿风化壳和盖层底部提前中完等情况的发生。

2）应用无固相高性能携岩钻井液。京津冀岩溶热储雾迷山组剥蚀掉块严重，目的层上部裂缝发育，安全密度窗口窄，频繁发生漏失。为保护目的储水层，采用无固相高性能钻井液钻进目的层，配方为：清水+0.25%增黏剂+0.13%悬浮剂+0.50%～0.80%PAM +0.30%～0.50%成胶剂HVIS，其性能为：密度1.02～1.03 kg/L，漏斗黏度40～50 s，塑性黏度35m Pa·s，动切力6 Pa，静切力2/9 Pa，pH值9。在揭开目的层之前，将常规膨润土钻井液转换为无固相高性能携岩钻井液。钻进过程中需要定时补充由增黏剂、悬浮剂和成胶剂配制的胶液，以提高钻井液的携岩性能，减少井内沉砂，避免形成砂桥。如发生漏失，堵漏的同时要兼顾储水层的保护，因此，从以下两方面解决漏失问题：一方面通过提高钻井液黏度降低漏失速度和程度；另一方面在钻井液中加入可完全酸溶的刚性堵漏材料，封堵发生小型、中型漏失的井段，减少或消除漏失，提高井眼清洁度，防止沉砂或掉块卡钻。刚性堵漏材料一般选用不同粒径的方解石颗粒，钻至完钻井深后，充分循环钻井液，使用稠浆大排量清扫井底，直到振动筛无岩屑；确认井筒干净后，彻底清洗钻井液罐，再次用新配制的无固相高性能携岩钻井液替出井内的钻井液，起钻，进行完井作业，以保护储水层。

3）双壁钻杆气举穿漏技术。气举穿漏钻井技术是利用双壁钻杆注入少量气体，将上部井眼环空中的钻井液举升至地面，以降低当量循环密度，安全钻穿易漏地层，其工艺流程图如图2所示。所钻井发生失返性漏失后，根据井内静止液面的井深和井内钻井液的密度，计算地层漏失压力系数，依据该系数设计双壁钻杆注气降压值。通过双壁钻杆及井下气举阀向上部井段环空注入空气，使井筒内的当量循环密度略低于地层漏失压力当量密度，同时依据最优气举效率设计气举参数，建立满足钻进携岩要求的循环，以降低漏失量、提高携岩效率、减少或避免发生井下故障，实现定向仪器正常工作。河北省霸州市的阿尔卡迪亚2井钻至井深2 270.00m时发生失返性漏失，实测清水钻井液液面在井深120.00m处，定向仪器因压差低，不能正常工作。采用双壁钻杆气举穿漏技术，在井深2 743.00m处实现侧钻和定向钻进，井口连续返液携砂，定向仪器正常工作，解决了钻井液失返后岩屑无法携带出井和定向仪器无法正常工作的问题。双壁钻杆气举穿漏所使用的钻具组合为ϕ215.9mm牙轮钻头＋常规钻具组合＋井下单向气举阀＋ϕ127.0 mm S135双壁钻杆×500.00m＋六方双壁方钻杆。

图2 双壁钻杆气举穿漏流程Fig.2 Flow chart of gas lift through thief zonew ith doublewall drill pipe

4）工程技术措施。风化壳胶结性差、不稳定，易发生掉块和垮塌，为此制定了预防性技术措施。采用螺杆钻具组合时，选用本体不带稳定器的螺杆，以减少钻具组合中的大尺寸钻具，采用加重钻杆施加钻压。采用不带动力钻具的常规钻具组合时，使用少量钻铤和加重钻杆的组合，尽可能简化钻具组合。在钻具组合中合适的位置安放相应尺寸的随钻震击器，以确保第一时间处理卡钻故障。钻进过程中必须观察、计量岩屑的返出量，如返出量偏少，则停止钻进，循环清洁井眼，以防止发生沉砂卡钻故障。

3.3 高效特色取心技术

京津冀地区奥陶系岩溶热储因暴露时间短、岩溶作用期次少，胶结性差，剥蚀差异性大，非均质性较强[8]，易破碎，在取心过程中极易发生堵心、起钻过程中发生掉心等井下故障，导致储层岩心收获率低，甚至出现空筒现象，影响地质资料的获取。常规弹簧卡箍式岩心爪岩心封闭内径为101.0mm，不能完全封闭岩心下端，仅适合成柱性好、胶结致密的地层取心，不适合用于京津冀地区岩溶热储目的层取心。

根据前期取心经验教训，选择全封销挂式JS-6型多用取心筒与弹簧卡箍加篮式一体式岩心爪配合进行取心[9]。一体式岩心爪可封闭内筒，能确保起钻过程中不发生掉心，与适合于碳酸盐岩取心的GC406T型高效取心钻头配合，能明显提高取心钻进的机械钻速。容东1井共取心3回次，第一回次使用Rb-8100型取心工具，取心收获率18.2%。根据现场取心情况，分析清楚取心收获率低的原因后，采用JS-6型全封销挂式多用取心筒与一体化岩心爪配合进行取心作业，2回次取心收获率均为100%（见表1），不仅提高了破碎、松散地层的岩心收获率，而且提高了取心机械钻速，确保了地质资料的完整性。

表1 容东1井取心记录Table 1 Coring record of Well Rongdong 1

3.4 钻头优选

京津冀地区岩溶热储钻井时，应根据从上至下钻遇地层的特性优选钻头或对钻头进行个性化设计。岩溶热储钻井钻遇地层分为盖层（砂泥岩组合）和基岩（灰岩或白云质灰岩）[10]。

1）盖层钻头选型。岩溶热储盖层以新生界的平原组、明化镇组、馆陶组和东营组的砂岩和泥岩为主，可钻性级值3～4，根据地层可钻性级值和地层岩性特征选择PDC钻头的型号，利用PDC-DS软件优化设计钻头的水力参数、稳定性和使用寿命。采用4～5刀翼、ϕ19mm切削齿、小后倾角、25°侧转角和大尺寸喷嘴，喷嘴的喷射方向直接对准刀翼上的切削齿，以有效清洗切削齿；尽量让高流速区分布在各刀翼的主切削齿，避免主切削齿附近出现低流速区导致钻头泥包，以获得更高的机械钻速。主要采用HY 1955型和GCG3613BR型等PDC钻头钻进盖层。

2）基岩钻头选型。对于以奥陶系灰岩、白云质灰岩、泥灰岩为主的灰岩基岩，其可钻性级值4～5，选用五刀翼、ϕ16mm切削齿的ϕ215.9mmPDC钻头或IADC编码为HJ517～HJ637、牙掌强化保径的牙轮钻头。对于以白云质砂岩、白云质灰岩和白云岩为主的白云质灰岩基岩，岩石结构比较复杂，可钻性级值7～8，推荐采用适用于高可钻性级值地层的牙轮钻头。选用MD型掌背强化、适用于高转速螺杆的钻头，同时采用高密度及露齿高度呈梯度变化的全掌背螺旋保径齿，以保护牙轮钻头的掌尖和轴承的密封，增强钻头抗缩径功能和保径能力，延长其使用寿命。MD型牙轮钻头机械钻速适中、轴承寿命超长，可在井下长时间钻进，能实现减少起下钻次数、降低辅助时效的目的[11]。常规钻具组合和MD型牙轮钻头配合使用，寿命可达120～140 h、进尺600.00～800.00m，能实现一趟钻完成三开。

3.5 堵漏技术措施

岩溶热储上部非目的层井段发生井漏时，坚持“低速漏失继续钻进、中速漏失随钻堵漏、高速漏失专门堵漏”的堵漏思路。发生高速漏失时，将架桥化学凝胶和智能凝胶浆泵入漏失井段，进行双液堵漏。架桥化学凝胶配方为：清水+5.0%膨润土+10.0%悬浮剂+12.0%成胶剂+10.0%堵漏剂+2.0%交联剂+5.0%增强剂。智能凝胶配方为：基液（水基钻井液）+30.00%成胶剂+2.00%交联剂+0.30%催化剂+0.009%交联增强剂+0.01%缓交联剂。堵漏作业时先注入智能凝胶，后注入化学凝胶，两者相互协同，以解决恶性漏失、重复漏失的问题。双液法堵漏能够使堵漏材料在预定位置停留并有效交联，在承受液柱压力的条件下，交联后能够形成强度足够高的封堵层，双液法堵漏成功率60%～70%，漏失量能明显降低80%以上直至完全止漏。河北省霸州市的阿尔卡迪亚1井钻至井深2 167.17 m（奥陶系灰岩）时发生失返性漏失，采用双液法堵漏，候凝后验漏，下钻探塞发现塞面，开泵返出钻井液，继续钻进未再发生漏失，成功堵漏。

岩溶热储层井段发生井漏时，采取随钻堵漏的方法钻进，在钻井液中加入聚合物和可完全酸溶的堵漏材料，以降低漏失量，并上提和下放钻具观察沉砂情况，如井下摩阻或扭矩明显增大，则及时停止钻进，泵入高黏聚合物稠浆清扫井眼，将岩屑携带出井，以保证井下安全。

4 现场应用

京津冀地区7口岩溶热储井应用岩溶热储钻井关键技术，准确卡取了风化壳，成井率100%，平均钻井周期比设计钻井周期缩短18.5%，钻井复杂和故障率降低93.0%。下面以Zg-Dr1井为例介绍应用情况。

Zg-Dr1井一开使用ϕ444.5 mm HY1955型PDC钻头钻进，钻具组合为ϕ444.5 mm PDC钻头+ϕ203.2 mm无磁钻铤×1根+ϕ203.2 mm钻铤×5根+ϕ165.1 mm钻铤×3根+ϕ127.0 mm加重钻杆×12根+ϕ127.0 mm钻杆，机械钻速25.00～35.00 m/h。二开使用ϕ311.1 mm GCG3613BR型PDC钻头钻进，钻具组合为ϕ311.1 mm PDC钻头+ϕ196.9 mm×1.25°螺杆+ϕ308.0 mm稳定器+ϕ203.2 mm无磁钻铤×1根+ϕ165.1 mm钻铤×3根+ϕ127.0 mm加重钻杆×12根+ϕ127.0 mm钻杆，机械钻速15.00～20.00 m/h。三开白云质灰岩井段使用MD617GHL型牙轮钻头钻进，钻具组合为ϕ215.9 mm牙轮钻头+ϕ165.1 mm无磁钻铤×1根+ϕ165.1 mm钻铤×11根+ϕ127.0 mm加重钻杆×12根+ϕ127.0 mm钻杆，纯钻时间117 h，进尺749.00 m，机械钻速5.52～5.69 m/h。与邻井西昝1井和西昝2井相同井段常规牙轮钻头相比，机械钻速相当，但是单只MD617GHL型牙轮钻头的进尺比常规牙轮钻头提高112%，纯钻时间利用率提高25%～27%，钻井周期缩短3～4 d。