塔里木油田富源区块钻井提速关键技术

靳大松， 霍如军， 张家振， 阮大勇， 刘立超， 李志敏， 徐海龙

(1中石油渤海钻探工程公司第三钻井公司 2中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院)

0 引言

塔里木盆地的油气藏普遍为埋深超过6 000 m的超深层储层且地质构造复杂程度高[1- 2],已探明油气资源总量为178×108t,主要油气藏按储层类型可分为裂缝性致密砂岩气藏和缝洞型碳酸盐岩油气藏[3- 5],其中，缝洞型碳酸盐岩油气藏开发前景十分广阔[6- 7]。近年来，富源区块已成为塔里木盆地碳酸盐岩油气藏勘探开发和上产的有利目标和主力区块。

1 钻井主要难点

富源区块二开上部地层可钻性较强，二开下部“硬骨头”难钻地层以及储层碳酸盐岩地层缝洞发育存在易垮、易漏、易卡的难点[1- 2]，各段地层的主要钻井难点为:①富源区块二开二叠系火成岩，岩性以气孔—杏仁构造的玄武岩为主，硬度强、可钻性差，对钻头要求高;②富源区块造斜点普遍在6 600 m以下，定向段钻进中工具面不稳、易托压现象比较突出，井眼轨迹控制难度高，定向钻进的效率低;③富源区块的二叠系火成岩易垮塌卡钻，铁热克阿瓦提组易出盐水造成井壁失稳引发卡钻事故[7- 8]。

富源区块近2年完钻的8口井中有6口井在目的层碳酸盐岩地层发生井漏，其中4口井油气侵严重，花费大量时间节流循环排污，另外的2口井发生漏溢转换。

2 钻井提速关键技术

2.1 优选钻头和提速工具

(1)二开直井段。二开二叠系以上可钻性较强地层采用高效螺杆+PDC钻头。二叠系火成岩地层发育良好，以玄武岩为主，埋深在4 100～4 500 m，层厚在250～350 m。针对火成岩钻进，目前主要有4种组合：扭力冲击器+PDC钻头[9- 10]、狮虎兽复合钻头、进口牙轮钻头、复合冲击器+PDC钻头[11]。狮虎兽复合钻头、进口牙轮钻头的寿命低，牙轮掉落的风险高，不推荐使用。相比复合冲击器，扭力冲击器能给钻头提供更大的扭矩，因此下部地层推荐使用扭力冲击器+个性化PDC钻头组合(忍者齿)。

(2)三开直井段。二开钻尾塞时直接使用扭力冲击器+U516S型平面齿PDC钻头，钻完尾塞直接三开钻进，可节约一趟钻。三开直井段地层岩性以泥岩、粉砂岩为主，岩屑硬度较低，推荐使用平面齿钻头，切入地层多，机械钻速快。

(3)三开及四开定向段。使用狮虎兽钻头代替PDC钻头定向。狮虎兽钻头兼顾牙轮钻头的特性，定向时工具面稳定，上提下放活动钻具次数明显减少，节约钻井周期同时保证具有良好的定向施工效果；其次托压释放后并不会出现蹩泵，只需要重新调整工具面即可。

定向段在满足中靶的情况下，将原设计的稳斜段优化为造斜段，并考虑自然造斜率，降低设计狗腿度，实现少定多导、降低井眼轨迹控制难度。

2.2 强化钻进参数和优化钻具组合

在机泵条件满足的前提下，采用大钻压、大扭矩、大排量、高泵压、高转速的“三大两高”的钻井参数，其中大钻压、大扭矩使钻头更快更深切入地层，提高了破碎效率；大排量、高泵压增大了钻头水功率和环空返速，保持井筒清洁。既可提高机械钻速，又能有效预防事故复杂[12- 13]。在实钻中，不同井段推荐的强化参数范围见表1所示。

表1 不同井段强化的钻井参数推荐范围

同时优化钻具组合，三开可用Ø127 mm非标准钻杆替代设计中的部分Ø101.6 mm钻杆。二、三开直井段钻进时可使用MWD随钻测斜，实时监测井斜、方位，充分解放钻压。

2.3 特殊地层事故复杂防控

(1)二叠系玄武岩防塌防卡措施。首先，保障良好的携砂性是减少卡钻的有效手段。进入二叠系前调整好钻井液密度及性能，黏度控制在65 s以上，初切1.5～2 Pa，终切6～8 Pa，动切4～6 Pa。其次，制定合理操作规程。钻进采取接单根方式，接单根时间控制在5 min内，钻完单根井口预留不少于6 m，上提钻具前在井底循环至少5 min，做到晚停泵、早开泵。起下钻及接单根过程尽量减少划眼时间，不针对同井段进行反复划眼。在钻具组合中接入随钻震击器，为解除卡钻提供有效的保障。

(2)缓解定向托压的措施。富源区块定向井的造斜点较深，定向段及水平段钻进时由于钻具自身重量的作用，在静止或滑动钻进时，井下钻具易贴向井壁低边，易造成粘附卡钻[14]。钻井液中添加抗温降滤失剂、防塌封堵剂形成优质滤饼，保证斜井段的井壁稳定。同时，添加润滑剂以加强滤饼的润滑性能，抗温降失水剂和防塌封堵剂以维持低HTHP 滤失量，保持优良的流变性与润滑性，控制适当高的动塑比，满足井眼岩屑净化和岩屑悬浮。

定向滑动钻进中及时活动钻具防止卡钻，监测返出岩屑判断钻井液性能是否满足防塌要求。另外，如前所述，采用狮虎兽复合钻头和水力振荡器，减轻托压现象。

(3)盐水层事故复杂预防措施。奥陶系铁热克阿瓦提组、桑塔木组可能会钻遇盐水层，该地区盐水层高压低渗[15- 16]，一般情况下钻进时不出盐水，静止期间容易出盐水。

若发生盐水侵，根据首次到底后的钻井液受污情况，采取节流循环排污、提密度或每次起钻至盐水层上环空压重帽的方式处理(附加压力为循环压耗)，防止起下钻期间盐水侵入地层造成井壁失稳。

(4)奥陶系防漏、溢流措施。奥陶系目的层碳酸盐岩地层为缝洞性构造，溢漏同层，安全窗口窄，安装使用旋转控制头能够有效提高井漏、溢流处理的效率。

安装旋转控制头，裸眼里钻进时发现溢流后处置措施如下：关闭旋转控制头平板阀及灌浆阀，观察至少30 min。①若套压稳定且小于5 MPa，则控压循环排出受污钻井液，液气分离器处长明火。控压循环过程中，调节节流阀控制套压，控压原则：不溢不漏。记录微漏失(0.1～0.2 m3/10 min)的套压和液面稳定不上涨时的套压，通过这两个值计算平衡地层压力的当量钻井液密度，然后节流循环提密度，期间可以上下活动或转动钻具防止卡钻;②若套压超过5 MPa，停泵及时关闭半封，打开旋转控制头平板阀，卸掉旋转控制头平板阀与半封之间的压力。根据套压情况确定压井方案。

安装旋转控制头，裸眼里起下钻时发现溢流后处置措施：关井观察套压情况，套压稳定不升且小于7 MPa，可控压起钻至安全井段或控压下钻至要求井段。

3 现场应用情况

3.1 钻头优选的提速效果

FY210- H7、FY210- H10两口井二开上部地层均采用等壁厚高效螺杆+ TS1952型PDC钻头组合，一趟钻完成二叠系井段。在FY212X井采用带减震齿的SD9531型PDC钻头，该钻头切削齿的倾角大，对上部泥岩攻击性差，3 000 m之后同比机械钻速降低40%，在三叠系之前的井段两趟钻完成。

二开下部地层采用扭力冲击器+U613S型忍者齿PDC钻头，FY210- H7、FY210- H10两口井一趟钻完成玄武岩井段，相比邻井采用其他钻头节约3～4趟钻，节约周期10～16 d。

FY212H井采用扭力冲击器+U516S型平面齿PDC钻头，最高日进尺277 m，单只钻头进尺1 499 m，平均机械钻速8.68 m/h，同时创造该区块Ø215.9 mm井眼单只钻头日进尺、单只钻头机械钻速最快两项指标，较同区块平均机械钻速6.26 m/h提高38.8%。

FY210- H7井、FY212H井、FY210- H10井均使用狮虎兽复合钻头一趟钻完成了定向造斜段的钻进，机械钻速分别达到1.81 m/h、2.14 m/h、2.05 m/h，相对于PDC定向节约周期3～5 d，机械钻速提高30%以上。

3.2 钻井参数强化的提速效果

采用强化钻进参数的情况统计数据见表2所示。对比来看，FY210- H10井、FY210- H7井和FY210H井钻压相近，FY210- H10井的转速及排量比这两口井强化得多，机械钻速提速分别提高37.9%和98.5%；FY210- H10井在有随钻测斜的前提下通过实时掌握井身质量，钻进过程中增大钻压，钻压放大近50%，机械钻速同比提高61.2%。通过“三大两高”的钻井参数强化措施，FY210- H10实现了Ø311.2 mm井眼日进尺突破1 000 m，机械钻速高达59.88 m/h，提速效果良好。

表2 富源区块二开直井段参数

FY212H井三开及四开井段采用Ø127 mm非标准钻杆代替设计中的Ø101.6 mm、Ø88.9 mm钻杆2 000 m，排量提高2～3 L/s，机械钻速相比邻井提高10%～20%。

3.3 事故复杂预防的效果

FY210- H10井在进入二叠系地层前因钻井液损害、性能劣化，三叠系下钻遇阻后采取立即停止钻进措施，起钻更换牙轮，处理维护钻井液性能，提高钻井液黏切，后续在二叠系钻进时保持较高黏切，定时用稠塞循环洗井，有效降低了井下风险，避免了事故复杂，一趟钻钻穿玄武岩井段。

FY210- H10井在进入奥陶系铁热克阿瓦提组和桑塔木组钻进时，每次起钻前环空注入比井浆密度高0.02 g/cm3的封闭浆，有效防止了盐水侵，井壁稳定，后续电测、下尾管均一次到底。

使用旋转控制头可有效提高井漏、溢流的处理效率，在FY212H井钻进至7 733.24 m时井漏失返，起钻至套管鞋内，罐内降密度至1.20 g/cm3，替至120 m3时发生溢流，立即控压下钻到底后节流排污，控压钻进，仅用4.5 h就解除了溢流，显著提高了溢流的处理效率，保障了井下安全。

4 结论与建议

针对富源区块地质特征，开展针对性研究，各段地层因层制宜，形成了个性化关键提速技术。

(1)二开上部地层可钻性较强，采用高效螺杆+PDC钻头，二开下部井段应用扭力冲击器+个性化PDC钻头组合，三开及后续井段优选采用平面齿PDC钻头和狮虎兽钻头；采用大钻压、大扭矩、大排量、高泵压、高转速的“三大两高”的钻井参数，同时优化钻具组合；在二叠系玄武岩井段采用防塌防卡、定向段缓解托压、盐水层预防盐水侵、奥陶系储层防漏及溢流相结合的防控措施。

(2)在富源区块采用上述关键技术，成功实施完钻6口井，与2019年之前相比，平均完钻井深由7 614.5 m提升至7 796.3 m，平均钻井周期由200.65 d降低至164.44 d，取得了显著的提速效果。

(3)建议定制额定工作压力高的缸套，要求Ø180 mm缸套额定工作压力达到24 MPa，Ø170 mm缸套额定工作压力达到28 MPa。为保障钻井参数强化实施和效果，建议钻井队三开前至少配备2台高压泵。