准噶尔盆地P区块火成岩油藏高效钻井技术

2021-04-25张俊成蒋贵智国林帅王富伟王露王家强李江

石油钻采工艺 2021年5期

张俊成蒋贵智国林帅王富伟王露王家强李江

1. 长江大学石油工程学院；2. 新疆贝肯能源工程股份有限公司；3. 中石化新疆新春石油开发有限责任公司

我国准噶尔盆地存在油气资源巨大的火成岩油藏，是新疆近30年来的重点勘探开发区域。P区块构造上位于准噶尔盆地西部隆起，自下而上钻遇石炭系、侏罗系、白垩系，新近系、第四系，中上部新近系为沙湾组、塔西河组、独山子组，第四系为西域组。其中P区块石炭系为主要含油层系，其石炭系火成岩油藏属于常温常压断层-裂缝性油藏，油藏埋深820～1 200 m。该区块火成岩储层非均质性严重，岩石致密，岩性复杂，易发生井斜、井漏，严重制约着该区块的油气钻采开发［1-5］。笔者针对石炭系火成岩油藏特点，参考国内相同、类似钻井地质特点的区块，探索形成了适用于该区块火成岩油藏的系列钻井提速提效技术。

1 钻井技术难点

1.1 安全密度窗口窄，钻井溢漏同存，地层承压能力弱，固井漏失严重

P区块石炭系火成岩油藏，初始认为是块状油藏，后期深入分析，地质认识上向断层-裂缝控制性油藏转变。在此基础上水平井轨迹也转变为尽可能地穿越断层、裂缝富集区。断裂发育区油气显示活跃，安全密度窗口窄，存在井漏和溢流的双重风险［6］。P-P16井(2018年)三开钻进至1 375 m石炭系时发生裂缝性漏失，钻井液密度为1.07 g/cm3，漏失速度为24.0 m3/h，密度降为1.04 g/cm3，发生溢流，停泵井涌，开泵井漏，被迫提前完钻，漏失钻井液130 m3，溢出原油110 m3。

该区块侏罗系地层岩性为灰黑色角砾岩、灰色砂砾岩，上、下分别与白垩系、石炭系呈角度不整合接触，石炭系地层顶部发育一层风化壳，地层承压能力弱，钻井和固井过程中呈现不同程度的漏失现象。P-P38井在井深881 m时发生失返性漏失，损失周期42 h。据统计，该区块固井过程中发生漏失的井占比高达70%，井口水泥返高严重不足，固井质量大多不合格，给油井寿命造成较大隐患。

1.2 火成岩岩石硬度高，可钻性差，研磨性强

石炭系火成岩岩石硬度高，可钻性差，研磨性强［7-8］，地层岩石硬度在1 103～1 827 MPa之间，可钻性级值为5～7级，牙轮钻头使用寿命短，单只钻头进尺少。2016年前，以直井开发为主，在Ø215.9 mm井眼钻进中，牙轮钻头平均钻速仅为2.88 m/h，如表1所示。若采用水平井开发，机械钻速低会导致钻井周期长、投资大，无法实现效益开发。

表1 P区块石炭系牙轮钻头使用统计Table 1 Statistical use of cone bit in the Carboniferous of P Block

1.3 火成岩岩性复杂、非均质性较强，水平段稳斜效果差

石炭系火成岩岩性复杂、非均质性较强，水平段钻具稳斜效果不佳，复合钻进增斜趋势明显，增斜率为4～10(°)/100 m，导致频繁调整井眼轨迹。基本上每钻进30～45 m，需进行定向降井斜4～5°；水平段钻进期间，平均滑动进尺47 m，滑动钻进比例达10.51%，如表2、表3所示。

表2 水平段造斜率Table 2 Buildup rate of horizontal section

表3 水平井水平段滑动钻进情况统计Table 3 Statistical sliding drilling in horizontal section of horizontal well

1.4 上部地层造浆严重，易扩径；石炭系储层微裂缝发育，油层易污染

该区块上部地层以砂泥岩为主，泥质含量高，易对钻井液造成污染；钻遇砂、砾岩层时，易糊筛网造成跑浆。处理不及时存在扩径风险。而石炭系储层经历了海西期、印支期、燕山期和喜山期运动，发育多条南北向、北东向、北西向和近东西向的断裂，形成了大量的构造裂缝，储层非均质性非常严重。研究发现石炭系储层敏感性不强，主要污染途径为固相侵害，钻井液中的固相颗粒进入微裂缝中，造成渗透率急剧下降［9-12］。如早期施工的P-P1井，钻井过程发生井涌，使用20 t重晶石加重钻井液压井，油层遭受污染，试采效果差。

2 高效钻井及提速提效技术对策

2.1 井身结构优化

针对上部地层造浆严重，下部石炭系地层安全密度窗口窄、油层保护难度大的问题，该区块优化为三开井身结构。表层套管下深80～100 m，封固上部松散地层，为井口控制和后续钻井创造条件；二开技术套管下至石炭系顶部10～15 m；三开石炭系采用低固相复合盐钻井液钻进。2017年前施工的P-P1～P-P8井，各井钻遇深度不同，但均采用三开井身结构：Ø444.7 mm井眼(Ø339.7 mm套管) + Ø311.2 mm井眼(Ø244.5 mm套管) + Ø215.9 mm井眼(Ø139.7 mm套管)，钻井周期长、投资大，钻井平均周期19.5 d。经过优化论证，缩小各开次井眼和套管尺寸，形成了新三开井身结构设计方案：Ø346.1 mm井眼( Ø273.1 mm套管×81 m)+ Ø241.3 mm井眼(Ø177.8 mm套管×969 m)+Ø152.4 mm井眼(Ø114.3 mm尾管×1 643 m)，其中尾管段含打孔筛管200 m。此结构更有利于提速，平均钻井周期13.3 d。

2.2 高效破岩钻头优选

基于BP神经网络理论，通过建立钻头类型与钻井参数优选数学模型，开发了一套钻头类型与钻井参数智能优化分析系统。在不同机械钻速和钻头进尺权重下，推荐出火成岩高效钻头优选方案：一开钻进新生界第四系西域组或新近系独山子组时，直井推荐采用P2型牙轮钻头，水平井推荐采用MP2型牙轮钻头；二开由新近系塔河西组开始，依次钻遇新近系沙湾组、中生界白垩系、中生界侏罗系，钻进直井时推荐HAT127牙轮钻头，钻进水平井时推荐采用HAT127牙轮钻头和HJT517G牙轮钻头；三开钻进上古生界石炭系地层，直井和水平井都推荐采用高效PDC钻头。现场应用表明，一开、二开牙轮钻头可满足要求，平均机械钻速30 m/h左右。

针对火成岩地层，收集13口井22块石炭系火成岩岩心，开展室内岩石力学实验205组次，获取了火成岩可钻性、硬度、抗压强度等岩石特性参数(表4)，为石炭系高效PDC钻头优选提供了依据。水平井采用PK6145MH钻头，该钻头具有直径为13.4 mm的耐冲复合片，六刀翼双排切削结构，中高密度布齿，中排屑槽水力结构倒划眼切削结构，定向造斜工具面稳定、造斜率高、机械钻速高。直井采用PK5234SJ钻头，该钻头具有直径为16 mm的耐冲复合片、五刀翼双排切削结构，中高密度布齿，中排屑槽水力结构倒划眼切削结构。三开采用PDC钻头+螺杆钻进，机械钻速达到12～16 m/h。

表4 P区块火成岩岩心力学实验数据Table 4 Mechanical experimental data of igneous rock core in P Block

2.3 水平段稳斜钻具优化设计

水平井技术是实现准噶尔盆地致密油开发的重要途径［13-14］。考虑到石炭系储层主要以钻遇断层-裂缝为主，断层和裂缝的精细刻画在室内已经完成，不需要在砂泥岩储层水平段钻进时频繁调整轨迹，设计轨迹即为最优轨迹。井底钻具组合(BHA)在井下钻进时的受力示意图如图1所示。其中地层造斜力是被动力，即Ff，钻头侧向力与钻压沿垂直井眼轴线方向分量的合力是主动力，即F1+p1。当钻头上的主动力合力为降斜力时(降斜力用负值表示)，就具备了降斜的可能性。但实际情况如何，还应看其是否大于地层造斜力(被动力)。当具有降斜特征的主动力大于地层造斜力时，就能起到降斜作用，否则井斜角将继续增加。

考虑钻头在地层中的造斜过程实为钻头与地层相互作用并逐渐趋于平衡的过程理论，如图2所示，图中x为实际钻进方向；Er、Ef、Ea、Ed分别为钻进趋势方向、钻头合力方向、钻头轴线方向及地层法线方向的单位矢量；αr为钻进趋势方向与实际钻进方向之间的夹角，称为钻进趋势角。钻进过程中αr初始不为0，随着钻进，在井下力学作用下，会逐渐趋于0，钻进方向逐步与实际钻进方向重合，实际造斜率与设计造斜率最终相等，达到平衡。为保证轨迹更好地按照设计要求钻进，综合考虑钻具结构、钻井参数、钻头特性及石炭系裂缝油藏地层特点等因素影响。基于BHA井下钻进受力原理和平衡趋势理论，建立了适用于目标区块的底部钻具造斜率定量预测方法。针对目标区块地层特性及不同钻具结构，进行关键参数影响规律分析，优化设计了底部钻具组合、优选了钻进参数，成功指导水平段高效稳斜钻进。

图1 井下钻具组合受力图Fig. 1 Stress diagram of bottom hole assembly

图2 平衡趋势法Fig. 2 Equilibrium trend method

分析BHA关键参数对复合钻进造斜率影响规律，推荐螺杆本体扶正块外径为154～158 mm，本体扶正块与钻头距离0.6～0.95 m，螺杆顶端与本体扶正块距离6.0～7.2 m。当控制钻压在40～80 kN之间变化时，可以实现螺杆钻具组合复合钻进的增斜、稳斜和降斜的控制。通过实时调整钻压等钻进参数，基本实现了水平段稳斜快速钻进。如该区块P673-P1井在水平段仅滑动钻进31 m，与前期实施的8口水平井平均滑动进尺(47 m)相比，减少了34.04%，水平段机械钻速达12.11 m/h，相比该区块P-P1～P-P8井，在石炭系提速40.16%，后期施工井的机械钻速逐步提高。

以侠义、狂肆、极辣之语论说少陵，虽然似乎与常规性地采取中庸宽厚等话语描述君子大相径庭，但是细究起来，却丝毫不显突兀。侠、狂、辣的特质归根结底为一个“勇”字。《论语·阳货》曰：“子路曰：‘君子尚勇乎？’子曰：‘君子义以为上，君子有勇而无义为乱，小人有勇而无义为盗。 ’”勇者之为君子，须有义作为支撑，“君子以义为质”(《论语·卫灵公》)，从而外化出侠、狂、辣的特质，君子为义而勇则侠，因勇而生狂，性勇则辣，所以赋予杜甫以更为完备的君子人格，符合儒家文化的要求。

2.4 基于钻井液体系优化的储层保护

P区块上部地层岩性以砂泥岩为主，胶结疏松，必须控制好钻井液流变性和水力参数，防止井径扩大，保证井眼质量，同时考虑钻井液的润滑性，防止钻具阻卡，因此选用聚合物润滑防塌钻井液体系，配合低黏、低切、低固相、高失水、高聚合物含量的维护工艺，保证井下安全。

通过岩心浸泡实验、膨胀实验及回收率实验(图3)，发现胺基聚醇抑制性能最强，浸泡48 h后岩心崩散最弱，膨胀率较低，一次回收率最高，因此选用胺基聚醇作为上部地层主要抑制剂。图3中从左到右：1号为清水，2号为3%氯化钾，3号为2%聚合醇，4号为1%胺基聚醇。

图3 不同处理剂耐崩散性能对比Fig. 3 Comparison of slake durability between different treatment agents

在钻井液中重晶石、青石粉等加重剂的混入对储层伤害较大。对于低固相复合盐钻井液体系［15］，使用工业盐作为加重剂、CaCl2盐水作为辅助矿化度调节剂，对储层无伤害。体系组成：(2～3)%膨润土+(0.2～0.3)%Na2CO3+(0.2～0.3)%PAM+(0.5～1)%HV-PAC+(3～4)%NaCl+(1.5～2)%CaCl2+(2～3)%油基润滑剂-2+(1～1.5)%磺酸盐共聚物。对比了不同介质驱替压力与渗透率恢复值趋势(图4)，可以看出低固相钻井液启动压力低、渗透率恢复值高，能够有效地减轻固相侵入对储层的伤害。

已完钻的30口水平井中，该区块P-P1～P-P8共8口井使用青石粉作为加重剂的低固相聚合物钻井液体系，其中P-P3井初期日产油13.5 t/d，P-P2井日产油8.6 t/d，剩余6口井不足5 t/d，后期完钻的24口井使用低固相复合盐钻井液体系(表5)，采油效果明显好转，除5口井钻遇裂缝不发育区域，日产不足5 t/d，其余井平均日产油14.7 t/d。

2.5 固完井优化技术

P区块侏罗系上、下存在两个不整合面，其中白垩系、侏罗系界面是最主要漏失层位，Ø177.8 mm技术套管封至石炭系顶10～15 m，此时井斜大，超过53°，套管贴边，顶替效率低，固井漏失井占比较大。为解决固井漏失问题，前期尝试采用分级固井工艺，并没有取得效果，固井二界面固井质量多数较差。为此，对施工工艺进行了优化：(1)完井后双扶正器结构通井，清除虚滤饼；(2)下套管到底，小排量开泵循环，确认井底稠浆返出，无漏失后再提高排量；(3)使用驱油+冲洗型的双效前置液，并根据井身情况适时加大使用量，延长接触时间，提高冲洗效果；(4)优化水泥浆柱设计，使用双凝水泥浆体系，领浆采用堵漏漂珠水泥浆体系，尾浆使用晶格膨胀早强水泥浆体系，既实现了有效压稳，又能保证尾浆固井不漏，保证尾浆井段固井质量；(5)采用大排量替浆及稠浆慢替相结合的方法，合理控制替浆排量，保证顶替效果；若出现漏失井，井口及时回挤水泥，保证井口固井质量。通过优化，固井质量得到明显改善。

图4 在不同钻井液情况下渗透率恢复值随驱替压力梯度的变化Fig. 4 Variation of permeability recovery with displacement pressure gradient under the conditions with different

表5 低固相复合盐钻井液体系性能参数Table 5 Property parameters of low-solid compound salt drilling fluid

对该区块完井方式进行优选，适合该油藏的完井方式有裸眼完井、筛管完井和固井射孔完井［16］，通过建立三维两相流动数学模型，考虑不同完井方式条件下的采液指数发现，当油藏压力为11.7 MPa、井底压力为9.07 MPa时，裸眼完井、筛管完井和固井射孔完井的采液指数分别6.17 m3/(d · MPa)、2.2 m3/(d · MPa)、1.0 m3/(d · MPa)。同时，对石炭系井壁稳定性进行分析计算，当井筒内液柱压力不大于3.41 MPa时，水平段A靶点处存在坍塌失稳的风险，考虑生产过程中A靶点附近存在的井壁不稳定风险，水平井选用打孔筛管完井方式，但裸眼完井的采液指数约为打孔筛管完井采液指数的3倍。综合考虑，为最大限度地提高采液量，同时降低A靶点坍塌风险，水平段采用打孔筛管下至A靶点以下200 m，后面采用300 m裸眼完井的管串结构，此结构可满足采液和井壁稳定两方面要求，并大幅度减少完井管材等完井投资。

2.6 “漏、溢”处理技术

传统钻井观念认为，井漏、溢流均为复杂情况，遇漏要堵，遇溢要压，否则无法实现安全钻井，但石炭系裂缝性油藏开发颠覆了这一观点，石炭系油藏非均质性严重，断层-裂缝是成藏的最佳存储空间，钻井轨迹找寻的就是断层-裂缝区，遇漏说明断层发育，遇溢说明油气活跃。吸取该区块已钻井堵漏、压井的失败经验，分析认为该区块为常压地层，井控风险低，提出“漏而不堵，溢而不压”的钻井新理念。当钻井发生井漏时，只要能建立起循环携砂，就配浆继续钻进，当发生溢流时，循环排气，提高钻井液密度坚持钻进，禁止混入青石粉或重晶石粉，当钻井液失返、溢流油气量大或者钻井液密度大于1.1 g/cm3时，综合考虑油层保护、井下安全，提前完钻，快速投产。如该区块P-P22井三开在平均漏速15 m3/h的困难情况下边漏边钻245 m水平段，此类井(数据见表6)投产均为高产。

表6 “漏、溢”处理效果Table 6 Leakage and overflow treatment effect

3 应用效果

2017年，在该区块前期钻探评价认识的基础上，综合运用断层-裂缝成藏理论、钻井提速提效技术，部署了P区块产能建设方案，设计水平井22口、2019年和2020年又分别在该区块东侧、西南侧部署水平井8口，取得了石炭系火成岩油藏开发的重大突破。原设计钻井周期19.5 d；三开实钻平均机械钻速达到12～16 m/h，见表7，平均钻井周期13.3 d，平均单井钻井投资由597万元降至435万元，提速效果显著，取得了显著的经济效益。