预探井杨柳1井钻井提速关键技术

2021-11-12赵润琦

石油钻探技术 2021年5期

赵润琦

（中石化中原石油工程有限公司钻井三公司，河南兰考 475300）

普光气田位于川东断褶带东北段双石庙—普光构造带上，储层主要为上二叠统长兴组的生物礁白云岩和下三叠统飞仙关组的鲕粒滩白云岩，是国内发现的储集层物性最好的深层碳酸盐岩气田之一[1-2]。近年来，为确保普光气田稳产，加大了大湾、毛坝、元坝等周边区块的勘探开发力度，部署了多口探井，杨柳1井为其中一口重点预探井。该井位于四川省宣汉县清溪镇沙溪村，设计井深5 850.00 m，主探东岳寨构造飞仙关组一段、二段台缘斜坡带颗粒滩储层，兼探千佛崖组河道砂岩、长兴组礁前斜坡带不整合岩溶储层和茅口组不整合岩溶储层，主要存在地层倾角大、裂缝性地层漏失频发和地质情况不明等钻井技术难题[3-6]。为此，笔者研究应用了泡沫/空气钻井技术、“螺杆钻具+复合钻头”钻井提速技术和裂缝性地层防漏堵漏技术等提速关键技术，顺利完成了杨柳1井钻井施工，全井平均机械钻速2.77 m/h，取得了较好的提速提效效果，并进一步完善了该区块的地质资料，积累了较为丰富的探井钻井提速经验，可为国内类似预探井钻井提速提供借鉴。

1 地层岩性及井身结构设计

1.1 地层岩性特点

杨柳1井钻遇地层自上而下依次为上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组和茅口组。受沉积环境影响，该井钻遇地层岩性较为复杂，陆相地层砂泥岩互层频繁、泥页岩厚度大，整体厚度达到3 402 m，占井深的58%，给钻井提速和井下安全带来了较大难度。根据普光1井、东岳1井等邻井的实钻资料，在钻进千佛崖组、自流井组和须家河组时会出现气测异常，且易发生严重的裂缝性漏失；须家河组中下部石英含量高达75%以上，可钻性极差；海相气层分布范围广，除雷口坡组外钻进所有地层时均有气测显示，且嘉陵江组、飞仙关组和长兴组均含有少量硫化氢；嘉陵江组石膏岩、膏盐岩发育；飞仙关组三段至茅口组地层压力系数高，预测存在高压气层；地层倾角大，嘉陵江组三段至茅口组地层倾角为10.0°～15.0°，对井眼轨迹控制技术要求高。

1.2 井身结构设计

杨柳1井设计采用三开井身结构：导管段，采用φ660.4 mm钻头钻至井深100.00 m，φ508.0 mm导管下深100.00 m，水泥浆返至地面，封隔浅部水层；一开，采用φ444.5 mm钻头钻至井深1 501.00 m，φ339.7 mm表层套管下深1 500.00 m，水泥浆返至地面，封隔上沙溪庙组上部易塌、易漏地层；二开，采用φ311.1 mm钻头钻至井深4 242.00 m，φ244.5 mm尾管下深4 240.00 m，封隔嘉陵江组三段以上低压、易漏地层，φ260.4 mm套管回接至井口；三开，采用φ215.9 mm钻头钻至井深5 850.00 m，φ139.7 mm尾管下深5 847.00 m，φ177.8 mm套管回接至井口。

2 主要钻井难点

1）上部陆相地层软硬交错，平均机械钻速低。普光气田及周边区块陆相地层砂泥岩互层频繁、软硬交错，尤其是须家河组石英含量高，研磨性较强，导致钻头磨损严重、单趟进尺短和机械钻速低，平均机械钻速低于1.00 m/h。例如，邻井普光5井陆相地层平均机械钻速为1.68 m/h，平均单只钻头进尺109.78 m，其中仅钻进须家河组时就使用钻头13只，平均机械钻速仅为0.99 m/h，平均单只钻头进尺仅54.62 m。

2）地层倾角大，防斜打直难度大。陆相地层泥岩、粉砂质泥岩、砂泥岩互层频繁，软硬交错，井斜控制难度大；嘉陵江组四段、五段顶部发育膏岩，地层产状变化较大，上部地层倾角3.0°～5.0°，倾向为北东，下部地层倾角10.0°～15.0°，倾向为北东东，钻进时易发生井斜，若采用轻压吊打则导致钻速慢、钻井周期长，防斜打直难度较大。例如，邻井川岳84井上部井段的最大井斜角达到8.5°。

3）气层活跃，裂缝发育，气侵、漏失层位分布广。该井共钻遇11套地层，仅上沙溪庙组、下沙溪庙组和雷口坡组无油气显示，千佛崖组、自流井组、须家河组和雷口坡组裂缝发育，钻井过程中易发生井漏。例如，邻井川岳83井发现8层钻井液漏失层或裂缝性地层，其中3层为陆相地层，5层为海相地层；邻井川岳84井钻遇气层21层，发生漏失9次（含3次失返性漏失），共漏失钻井液1 896.3 m3。

3 钻井提速关键技术

3.1 泡沫/空气钻井技术

泡沫/气体钻井技术是以泡沫、压缩空气或氮气等作为循环介质的一种欠平衡钻井技术，可以解决易漏地层钻井液漏失量大、成本高的问题，同时在坚硬地层具有良好的提速效果，已在川东北地区得到推广应用[7-9]，并达到良好的提速效果。参考邻井地层岩性及实钻情况，考虑杨柳1井上沙溪庙组浅层水分布情况，若采用常规钻井液钻进，易发生钻井液漏失、井眼失稳等井下故障；若采用气体钻井技术钻进，则易出现钻屑携带困难、埋钻和卡钻等井下故障。为此，该井一开φ444.5 mm井眼采用泡沫钻井技术，为提高泡沫携岩效率，优化了钻井参数：钻压250 kN，转速70 r/min，注气量180～200 m3/min，泡沫排量8～12 m3/min，钻具组合为φ444.5 mm HJT537GK牙轮钻头+φ279.4 mm减振器+φ279.4 mm钻铤+浮阀+φ228.6 mm钻铤×53.00 m+φ203.2 mm钻铤+φ139.7 mm钻杆。该井一开井段顺利钻至设计井深1 501.00 m，累计使用牙轮钻头3只，平均机械钻速6.03 m/h（见图1），与邻井相比提高50%以上，解决了一开大尺寸井眼机械钻速低、钻井液易漏失等难题。

图1 杨柳1井泡沫/空气钻井平均机械钻速曲线Fig.1 Average ROP curves of air/foam drilling in Well Yangliu-1

二开井段设计井深4 242.00 m，因沙溪庙组至须家河组地层研磨性强、可钻性差，钻井过程中普遍存在机械钻速低、钻头磨损严重和单趟进尺短等难题。为实现二开井段的提速提效，选用了空气钻井技术钻进，钻井参数为：注气量100～140 m3/min，钻压15～40 kN，转速30～50 r/min。考虑空气钻井时井径扩大率较小，为保证后期转为钻井液钻进时PDC钻头下入顺畅，应用了φ320.0 mm空气锤，钻具组合为φ320.0 mm空气锤+浮阀+φ203.2 mm钻铤×3根+φ139.7 mm加重钻杆×12根+φ139.7 mm钻杆。该井二开井段钻至井深2 346.00 m时，因千佛崖组出油，起钻转为钻井液钻进，空气钻井累计进尺845.00 m，平均机械钻速12.94 m/h，其中千佛崖组进尺170.00 m，平均机械钻速达10.93 m/h，相比该地层转为钻井液后的机械钻速2.72 m/h，提速效果显著。这表明，空气钻井技术能够满足川东北陆相地层钻井提速需求，为该技术的进一步推广应用提供了依据。

3.2 “螺杆钻具+复合钻头”钻井提速技术

普光气田陆相地层软硬交错，且须家河组石英含量高、研磨性较强，应用常规PDC钻头或牙轮钻头钻进时普遍存在机械钻速低、钻头磨损严重和单趟进尺短等难题。为此，杨柳1井自井深2 358.94 m试验应用了“螺杆钻具+复合钻头”钻井提速技术，其中复合钻头兼具PDC钻头和牙轮钻头的特点和优势，能同时实现剪切破岩和冲击压碎破岩，可显著降低扭矩、钻头的横向振动和粘滑趋势，从而提高破岩效率和导向钻进能力[10-11]。

杨柳1井应用“螺杆钻具+复合钻头”钻进时，钻具组合为φ311.1 mm复合钻头+φ216.0 mm直螺杆+φ228.6 mm减振器+φ228.6 mm钻铤×3根+φ203.2 mm无磁钻铤×1根+φ203.2 mm钻铤×9根+φ139.7 mm加重钻杆×12根+φ139.7 mm钻杆，钻井参数为：钻压140～170 kN，转盘转速65 r/min，排量52 L/s。该井应用“螺杆钻具+复合钻头”钻井提速技术顺利钻穿须家河组（井深3 426.00 m），进尺1 026.06 m，共应用11只复合钻头（KPM1633DST型、SH533型和KPM1633DSTW型），平均单只钻头进尺93.28 m，平均机械钻速1.86 m/h（如图2所示），其中仅钻进须家河组就使用了10只复合钻头，平均机械钻速仅1.61 m/h，平均单只钻头进尺68.30 m。邻井普光5井应用牙轮钻头钻进须家河组时的机械钻速为0.99 m/h，单只牙轮钻头平均进尺54.62 m，与之相比，杨柳1井实现了钻井提速和提高单趟进尺的目的，但单只钻头平均进尺短、使用钻头数量多的问题仍较为突出。

图2 杨柳1井“螺杆钻具+复合钻头”钻井平均机械钻速曲线Fig.2 Average ROP curves of drilling with PDM+compound bit in Well Yangliu-1

3.3 预弯曲动力学防斜打快技术

杨柳1井采用塔式钻具组合（φ311.1 mm钻头+φ244.5 mm直螺杆+φ228.6 mm减振器+φ228.6 mm钻铤×6根+φ203.2 mm无磁钻铤×1根+φ203.2 mm钻铤×4根+φ139.7 mm加重钻杆×12根+φ139.7 mm钻杆）钻进时，井斜控制效果较差，最大井斜角达到了11.22°（井深4 200.00 m处）、方位角291.37°。为有效控制井斜，保证井眼轨迹平滑，该井三开井段应用了预弯曲动力学防斜打快技术，利用钻具组合在井眼中的涡动来消除钻头轴线的指向作用，形成偏向下井壁方向的侧向力[12-14]，实现防斜打直。第一趟钻应用了φ172.0 mm×1.25°单稳螺杆钻具（稳定器直径210.0 mm），并在螺杆钻具上部约1.00 m处安装φ206.0 mm稳定器；钻井参数为：钻压40～80 kN，转盘转速75 r/min，排量25 L/s。

该井自井深4 230.00 m钻至井深4 545.66 m时，井斜角2.59°、方位角346.09°，因井斜角较大，地层较硬，且地层倾角大，强扭方位较为困难。为减小狗腿度、增大扭方位位移，将工具面摆在40°～50°进行定向作业，当井斜角超过5°后，全力增斜钻至井深5 147.00 m起钻，井斜角15.91°，方位角45.78°。将钻具组合中的φ206.0 mm稳定器更换为φ210.0 mm稳定器，定向降斜钻至井深5 283.52 m（方位角44.90°），复合钻至井深5890.00 m完钻，顺利完成了纠斜扭方位作业。该井应用预弯曲动力学防斜打快技术累计进尺1 612.16 m（未含取心井段），平均机械钻速2.36 m/h，与邻井普光5井平均机械钻速1.89 m/h相比提高了24.87%，完钻井斜角7.91°、方位角24.91°、最大水平位移71.69 m、最大全角变化率2.86°/30m，井身质量符合设计要求（设计要求水平位移≤200 m，全角变化率≤3.25°），防斜打快效果良好。

3.4 裂缝性地层防漏堵漏技术

千佛崖组至雷口坡组地层裂缝发育，钻井过程中易发生井漏[15-16]，邻井川岳84井在钻进该地层时共发生钻井液漏失9次，单次漏失量超过50.0 m3的大型漏失达到7次，平均单次漏失量达210.7 m3。测井、录井资料分析表明，该井陆相地层漏失以孔隙-裂缝性漏失为主，海相地层以裂缝性漏失为主，其中嘉陵江组四段伴有缝洞型漏失。

杨柳1井在钻进裂缝性地层时，采取了提高钻井液封堵性能、优化堵漏方法、强化振动筛应用等防漏堵漏技术措施：1）钻井液中加入了3%随钻堵漏剂、3%油溶性暂堵剂、1%高软化点沥青、6%超细碳酸钙和5%复合堵漏剂，提高钻井液封堵性能，满足裂缝性地层防漏的需求[17]；2）实钻过程中配备40 m3堵漏浆备用，堵漏浆配方为5%随钻堵漏浆（堵漏颗粒直径3～5 mm）+5%复合式堵漏浆（堵漏颗粒直径大于5 mm）+3%QS-2+5%核桃壳+3%油溶性暂堵剂+3%油基钻井液暂堵剂+3%FT+1%云母+1%刚性堵漏剂；3）发生裂缝性漏失时，采用静止堵漏方法，以有效降低承压堵漏导致的裂缝张开、漏失量增加的风险，同时为提高堵漏效果，注入的堵漏浆需覆盖距井底200 m井段；4）应用堵漏浆钻进时，选用60目和120目筛布的双振动筛，避免堵漏材料浪费的同时，又能满足地质需要；5）由于飞仙关组为已开采层位，地层压力较低，在确保井壁稳定前提下，将钻井液密度降至1.85～1.90 kg/L。

实钻结果表明，杨柳1井钻进千佛崖组至茅口组时共发生22次钻井液漏失，虽然单次漏失量超过50 m3的大型漏失达到14次，但平均单次漏失量仅73.7 m3，与邻井川岳84井相比，平均单次漏失量大幅减小，取得了较好的堵漏效果，为该地区探井钻井的防漏堵漏积累了经验。

4 实钻效果

杨柳1井应用钻井提速关键技术，顺利钻至井深5 890.00 m完钻，钻井周期274.13 d，完井周期303.13 d，平均机械钻速2.77 m/h，与邻井东岳1井和普光5井相比分别提高了60.1%和62.9%。该井钻井过程中未出现严重的井下故障，减少了钻头使用量，缩短了堵漏时间，提高了机械钻速，取得了良好的经济效益。

测录井资料综合解释结果表明，杨柳1井气层累计45层，层厚共计191.1 m，其中气层47.60 m/5层、含气层65.20 m/13层、泥岩气层15.00 m/1层、泥岩含气层24.10 m/9层、气水同层3.50 m/1层、微含气层19.00 m/9层、干层2.90 m/2层、油气层4.70 m/1层、煤层气4.10 m/3层、可疑层5.00 m/1层。杨柳1井实现了钻探目的，在探明飞仙关组、长兴组和茅口组含气情况的基础上，加深了对该井气层分布、烃源岩性质的认识，为今后该区块油气勘探开发提供了较丰富的地质资料。