巴彦河套新区深井钻完井关键技术

闫睿昶 陈新勇 汝大军 汤继华 吴永超 虞海法 谭天宇

1. 中国石油华北油田分公司巴彦勘探开发分公司；2. 中国石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院；3. 中国石油华北油田分公司工程技术研究院；4. 中国石油华北油田分公司工程技术部

华北油田在巴彦浩特盆地、巴彦河套盆地拥有探矿权区块总面积11063 km2，预测石油远景资源量约6亿t，天然气远景资源量479.35亿m3。临华X井获日产305.76 m3/d高产工业油流，兴华X井油层厚度共计158.2 m，试油日产油274.08 m3/d，展示了该区块规模资源前景。但是该地区储层埋深较深，大部分井实钻井深超过4500 m， 甚至6000 m以上，地层岩性变化剧烈，前期施工过程中出现卡钻、频繁遇阻划眼等复杂工况，同时在钻进过程中存在井眼轨迹控制难、井眼扩大率大、固井质量难以保证等问题，严重制约着钻井时效。为此，笔者在分析钻井技术难点的基础上，从井身结构、井眼轨迹设计与控制、钻井提速、钻井液技术、固井技术措施等方面进行了阐述，以兹为该地区同类型井安全高效施工提供借鉴。

1 技术难点

1.1 地质条件复杂，可钻性差，井眼轨迹控制难度大

巴彦河套新区地质情况复杂，古近系−白垩系地层以泥岩、砂岩为主，夹杂含砾砂岩、片麻岩、黄铁矿、含膏泥岩等，岩性复杂。部分井钻进至潜山地层时，岩性为片麻岩，机械钻速只有2～3 m/h。在地质构造运动影响下，区块内地层倾角变化大，磴探X井古近系临河组地层倾角32°～33°，白垩系地层倾角18°～20°，吉华X井古近系地层倾角20°～34°，白垩系地层倾角10°～20°，直接影响井眼轨迹的控制。

1.2 井径扩大率大，井壁失稳严重

古近系-白垩系地层成岩性差，井壁稳定问题突出。完钻的临华X井平均井径扩大率22.5%，古近系岩性含膏质地层井段3697～3709 m井径扩大率31.5%，白垩系岩性含膏质地层井段3889～4256 m井径扩大率55.1%，泥岩段5200～5400 m井径扩大率56.2%，井壁垮塌掉块造成通井、划眼时间长，完井作业时间达到35 d；磴探X井平均井径扩大率为25.0%，其中三开古近系3673～6032 m最大井径扩大率为55.0%，通井、划眼时间长，完井作业时间达到27 d。

1.3 井底温度高，对钻井工具和钻井液性能要求高

随着勘探开发的深入，部署井深度逐步加大，风险探井河探X井井深6980 m，井底温度超过180℃，需选择抗高温的螺杆钻具等井下工具，同时要分析高温对钻井液性能及处理剂的影响，提高深井钻井液抗温性，为深部安全钻进提供有力保障。

1.4 地层承压能力低，长封固段固井质量差

深部古近系−白垩系地层承压能力低，固井封固段较长，施工过程中存在水泥浆漏失、缓渗、低返现象，严重影响固井质量；大斜度井套管居中度差，固井水泥浆容易出现单边充填，造成二界面固井质量差。

2 技术对策

2.1 井身结构优化

设计原则：保证钻井完井安全，降低成本［1］。巴彦河套下部古近系−白垩系地层成岩性差，裸眼段越长，井眼浸泡时间就会越长，容易造成地层垮塌失稳。同时考虑在保障安全钻进的前提下，尽量缩减钻井开次，降低钻完井作业成本。

优化形成了巴彦河套新区4500 m以上深井井身结构方案模板(图1)：5300 m以浅井采用二开井身结构，5300 m以深井采用三开井身结构。 二开井身结构：Ø339.7 mm导管封固上部疏松地层；一开Ø311.2 mm钻头钻进1100～1200 m，下入Ø244.5 mm表层套管封固第四系；二开Ø215.9 mm钻头钻进至完钻井深，下入Ø139.7 mm套管。三开井身结构：Ø508 mm导管封固上部疏松地层；一开Ø444.5 mm钻头钻进1100～1200 m，下入Ø339.7 mm表层套管封固第四系；二开Ø311.2 mm钻头钻进至4300 m左右，在揭开古近系大段含膏岩层之前下入Ø244.5 mm套管，减少三开裸眼段长度；三开Ø215.9 mm钻头钻进至完钻井深，下入Ø139.7 mm套管。

图1 巴彦河套新区井身结构示意图Fig. 1 Well structure in Bayan Hetao New Area

2.2 井眼轨道优化与井眼轨迹控制措施

2.2.1 井眼轨道优化

(1)优选造斜点。下部古近系−白垩系地层成岩性差，造斜能力弱，增斜偏慢，通过优化，上提造斜点至1500～2000 m位置开始造斜。

(2)优化造斜率。为确保井眼轨迹的光滑，降低施工难度，提高套管的可下入性，轨道优化设计为“ 直-增-稳”三段制，造斜率控制在2～2.4 (°)/30 m。

(3)优化井眼井斜。根据前期巴彦油田实钻情况，同时结合软件模拟分析认为：井斜过大，钻具摩阻扭矩大，也影响携岩效率；井斜过小，不利于井斜方位控制。因此，在条件允许情况下，井眼井斜尽量控制在20°～30°，但不排除因为地质原因，设计井斜超过40°。

(4)优化井眼方位。结合地应力分布特征，优化定向井井眼沿着最小水平主应力方位设计［2］，从工程设计源头提高井壁稳定性，减少地层垮塌失稳。

2.2.2 井眼轨迹控制措施

古近系地层倾角20°～34°，实钻容易自然降斜，白垩系地层倾角10°～20°，实钻容易自然增斜。在充分评估地层造斜能力的基础上，对井眼轨迹控制技术措施进行了优化。

大井眼增斜慢、稳斜难，滑动钻进调整井斜方位时间长。为提高Ø311.2 mm井眼造斜率，减少稳斜段滑动钻进，提高复合钻进率，优选1.5°双扶大扭矩螺杆，且上面安装Ø304 mm稳定器，螺杆钻具下部自带Ø310 mm稳定器。合理匹配钻井参数，形成底部BHA组 合：Ø311.2 mm PDC钻 头+Ø216 mm 1.5°螺杆+浮阀+Ø304 mm稳定器+MWD+Ø203 mm无磁钻铤×1根+631×4A10+4A11×410+Ø127 mm加重钻杆×17根+随钻震击器+Ø127 mm加重钻杆×4根+Ø127 mm钻杆。

Ø215.9 mm井眼为长稳斜段，也是二开井身结构的造斜井眼，是轨迹控制的重要井段，其存在的最大问题是需要调整轨道滑动钻进，为此采用螺杆钻具控制轨迹。三开底部BHA组合：Ø215.9 mm钻头+Ø172 mm 1.25°螺杆+Ø210 mm稳定器+Ø165 mm浮阀+MWD短节+ Ø165 mm无磁钻铤+Ø127 mm加重钻杆×21根+Ø127 mm钻杆。井深超过5300 m时，井下温度150 ℃，以上述组合为基础，及时更换为抗高温螺杆和MWD，提高底部钻具组合的抗温能力。

采用优化后的钻具组合钻进时，若井斜增加，可通过降低钻压、提高转盘转速的方式稳定井斜；若井斜降低，可通过提高钻压、降低转盘转速的方式稳定井斜［3］。要勤调微调，保持井眼的光滑性。

2.3 钻井提速技术

2.3.1 水力振荡器减摩减扭

受靶点数量及井口位置影响，为实现地质勘探开发目的，部分井最大井斜超过40°，个别井井斜达到60°，致使钻具与井壁间摩擦阻力加大，钻压传递有效性较低。优选水力振荡器(图2)提高钻压传递的有效性，提高定向钻井作业效率，井斜角在35°～60°范围内，工具安放在距离钻头180～280 m位置，随着井斜增加，工具距离钻头越近，效果更好［1,4］。

图2 水力振荡器Fig. 2 Hydraulic oscillator

2.3.2 井眼清洁器提高携岩能力

当斜度超过40°时，岩屑容易堆积在大井斜段，井眼清洁性差，影响钻井施工效率，为此采用带有导流槽和叶轮的井眼清洁器(图3)，钻进过程中将自由状态的虚滤饼或岩屑向上推移，携带出井口，随着最大井斜角的增加，井眼清洁工具的安放个数也相应增加［5］。当最大井斜角为50°～60°时，至少需要安放4只井眼清洁工具。

图3 BH-HCT井眼清洁工具Fig. 3 BH-HCT borehole cleaning tool

2.3.3 旋冲工具提速

针对潜山片麻岩地层可钻性较差、机械钻速低的问题，优选了高转速的旋冲钻井工具(图4)，与螺杆配合形成一种轴向冲击与高转速切削高速旋冲钻井技术［6-7］。该项技术可以对钻头施加高频率、低幅度机械式轴向冲击力，增大切削齿吃入深度，增大岩石损伤破碎体积，提高机械钻速，同时可以改善钻头单齿受载，延长钻头寿命。吉华Y井在4441～4591 m井段，岩性为片麻岩，使用了旋冲工具，应用结果表明较本井同层位单趟钻进尺提高180%，机械钻速同比提高15%；较临华X井单趟钻进尺提高105%，机械钻速同比提高24%。

图4 旋冲工具Fig. 4 Rotary punching tool

2.4 钻井液技术

深部古近系−白垩系地层成岩性差，同时当垂深超过5300 m时，井底温度将达到150 ℃，对钻井液抗温性能提出了较高要求。同时为减少地层水化膨胀，抑制地层垮塌掉块，降低井径扩大率，在原有钻井液配方基础上增加0.5%聚胺抑制剂BZ-JAI+2%纳米封堵剂BH-NFT。

钻井液以包被剂BZ-1为包被、絮凝、抑制地层造浆、控制膨润土含量的主处理剂，采用抗高温降滤失剂LK-2、聚合物降滤失剂REDU2等改善滤饼质量，使用抗高温增黏降滤失剂HFL降低高温高压失水，配合纳米封堵剂BH-NFT巩固和增加井壁稳定性，防止井壁垮塌。配方如下：3%～4%膨润土基浆+0.5%包被剂BZ-1+1.5%抗高温降滤失剂LK-2+2%聚合物降滤失剂REDU2+1.5%抗高温增黏降滤失剂HFL+1.5%低荧光抗盐防塌剂(改性褐煤树脂)WFT-108+2%封堵防塌剂SN+3%高效润滑剂MPA+0.5%聚胺抑制剂BZ-JAI+2%纳米封堵剂BH-NFT+8%KCl+10%有机盐。钻井液性能维护措施如下。

(1)三开前，加入1%～1.5% HFL+2% BH-NFT+0.5% BZ-JAI+3%～5% KCl+1.5% WFT-108+3% MPA，并随钻及时补充，提高钻井液的抑制性，防止垮塌掉块，形成优质滤饼，API失水控制在0.5 mL以内，保证钻井液具有良好的润滑性、造壁性，摩阻系数小于0.1。

(2)三开钻进时，根据井底温度及井壁稳定情况，及时补充抗高温降滤失剂、防塌剂以及MPA润滑剂，HTTP失水量控制在10 mL以内，钻井液动切力调至8～10 Pa，流变参数n值在0.55左右，K值在0.3左右。

(3)为防止古近系地层发生掉块垮塌，施工中逐步增加纳米防塌剂BH-NFT，改善滤饼质量，并加入足够的液体润滑剂和降滤失剂，降低高温高压失水，形成优质滤饼，稳定井壁。

(4)为增强对地层有效封堵，减小压力传递，纳米封堵剂和封堵固壁保护剂含量不低于2%。

通过优化钻井液配方及采用性能维护措施，井壁垮塌掉块明显减少，通井划眼时间缩短，完井作业时间大幅度缩短，井眼扩大率平均降低25%，完井作业时间平均降低47%。其中临华Y井平均井眼扩大率18.0%，完井作业时间18 d；兴华Y井平均井眼扩大率16.0%，完井作业时间16 d；兴华Z平均井眼扩大率14.9%，完井作业时间15 d。

2.5 固井技术

2.5.1 提高地层承压，保证井眼清洁

(1)在钻井液中加入中细颗粒堵漏材料替至油层段做承压试验，承压2 MPa，稳压30 min，压降不大于0.5 MPa。

(2)为保证套管下至井底，采用双扶通井至井眼畅通无阻，对造斜段进行技术划眼，直到顺畅为止。

(3)采用原钻井液搭配纤维稠浆裹砂携屑，且循环排量2.1 m3/min以上，开启所有净化设备，循环至少2周以保证井眼清洁、井底无沉砂，降低环空憋堵风险。

2.5.2 合理加放扶正器，优化浆柱结构

采用刚性旋流扶正器+单弓整体扶正器提高套管居中度，并在大肚子井眼下方定点加放旋流发生器提高冲洗力，斜井段使用整体式螺旋半刚性扶正器，安放方式为1根套管加1根扶正器，直井段使用单弓扶正器，安放方式为3～5根套管加1根扶正器，提高固井顶替效率。

(1)根据迟到时间复核裸眼段环空容量，确定水泥浆入井量，避免水泥浆低返风险。

(2)使用低黏切先导浆，降低环空摩阻，提高井壁冲洗效果。

(3)保证顶替效率的同时，降低隔离液密度，使用量由常规的2～3 m3提高至10～15 m3，减少上部浆柱压力，降低漏失风险。

(4)油顶300 m以上使用1.60 g/cm3高强低密度水泥浆降低液柱压力，降低漏失风险。

(5)施工时采用双水泥车注浆，大排量施工，确保水泥浆至环空时返速不低于1 m/s，提高固井顶替效率。

2.5.3 优化配方，提高二界面胶结质量

在常规冲洗隔离液基础上，增加高温悬浮剂、菱角形加重材料等，形成界面增强型冲洗隔离液，既能清理低固相形成的滤饼又能提高水泥浆顶替效率和界面胶结质量。

在水泥浆体系中加入了增韧和防窜材料，进一步促使水泥石与井壁紧密贴合，提高二界面胶结质量，48 h弹性模量小于7 GPa，24 h抗压强度大于25 MPa，水泥浆失水量不大于50 mL，游离液小于0.1%，减少失水进入地层导致井壁溶水疏散。配方：G级水泥+40%高温增强材料DRB-2S+5% 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%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%现场水。

优化固井水泥浆配方及维护技术措施，在临华Y、兴华Y和兴华Z进行试验，固井质量中等以上井段长度与封固段长度比值提高了6%。

3 结论与建议

(1)对巴彦河套新区前期勘探深井技术难点系统分析的基础上，从井身结构、井眼轨道设计与控制、钻井提速、钻井液、固井等方面进行了技术优化，提高了钻完井作业效率，降低了成本，建议继续推广应用。

(2)深部古近系−白垩系地层压实程度低，岩石胶结疏松，井壁稳定问题较为突出，建议持续深化井壁稳定技术研究，以保证井下安全与提高固井质量。

(3)结合巴彦河套新区勘探开发需求，后续将会部署难度更大的大斜度井/水平井，建议结合深部地层成岩差特性，研究配套大斜度井/水平井钻井完井技术。