顺北油气田断裂带超深水平井优快钻井技术

2022-08-25刘湘华

石油钻探技术 2022年4期

刘湘华，刘彪，杜欢，王沫

（1.中国石化西北油田分公司工程技术管理部, 新疆乌鲁木齐 830011；2.中国石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆轮台 841600）

顺北油气田4号、8号断裂带，累计长度约155 km，为中国石化西北油田分公司主要油气上产区域之一，钻井过程中存在二叠系与志留系易漏，桑塔木组侵入体易塌，古生界深部易井斜，一间房组与鹰山组由于压力系统复杂易出现气侵、井漏等问题。前期主要采用承压堵漏、桥浆堵漏来解决漏失问题，采用大颗粒级配封堵防塌[1]，采用单稳定器钟摆钻具通过“轻压吊打”防斜，高温井段则采取定向以及高密度压稳气层等方法，存在堵漏工艺针对性不强、堵漏时间长、钻井液消耗量大，防斜打快效率低，MWD寿命短，高密度钻井液加剧气侵与井漏的矛盾。采用五级井身结构，钻井周期长达304.2 d，不利于降本增效。为此，笔者在分析地层特征的基础上，通过优化井身结构、优选防漏堵漏浆和封堵防塌体系的配方，利用垂直钻井系统与大扭矩螺杆配合防斜打快、优化井眼剖面和定向钻进工艺、采用低密度钻井液+简易控压钻井技术控制井眼轨迹，形成了适用于顺北油气田断裂带超深水平井的优快钻井技术。顺北油气田 4 号、8 号断裂带的6口超深水平井应用了该技术，与未应用该技术的邻井相比，平均机械钻速提高了116.2%，平均钻井周期缩短了41.2%。

1 钻井技术难点

顺北油气田4号、8号断裂带自上而下钻遇地层为第四系、第三系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系。其中，二叠系砂泥岩、火成岩发育，易发生漏失；志留系砂泥岩地层水敏性强，井眼易失稳，断裂带附近地层承压能力低；奥陶系桑塔木组部分区域含辉绿岩侵入体，井眼易失稳；奥陶系储层一间房组、鹰山组为含气碳酸盐岩层，受断裂带控制，裂缝、溶洞、断裂带发育，存在漏失、井涌风险[2–3]。

1.1 古生界易塌易漏

1）二叠系火成岩为英安岩、凝灰岩、玄武岩，厚度200～300 m，内部缝网结构复杂，缝宽从微米级到厘米级，纵向上漏层分布无规律，承压过高易水力劈裂，沟通缝网，加剧漏失。采用随钻防漏堵漏浆或堵漏浆钻进及进行承压堵漏[4]，不能确保不会发生漏失。5口超深水平井采用密度1.25～1.28 kg/L的钻井液钻进二叠系火成岩，初始承压能力低于1.35 kg/L，瞬时漏失速度大于28 m3/h，平均堵漏周期7.5 d。

2）志留系砂泥岩地层发育非连续分布的小型断裂，位置与规模不确定。在断裂带核心区域，砂岩地层连通性好，易发生漏失；部分区域含高压盐水，需采用密度高于1.40 kg/L的钻井液才能压稳，顺北43X井采用密度1.32 kg/L的钻井液钻进，钻遇断裂带时发生漏失，继续钻进又发生盐水溢流（初始地层孔隙压力系数1.39），通过应用桥浆段塞、高滤失堵漏浆、液体套管及堵漏浆，将地层承压能力提高至 1.45 kg/L，耗时 45 d。

3）对于奥陶系桑塔木组灰质泥岩地层，若沿着断裂带核心区域向下钻进，需采用密度不低于1.50 kg/L的钻井液才能维持井壁稳定；部分区域含多套辉绿岩，厚度10～20 m，钻进过程中掉块尺寸大、硬度高，卡钻风险高，需采用密度不低于1.40 kg/L的钻井液才能保证井壁稳定。

1.2 奥陶系桑塔木组机械钻速低

桑塔木组位于直井段，厚度约1 200 m，前期采用“PDC钻头+大扭矩螺杆”钻进，钻压大于80 kN时井斜角持续增大，采用“轻压吊打”降斜，单趟钻进尺 568 m，平均机械钻速只有 4.1 m/h，钻井周期长。选用圆齿PDC钻头吃入地层浅、磨损程度高，攻击力弱；部分井受辉绿岩掉块影响，保径部分易磨损，钻头外径缩小达10 mm。

1.3 高温影响定向仪器使用寿命

储层温度 163～190 ℃[5–6]，采用 TEL-185 型和APS175型定向仪器，受高温影响，易发生脉冲发生器冲蚀、漏油、探管橡胶扶正套脱落等故障[7]；在ϕ120.7 mm井眼进行定向，最大振动幅度达90g，定向仪器的电路板极易损坏。实钻表明，受高温和井下振动影响，定向仪器使用寿命仅30 h，需频繁起下钻更换定向仪器，导致钻井效率低。

1.4 断控体储层溢漏风险高

奥陶系储层属断控体油气藏，发育断裂带、裂缝、溶洞，含凝析气藏，易发生漏失与溢流[8]，邻区处理漏失和溢流的时间超过2个月。利用水平井沟通断裂带有3个问题：1）通过含小型圈闭地层时，瞬时地层压力高，气侵后平推压井，使地层压力持续升高，需采用密度高于2.0 kg/L的压井液才能压稳气层，约要消耗500 m3压井液；2）在断裂带附近，反复钻遇小型裂缝与伴生气，存在溢漏共存，需频繁调整钻井液密度以维持井壁稳定，顺北53X井处理溢漏就耗时1个月；3）钻至主干断裂，地层压力迅速降低，漏失速度在10 m3/h以上，因无法确定钻井液密度降低幅度，需通过多次降低钻井液密度确定合理钻井液密度，要消耗300～600 m3钻井液。

2 优快钻井技术

2.1 井口位置优化

1）针对二叠系裂缝组成与漏失规律性差，通过应用井震联合识别技术，将二叠系火成岩相位划分为平行相、杂乱相及空白相[9–11]。实钻表明，钻井液密度为1.25～1.28 kg/L时，90%的漏失发生在杂乱相与空白相；平行相的承压能力在1.60 kg/L以上，漏失风险最低。因此，部署井位时应尽量避开强杂乱相与空白相区域，若无法避开，需单独封隔二叠系，再钻开下部志留系。此外，为保障水平井有足够的靶前位移，在温度低于170 ℃的井段完成造斜，造斜点选择在较高的位置，在确保造斜率不变的情况下，优化井口位置。

2）应用井震联合识别技术，描述志留系和桑塔木组断裂带的深度、走向，指导井位部署尽量避开断裂带核心区域；若志留系和桑塔木组的断裂带不能同时避开，优先考虑避开志留系的断裂带，结合解释精度与直井段井眼轨迹自然漂移规律，井眼与断裂带的水平位移要大于100 m。

3）直井段与造斜段应避开地堑、地垒、纵向断裂带等区域[12]，宜从断裂带边部沿稳斜段轨迹沟通位于断裂带内部的储集体。

2.2 井身结构优化

为能封隔易漏、易塌地层，初期采用了五级井身结构，但五级井身结构存在套管层序多、大直径套管重、钻井周期长、钻井成本高的问题。为此，笔者首先利用Drillworks地层压力分析软件[13]分析了桑塔木组断裂带附近已完钻井的测井、试油资料，校正了地层三压力剖面（见图1）：1）地层孔隙压力系数1.02～1.23，属正常压力系统；2）地层坍塌压力系数1.03～1.50，其中二叠系1.1～1.22，志留系1.22～1.30，桑塔木组 1.30～1.50；3）地层破裂压力系数在2.0左右。

图1 顺北油气田4号、8号断裂带地层三压力剖面Fig.1 Three-pressure profile of No.4 and No.8 fault zones in the Shunbei Oil & Gas Field

通过分析地层三压力剖面与实钻情况得知：二叠系和志留系的漏失压力当量密度分别为1.28 和1.32 kg/L，钻进桑塔木组需采用密度高于1.50 kg/L的钻井液才能维持井壁稳定。前期采用的五级井身结构有3个必封点，分别是二叠系底部、桑塔木组顶部及奥陶系一间房组顶部[14–16]。其中，因一间房组为碳酸盐岩储层，裂缝发育，存在漏失与井涌风险，需下一层套管封隔一间房组顶部以上地层。

考虑二叠系与志留系漏失压力当量密度仅相差0.04 kg/L，通过采取堵漏技术措施有可以一起钻开的可能；由于奥陶系桑塔木组含断裂带、薄层侵入岩，坍塌压力高，需要将上部地层的承压能力至少提高0.18 kg/L，现有技术难以实现。因此，将必封点优化为2个，分别是桑塔木组顶部、一间房组顶部。根据必封点将井身结构优化为四级井身结构：1）将ϕ365.1 mm 表层套管下至井深 1 999.00 m，封隔浅部疏松地层；2）将ϕ273.1 mm技术套管下至志留系底部，承压能力较低的二叠系和志留系一起钻开，为三开专打易塌地层奠定基础；3）生产套管下至目的层顶部，提高钻井液密度，专打桑塔木组断裂带、侵入体等复杂地层；4）四开采用ϕ165.1 mm钻头钻开目的层，裸眼完井（见图2）。该井身结构的优势：1）将原来的一开与二开合并，一开井眼直径由444.5 mm缩小至333.4 mm，有利于提高钻井速度；2）可减少一个中完周期（约 14 d）。

图2 优化前后的井身结构Fig.2 Casing program before and after optimization

2.3 长裸眼井壁稳定技术

优化井口位置可避开裂缝核心区域，降低漏失风险，为一个开次钻进二叠系和志留系创造条件，但并不能完全防止漏失和坍塌。为此，进行了长裸眼井壁稳定技术研究。

2.3.1 二叠系防漏堵漏技术

对于含宽度小于3.0 mm裂缝的地层，通过室内试验优选复合纤维、弹性凝胶作为堵漏浆主剂[17]，确定堵漏浆配方为2%～3%超细碳酸钙+2%复合纤维+4%QS-2（100/200目）+2%颗粒状弹性凝胶。该堵漏浆依靠超细碳酸钙颗粒（800/1000目）刚性架桥、弹性凝胶变形填充、高韧性复合纤维拉筋缠绕形成强力链网络，填充渗透层、封堵裂缝[18]。

对于含有宽度大于3.0 mm裂缝的地层，出现复漏或多点漏失时，将钻井液转换为堵漏浆快速钻穿漏层[19]，堵漏浆配方为2%～4%超强滞留颗粒堵漏材料+3%～5%多孔高强颗粒堵漏材料A+3%～5%多孔高强颗粒堵漏材料B+1%～2%高韧性复合纤维。根据拓展广谱颗粒级配，堵漏材料需含有3.0～5.0 mm三角锥大颗粒堵漏材料，其加量10%～20%可调，进行笼统堵漏。钻进过程中振动筛使用60/80目筛布，并加密清理沉砂罐，以减少堵漏浆消耗量。

2.3.2 志留系井壁强化技术

志留系发育少量天然裂缝，缝宽0.1～0.4 mm，易产生诱导裂缝，根据“应力笼”[20]增强井周应力原理[9]，提出了纳米、亚微米级材料致密封堵的思路[21–22]，形成了配方为3%井壁强化剂+3%柔性防塌剂+3%乳化沥青+3%柔性纳米封堵剂的封堵体系。该体系抗温180 ℃，高温高压滤失量低于8 mL，封堵率97%，可封堵裂缝、调控井周应力场，阻止天然裂缝开启，使地层承压能力提高0.07～0.10 kg/L，拓宽薄弱地层安全密度窗口。

2.4 防斜打快技术

桑塔木组岩性以灰质泥岩为主，倾角2°～10°，各向异性指数4～6，可钻性级值4～7，抗压强度40～125 MPa，针对于此，采用“尖圆齿PDC钻头+垂直钻井系统+大扭矩螺杆”的防斜打快技术。

遵循“强攻击钻头+自动扶正+强参数”[23]的提速思想：1）选用尖圆齿PDC钻头[24]，该钻头5刀翼、ϕ16.0 mm 双排齿，尖齿切角由 90°优化为 45°，兼顾攻击与抗研磨，保径部分采用尖锥齿，错位双排分布，有利于破碎掉块；2）选用ϕ171.5 mm垂直钻井系统，该钻井系统利用3个呈120°相位分布的巴掌交替伸缩控制井斜，可将井斜角自动控制在1°以下；3）考虑双级钻井工具力臂更长，钻头吃入深，反扭矩更大，选用等应力大扭矩螺杆，该螺杆在等壁厚定子基础上，微调橡胶厚度，并增强橡胶硬度，螺杆压降由 7 MPa 提高至 10 MPa，输出扭矩提高 55 %；4）增大钻压，钻压由 80 kN 增至 140 kN，钻压增大可增大钻头的吃入深度，提高破岩效率。

2.5 高温超深水平井定向钻进技术

1）剖面优化。对于中曲率半径、垂距大于500 m的水平井，考虑后期完井工具的下入，将其剖面优化为“直—增—微增—稳”的高曲率半径剖面，井眼曲率由 22°/30m 优化为 10°/30m+2°/30m，其中，微增斜造斜率小于2°/30m；在温度低于170 ℃的井段和钻遇断裂带前，完成高曲率造斜井段；温度超过170 ℃的井段进行微增斜钻进。同时，为提高微增井段中靶精度，将井斜角增量控制在10°以内。

2）螺杆优选。选用抗温 180～200 ℃ 的ϕ127.0 mm螺杆。通过模拟计算得知，螺杆弯角为1.50°～1.75°，可满足造斜要求。ϕ127.0 mm螺杆的输出扭矩为 4 780 N·m，与ϕ120.7 mm螺杆相比，输出扭矩增大，可以提高破岩效率。为满足微增斜与稳斜要求，螺杆要自带ϕ158.8 mm稳定器[25]。

3）定向钻头优选。考虑造斜率低、定向进尺长，为降低起下钻次数，设计采用PDC钻头定向。为降低PDC钻头与井壁的摩阻，采用浅内锥–短外锥的冠部、22°螺旋保径结构；为保证钻头受力均衡，将冠部、外圈和保径位置切削齿的后倾角优化为 15°、20°和 25°。

4）井眼轨迹测量仪选型。温度低于170 ℃的井段，采用额定抗温175 ℃的APS-MWD型无线随钻监测仪测量井眼轨迹参数。为降低振动对测量结果的影响，增加稳定器的数量。提高钻井液循环排量，以降低井筒温度[26]。温度高于170 ℃的井段，采用抗温260 ℃的多点测斜仪测量井眼轨迹参数，每钻进100～150 m就投放多点测斜仪测量一次，视井眼轨迹控制情况，加密测量。

5）定向工艺优化。第1增斜段采用“1.75°单弯螺杆+定向PDC钻头”钻至井斜角70°，段长约210 m，纯钻时间100 h，将需2趟钻完成的高造斜段，用1趟钻完成；第2增斜段采用“1.50°单弯螺杆+PDC钻头”滑动钻进或与复合钻进交替钻至入靶点（井斜角约 80°），段长 500 m，纯钻时间 160 h。

6）钻具组合优选。造斜段采用1.75°抗高温螺杆+光钻杆+ϕ88.9 mmG105 钻杆+加重钻杆的钻具组合，可持续进行定向钻进，若需要复合钻进，可将转速控制在 10～20 r/min；稳斜段采用 1.25°～1.50°抗高温螺杆（带ϕ158.8 mm 稳定器）+ϕ161.9 mm 螺旋稳定器的钻具组合[27]，通过将钻压控制在20～40 kN，转速控制在20～40 r/min，实现自然增斜与稳斜。

2.6 低密度钻井液+简易控压钻井技术

针对断控体油气藏气侵、井漏的钻井难题，采取了以下技术措施：1）精准描述井眼轨迹上小型圈闭与主干断裂的位置，掌握调整钻井液密度的时机；2）针对含圈闭的异常高压层，结合邻井初始关井压力推算地层压力系数[28]，采用密度1.60 kg/L的钻井液开钻，压稳高压气层；3）针对断裂带附近小型裂缝与气侵，基于漏失压力方程[29]，探索漏失速度与压差的关系，指导钻井液密度的调整，并利用旋转控制头控制井口回压低于5 MPa，实现漏失速度低于5 m3/h的微漏钻进[30]；4）针对主干断裂放空漏失，起钻至安全井段，迅速将钻井液密度降至1.10～1.25 kg/L，保持微漏钻进。

3 现场应用

顺北油气田4号、8号断裂带的6口超深水平井应用了优快钻井技术，这6口井的平均机械钻速为 7.35 m/h，平均钻井周期为 178.84 d。与未应用该技术的邻井相比，平均机械钻速提高了116.2 %，平均钻井周期缩短了41.2%（相关数据见表1）。下面以TT4-1H井为例，说明现场具体应用情况。

表1 优快钻井技术应用效果Table 1 Application effect of the optimal and fast drilling technologies

3.1 长裸眼井段

TT4-1H 井二开井段（段长 3 828 m）通过应用随钻堵漏浆和堵漏浆，并配套提速技术，钻井周期36.4 d，机械钻速10.89 m/h，与邻井未应用堵漏技术和提速技术的二开井段相比，钻井周期缩短了77.6 d，机械钻速提高了77.1 %，处理堵漏时间缩短了65.3 %，漏失量由 348 m3降至 84.3 m3。