钻井提效技术在渤海K油田的应用

王志超，陈建宏，侯永亮，陈 真，宋峙潮，孙永乐

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海油田是目前中国最大的海上油田，也是全国第二大原油生产基地，渤海海域面积7.3万km2，其中可勘探矿区面积约4.3万km2，地下油气资源丰富，随着近年来渤海油田大开发，大储量、好油品的优质油气资源大幅度减少，埋藏深油气资源的开发逐渐成为主要开发手段之一。渤海K油田主要目的层为东营组下段或者沙河街组，属于中下部开发，井深超过3 000 m井采用常规三开井身结构，钻井作业时主要面临以下3方面困难：①浅层地层疏松，胶结强度极低，井眼冲刷严重，造斜率低；②12-1/4"井眼稳斜段长，马达钻具组合[1-3]滑动时易托压，效率低；③12-1/4"井眼周期长，一般为10～11 d，传统钻井液体系[4-7]存在缺点，保证下部井眼顺利作业时，上部井段地层稳定性变差，起下钻风险高；④8-1/2"井眼尺寸小，含有易剥落煤层，作业期间非生产时间占比达到了该井段周期的19%，时效低，同时7"尾管下入困难。基于上述难题，亟需一套行之有效的安全、提效措施，以满足当前钻井工程的需求。

1 技术难点

地层复杂，轨迹控制困难、钻井风险高，井下漏失、井塌、起下钻及下套管阻卡现象频发，具体原因如下。

（1）浅层地层疏松，胶结强度极低，井眼冲刷严重，造斜率低。为了保证造斜率，防止井眼轨迹碰撞，表层预斜通常采取泥浆闭路循环的模式。但该模式需要安装并拆卸井口，降低作业效率。单筒双井技术能够有效利用表层套管，提高效率。但由于井眼大，一般为30"，而且要进行一趟扩眼作业，因此造斜率很难保证。而单筒双井一般都布置在槽口最外排，如果不预斜将对平台整体的防碰造成很大的影响。

（2）稳斜段长，稳斜段井斜和方位易偏离，且无规律可循，钻进期间需多次调整井眼轨迹，单一井眼穿过地层多，地层间差异性大，砂泥岩夹层及煤层多，煤层段含有煤矸石，岩性脆，易脱落，井壁稳定性差。

（3）粘卡损坏钻具。随着井深的增加，深部地层岩性复杂，压实程度变高，井壁失稳、钻具阻卡风险高。马达钻具滑动托压和钻柱蛙动问题逐渐加重，表现为滑动过程中，钻压有增无减但无进尺，钻具突然释放以后，钻头弹性接触井底，导致马达憋压，这不仅严重影响了钻井效率，而且容易造成黏卡和井下工具损坏。一般在渤海油田现场操作中，通过增强钻井液润滑性能、利用短起下钻等措施降低摩阻，提高滑动效率，但收效甚微。

（4）井下动力不足。深部地层地质情况复杂，钻具刚性变差，轨迹控制难度大。对于一些地质情况与井眼轨迹复杂的井，马达的轨迹控制能力无法满足时，就必须使用旋转导向工具。利用旋转导向钻井系统，可以避免滑动钻进带来的问题，但是旋转导向钻具组合钻头难以获得较高的转速，钻具动力不足，钻速较低，影响了钻井速度及效率，同时8-1/2"井眼不规则，井眼环空间隙小，倒划眼易憋压蹩扭矩，起下钻过程遇卡、遇阻现象频繁，尾管到位难度大。

2 钻井技术提效措施

钻井作业中提效措施很多，表层大井眼预斜防碰、海水膨润土浆深钻、不同地层间PDC钻头及钻进参数优化、随钻扩眼、旋转下尾管、岩屑床清除工具、井身结构及钻井液优化，以及钻具组合优化等提效技术均可以提高钻井效率，缩短工期，达到降本增效目的。根据该油田技术难点，提出选择优化井身结构、优化钻具组合和优化PEC钻井液体系等提效措施，具体分析如下。

2.1 优化井身结构

渤海K油田开发井多数是常规定向井和大斜度井，少数为大位移井，井斜一般在30～75°之间，完钻深度在3 200 m以内均设计为常规三开井身结构：24"隔水导管+17-1/2"井眼/13-3/8"套管+12-1/4"井眼/9-5/8"套管+8-1/2"井眼/7"尾管。在三开8-1/2"井眼钻井作业时，采用5"钻杆与5-1/2"钻杆复配，5"钻杆较5-1/2"钻杆钻具内部压耗更高，且井深较深，多为东营下段或者沙河街地层，岩石坚硬，可钻性差，马达钻具滑动调整轨迹时机械钻速低，耗时长，效率差；旋转导向钻具组合钻进时，井眼规则，无井眼扩大率，底部钻具及7"尾管与井眼间隙小，起下钻中频繁出现憋压蹩扭矩情况，起下钻风险高，同时7"尾管下入难度增大，时间长，时效低。

鉴于上述情况，在后续钻井作业中不断总结和尝试，对井身结构进行了优化，优化后井身结构：24"隔水导管+17-1/2"井眼/13-3/8"套管+12-1/4"井眼/9-5/8"套管。优化后减少了8-1/2"井眼钻进和7"尾管下入作业，避免了倒划眼憋压蹩扭矩和下入7"尾管难度大等难题，既降低了钻井风险，同时节约了整体钻井工期。

2.2 优化钻具组合

12-1/4"井眼稳斜段长，井斜和方位易偏离，且无规律可循，无法提前做好预留，钻进期间需使用马达钻具或者旋转导向钻具组合不断调整轨迹，使轨迹贴近设计并达到油藏找油开采目的。

2.2.1 12-1/4"井眼上部井段钻具组合

12-1/4"PDC-Bit+9-5/8"PDM+8"F/V+11-7/8"STB+8"NMDC+8"MWD+8"NMDC+8"液压震击器+X/O+5-1/2"HWDP×13+X/O+8"水力振荡器+X/O+5-1/2"DP。

上部井段采用马达水力振荡器钻具组合，马达带有弯角，在造斜段和稳斜调整段可以滑动调整井眼轨迹，多调少滑，保证轨迹平滑贴近钻井设计，同时所钻井段井眼会有一定扩径，井眼直径要大于12-1/4"，起下钻和套管下入更顺利。

水力振荡器由动力部分、脉冲系统和振荡系统3部分组成，动力短节是一个1∶2的螺杆，脉冲系统主要由定阀盘和动阀盘构成，振荡系统主要由反馈活塞、花键心轴和碟簧等构成。其工作原理是：钻井液流经1∶2的螺杆时，驱动螺杆转动，螺杆带动其下端连接的动阀盘做平面往复运动。动阀盘与定阀盘的中心孔时而重合，时而分开，引起过流面积的变化，从而产生压力脉冲，如图1所示。

压力脉冲反馈作用到振荡短节的活塞面上使花键心轴产生轴向振荡。每次脉冲会产生3～9 mm振幅和一定的轴向力，足以将静摩擦转化为动摩擦。因为产生的轴向力和轴向移动距离都不大，水力振荡器在工作期间不会对其他井下工具产生不利影响。

水力振荡器配合马达使用具有2个好处：①水力振荡器可以保证在钻进过程中钻压能够最大效率传递到钻头，降低了钻具与井壁间的纵向摩阻，减轻钻具的扭转振动，提升底部马达的滑动造斜效率，同时大大提高机械钻速。②水力振荡器可以很好解决马达滑动钻进过程中的托压情况，有效提高钻压的传递效率，防止底部钻具组合粘附托压、卡钻等复杂情况的出现。

通过Vibra SCOPE软件模拟不同阀盘尺寸的水力振荡器的工作状态，再根据泵压数据选择与马达钻具配伍性最好的阀盘，经过理论研究与现场实际使用相结合，发现外径为8"的水力振荡器使用效果最好，具体参数见表1。

表1 水力振荡器现场使用参数

通过在渤海油田的应用表明，中硬地层机械钻速提高35%以上，可部分取代旋转导向工具，扩大了常规导向马达进行大位移井或者水平井水平段的钻进能力。应该注意的是，应用水力振荡器的目的是为了提高深层的滑动效率和机械钻速，不宜在浅部地层使用，渤海油田的应用实践表明，在2 000 m以前使用水力振荡器，其振荡力会对地面设备（立管传感器、顶驱等）造成一定的损坏。

2.2.2 12-1/4"井眼下部井段钻具组合

12-1/4"PDC-Bit+9-1/2"旋转导向+8"MWD+8"NMDC+8"F/V+12"STB+8"液压震击器+X/O+5-1/2"HWDP×13+5-1/2"DP。

当钻进至12-1/4"井眼下部井段时，由于井深较深，同时水力振荡器配合马达钻具组合钻具内部压差较大，造成钻进过程中整体泵压偏高，现场泥浆泵及相应设备无法满足在高泵压情况下持续安全、有效工作，故采用旋转导向钻具组合。经过现场实际应用，总结出一套与地层配伍性好，时效高的钻井参数，钻压3～8 t，排量3 500～4 000 L/min，顶驱转速90～120 r/min。

2.3 优化PEC钻井液体系

常规PEC钻井液体系采用KCL作为抑制剂，作用机理为K+镶嵌在氧六面体间的空间，限制周边空间磷酸盐的膨胀与扩散。该体系针对软泥页岩多的明化镇组和馆陶组地层抑制效果好，提高了该井段的井壁稳定性，减少了起下钻中钻具阻卡现象，提高了钻井效率，但常规PEC钻井液体系对深部地层东营组、沙河街组，尤其煤层段效果一般，暴露出很多缺点。主要有：①调节、控制钻井液流变性困难，静态稳定性差，常常需要加入大量新浆满足现场需求；②钻井液活度高，侵入地层流体多，井壁稳定性变差，起下钻和下套管作业阻卡现象明显；③钻遇深部地层时，高含量K+保证下部井眼抑制性时，上部井眼井壁变硬，造成起下钻难度大（如图2所示）。针对以上问题的出现，新型PEC钻井液体系应时而生。

图2 传统PEC钻井液体系地层抑制分析图

新型PEC钻井液体系抑制剂采用KCl与NaCl复配使用，抑制性方面NaCl与KCl作用机理不同，NaCl可以降低钻井液中滤液进入地层，从而减弱地层泥岩分散，钻井液抑制性随着活度降低而变强，在保证抑制性同时具有其他优点：①高浓度NaCl提高了钻井液中离子含量，加大了钻井液与细菌（微生物）间的正向渗透压差，让细菌脱水，导致细菌失水死亡，防止钻井液污染，避免钻井液污染变质和pH减小，从而大大增强了钻井液长时间静止的稳定性，调节、控制钻井液流变性更加容易；②Na+抑制性弱于K+，但NaCl抑制泥页岩比KCl具有一个优点，即NaCl的溶解度比KCl高，活度低于KCl溶液，近饱和的NaCl溶液能够有效地降低侵入泥页岩中的滤液量。经过试验和现场滚动回收率得出12%NaCl抑制效果等同于2%KCl，12%NaCl的加入降低了KCl含量，防止上部井眼井壁过硬，保证起下钻和下套管作业顺利完成，同时有效得控制了钻井液的有害固相的侵入，提高了钻井液的泥饼质量，同时减少了惰性加重剂的用量，减少了钻井液中4%固相含量，低滤液量和固相含量，对储层保护和井壁稳定有很大的贡献（如图3所示）。

图3 KCl和NaCl滚动回收率对比

3 现场应用效果

优化井身结构、优化钻具组合和优化PEC钻井液体系等提效措施在渤海K油田39口钻井作业中得到了成功应用，完钻深度在3 200 m以内的井身结构都简化为2层套管，钻井过程中井况稳定，起下钻阻卡现象大幅度减少，套管顺利到位，累计实际钻井工期为618.54 d，比基本设计工期提前70.2 d，每口井平均节约钻井工期1.5～2 d，完成预期降本增效目标，具备很大推广应用价值。

4 结论

（1）井深3 200 m以内井，二开井身结构要优于三开井身结构，既避免了起下钻和下7"尾管风险，同时节约了工期。

（2）马达水力振荡器钻具组合能够很好解决深部地层马达滑动托压问题，同时一定程度上提高了机械钻速。

（3）裸眼段长，钻穿地层多，NaCl与KCl复配使用抑制效果更好，既保证了下部井段井壁稳定，同时避免了上部井段井壁变硬增加起下钻风险。