杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术

陈新勇，徐明磊，马 樱，徐雅萍，赵 博，韩 煦

（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，河北任丘062550；2.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北任丘062552；3.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；4.中国石油大学（华东）石油工业训练中心，山东青岛266580）

华北油田杨税务区块位于冀中坳陷南部河西务构造带上，随着地质认识的不断深入和钻井完井技术的不断进步，杨税务潜山油气藏的勘探获得了重大突破，成为华北油田重要的接替资源[1]。该区块地质条件复杂，沙河街组以下发育有砾岩层和多个薄弱易漏层，油气藏埋深超过5 200.00m，储层温度160～215℃，因地表有村庄房屋，需采用大位移井开发。但该区块大位移井钻井存在摩阻扭矩大的问题，而且杨税务区块沙河街组沙四段以下地层可钻性差，存在易漏层，地层温度高，对钻井工具、钻井液和水泥浆的性能要求高。面对类似的技术难点，国内主要从提速工具、降摩减扭、钻井液性能优化、防漏堵漏、井眼清洁等方面进行解决[2–7]。笔者根据杨税务区块的地质特征，从井身结构优化、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液配方优选与性能优化、提速提效和大温差小井眼固井等方面进行了研究，形成了华北油田杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术，并在T5X井和T101X井进行了现场试验，试验结果表明该技术可提高机械钻速，缩短钻井周期，为杨税务潜山油气藏的高效开发提供了技术支持。

1 钻井完井技术难点

华北油田杨税务区块自上而下钻遇第四系、新近-古近系、二叠系、石炭系、奥陶系和寒武系：第四系主要岩性为黏土；新近-古近系主要岩性为泥岩、砂岩、粉砂岩、砂砾岩和砾岩；二叠系和石炭系主要岩性为砂岩、碳质泥岩、玄武岩并夹含煤层；奥陶系和寒武系为该区块的目的层，主要岩性为灰岩、白云岩。综合分析认为，该区块主要存在以下钻井完井技术难点：

1）新近-古近系沙河街组沙四段以下地层可钻性差，机械钻速低。沙河街组沙4段、孔店组，二叠系和石炭系以硬质泥岩、砂岩为主，硬度极高，研磨性极强，且夹含砾岩层、玄武岩层，对钻头冲击破坏严重，给钻井提速带来了困难。

2）二叠系以下地层复杂，易漏失。二叠系和石炭系存在煤层，钻井过程中易发生垮塌和井漏，对钻井液的抑制性和封堵性要求高；潜山井段主要岩性为灰岩、白云岩，裂隙发育，易漏失。

3）水平位移大，施工困难。水平位移2 000.00m以上，钻井过程中摩阻大，钻压施加困难；裸眼段长且要钻穿多套复杂岩性地层，造斜点位置和井斜角直接影响施工的难度和安全性。

4）井下温度高，对钻井工具、材料要求高。潜山顶部地层温度超过160 ℃，井底温度最高达到215℃，对井下工具、钻井液和水泥浆的抗温性能提出了较高要求。

5）潜山内固井难度大。潜山地层压力系数低，尾管段长度超过1 200.00m，环空间隙小，井底温度高，且温差在40℃以上，且后期需要采用体积压裂技术改造储层，对水泥环的完整性要求高，给固井施工带来了困难。

2 钻井完井关键技术

为了加快华北油田杨税务区块的勘探开发进度，开展了杨税务潜山油气藏大位移钻井完井关键技术研究，从井身结构优化、个性化钻头设计、提速工具优选、钻井液优化和防漏堵漏等方面入手进行研究，形成了一系列钻井完井关键技术。

2.1 井身结构优化

杨税务潜山油气藏原井身结构：1）一开ϕ339.7 mm套管下至明化镇组稳定地层，封固地表平原组松软层；2）二开ϕ244.5mm套管下至沙河街组下部；3）三开ϕ177.8mm套管下至奥陶系顶部，封固奥陶系以上易垮塌易漏地层；4）四开潜山目的层专打，悬挂下入ϕ127.0mm套管固井。

为确保井控安全，降低井壁垮塌风险，并考虑后期储层改造需求[2–3]，在分析薄弱地层三压力剖面的基础上，对井身结构进行了优化。通过分析邻井钻井资料，预测沙河街组下部发育有压力系数1.35的高压层，将原井身结构中二开套管下深调整至沙河街组中部；为了提高套管的抗内压强度，确保后期储层改造的需求，将四开ϕ127.0mm套管回接至井口。

2.2 井眼轨道设计与轨迹控制技术

2.2.1 井眼轨道设计

1）优选造斜点位置。沙四段和孔店组地层中含有膏岩、膏泥岩和砾岩，其中膏岩、膏泥岩地层稳定性不好，砾石层可钻性差，造斜能力低；二叠系和石炭系含有玄武岩和煤层，地层岩性复杂，容易发生掉块等复杂情况，将造斜点选择在沙河街组的中上部。通过模拟分析不同井斜角下的摩阻扭矩，发现将井斜角控制在40°以下有利于降低摩阻扭矩，提高携岩效率，因此选择在沙一段井深1 700.00～1 800.00m处造斜。

2）优化造斜率。为了保证井眼轨迹平滑，降低施工难度，将井眼轨道优化设计为“直—增—稳”三段制，将造斜率控制在（2.0°～2.4°）/30m。

2.2.2 井眼轨迹控制技术

控制复杂结构井井眼轨迹时，既要考虑提高上部大直径井眼的造斜率，又要考虑下部高温稳斜段如何控制井斜角。

为了保障下部井段能够顺利施工，需确保二开在ϕ311.1 mm井眼成功定向。二开采用PDC钻头+1.25°大尺寸螺杆的钻具组合，螺杆上部不加稳定器，以提高造斜能力。二开钻具组合为ϕ311.1mm钻头＋ϕ244.5 mm×1.25°螺杆＋ϕ203.2 mm无磁钻铤×2根＋ϕ203.2mm螺旋钻铤×1根＋ϕ165.1mm螺旋钻铤×6根＋ϕ127.0mm加重钻杆×18根＋随钻震击器＋ϕ127.0mm加重钻杆×6根。钻进中尽量保证连续定向，不定点循环，少活动钻具，提高造斜率。

三开和四开为长稳斜段，采用动力钻具组合实现井眼轨迹的控制，选用1.0°弯角的螺杆，降低复合钻进破岩体积，在需要时可以微调井眼轨迹。三开钻具组合为ϕ215.9mm钻头＋ϕ172.0mm×1.0°螺杆＋ϕ203.2 mm稳定器＋ϕ165.1 mm无磁钻铤×2根+ϕ165.1mm螺旋钻铤×10根＋ϕ127.0mm加重钻杆×18根＋随钻震击器＋ϕ127.0mm加重钻杆×6根；四开钻具组合为ϕ152.4 mm钻头＋ϕ120.6 mm×1.0°螺杆＋ϕ120.7mm无磁钻铤×2根＋ϕ120.7mm螺旋钻铤×14根＋ϕ101.6mm加重钻杆×18根＋随钻震击器＋ϕ101.6 mm加重钻杆×6根。井深超过4 300.00m时井下温度超过150℃，应将螺杆和随钻测量仪器更换为抗高温的螺杆和随钻测量仪器。三开和四开钻进时以复合钻进为主；若井眼偏离设计轨道，要勤调微调，以保持井眼光滑。

2.3 降摩减扭技术措施

杨税务潜山油气藏大位移井井深超过6000.00 m，井斜角大、裸眼段长且下部地层可钻性差，导致钻井过程中摩阻扭矩大，钻机负荷大，给钻进安全带来很大隐患。为降低摩擦系数，确保钻井安全，主要采取应用水力振荡器和提高钻井液润滑性等技术措施。

2.3.1 应用水力振荡器

水力振荡器主要包括振动端和动力端（见图1）。钻井液流过该钻井工具时，能够产生轴向振动，带动附近钻具振动，降低钻具与井壁之间的摩擦阻力，增强钻压传递的有效性，解决滑动钻进过程中的托压问题，提高定向效率[4–5]。由于随着井斜角增大，水力振荡器的安放位置距离钻头越近，效果越好[6–7]，因此，综合考虑井斜角、裸眼段长、钻具组合及水力振荡器自身的特点，将其安放在距离钻头180.00～240.00m的位置。

图1 水力振荡器Fig.1 Hydraulic oscillator

2.3.2 提高钻井液润滑性

钻进增斜段、稳斜段和调整段时，钻井液中加入润滑剂和塑料小球等，通过物理方式降低钻井液摩阻系数；加强四级固控设备的使用，特别是充分利用离心机降低钻井液中的固相含量，以降低固相对钻井液润滑性的影响；加入SN树脂、聚阴离子纤维素等有机大分子处理剂，在井壁上形成吸附膜，改善滤饼的质量。多种方式结合使用，将钻井液摩阻系数控制在0.1以下，钻具与井壁的接触摩擦系数控制在0.3左右，综合降低摩阻扭矩。

2.4 提速提效技术

2.4.1 钻井参数优化

为了提高ϕ311.1mm井眼钻进东营组—沙河街组时的机械钻速和携砂能力，以尽可能提高钻头压降、比水功率和避开应力集中为原则，并将疲劳系数控制在0.7以下，通过利用Landmark软件进行模拟分析，推荐排量50～70 L/s，钻压100～200 kN，转速100～120 r/m in。

为了提高ϕ215.9mm井眼钻进沙河街组和二叠系—石炭系时的机械钻速和携砂能力，通过利用Landmark软件进行模拟分析，推荐排量48～66 L/s，钻压80～150 kN，转速80～135 r/m in。

2.4.2 PDC钻头优化设计

沙河街组沙四段下部、孔店组及二叠系和石炭系地层埋深4 200.00～5 000.00m，岩性主要为砾岩、黑色玄武岩、深灰色泥岩等，可钻性极差，对钻头冲击破坏较为严重。因此，需对钻头进行个性化设计。具体设计方案：设计六刀翼PDC钻头，采用ϕ16.0mm高抗研磨复合片、盔甲硬面材料，并利用等离子喷焊技术，将碳化钨密度提高40%，使复合片更耐冲蚀；钻头肩部至鼻部加装后排齿，以提高钻头抗冲击能力；将切削齿后角调高至15°～25°，以提高切削齿的抗冲击能力；采用3个ϕ13.0 mm和3个ϕ15.0mm的喷嘴，以提高钻头的冷却效果、井底清洗效果和射流冲击力。利用计算机流体动力学（CFD）软件模拟了钻头流场的分布情况，结果如图2所示。从图2可以看出，井底最高流体速度达到25.0 m/s。

图2 钻头流场模拟分析结果Fig.2 Simulation and analysis results of the bit flow field

2.4.3 扭力冲击提速技术

经过综合评估，钻进沙河街组沙四段、孔店组、二叠系和石炭系时应用扭力冲击器。扭力冲击器属于高频振动冲击辅助破岩工具，基本结构如图3所示。当钻井液流过该钻井工具时，其内部独特涡轮系统及动力启动器将钻井液的流体能量转换成高频、周期性的机械冲击力，并向下传递给钻头，使钻头以每分钟上千次的频率冲击、剪切破岩。扭力冲击器能够消除PDC钻头在钻进深井、超深井难钻地层时的粘滑问题，提高钻头破岩能量传递效率，延长钻头的使用寿命[8–9]。

图3 扭力冲击器的结构Fig.3 Structural diagram of torsion impactor

2.5 钻井液优选和性能维护处理

四开潜山底最高温度在215℃以上，岩性以灰岩、白云岩为主，地层压力较低，设计钻井液密度1.05～1.16 kg/L。选用抗温220℃的BH-HFL增黏降滤失剂、HB-2提切剂和抗高温封堵剂，通过大量试验，优化出低固相钻井液配方：1.0%～3.0%膨润土+0.1%～0.3%烧碱+1.0%～2.0%抗高温增黏降滤失剂+2.0%～3.0%抗高温提切剂+0.6%～2.0%抗高温封堵剂+2.0%～3.0%储层保护剂[10–12]。钻井过程中，采取以下措施维护钻井液的性能：

1）加入1.5%增黏降滤失剂BH-HFL、1.0%抗高温封堵剂和2.0%抗高温提切剂HB-2，将API滤失量控制在8m L以下；采用碳酸钙将钻井液密度调整至1.03～1.10 kg/L。

2）通过调整抗高温增黏剂和抗高温提切剂的加量调节钻井液的流变性，将其动切力控制在11～15 Pa，塑性黏度控制在20～23 mPa·s，以提高钻井液的携岩能力。

3）钻井过程中充分利用振动筛、除砂器和离心机等固控设备，控制钻井液中的固相含量，将含砂量控制在0.2%以下，摩阻系数控制在0.1以下。

2.6 小间隙大温差长封固段固井技术

2.6.1 井眼准备

下套管前，采用双稳定器和三稳定器通井钻具组合通井2次。通井过程中，若遇阻30 kN以上，立即接顶驱对遇阻段进行划眼，直到顺畅为止。为确保井眼清洁，通井钻具组合到底后启动所有固控设备进行循环，在环空返速不低于1.2m/s的情况下至少循环2周。井眼清洁后，泵入润滑封闭液。封闭液配方为：井浆+1%～2%石墨粉+增稠剂。

2.6.2 尾管扶正器优化设计

ϕ152.4mm井眼中下入ϕ127.0mm套管的环空间隙小，固井质量难以保证。为提高套管的居中度和固井顶替效率，分别模拟分析了旋流短节套管扶正器和刚、弹性套管扶正器相间安放对套管居中度和固井顶替效率的影响，结果见图4。从图4可以看出，与采用旋流短节套管扶正器相比，刚、弹性套管扶正器相间安放时的套管平均居中度由7%提高至55%，固井顶替效率可以达到90%以上[13]。

2.6.3 前置液设计

为了提高井眼清洁效果，在常规含有氧化剂的冲洗液基础上，优选冲洗加重隔离液，其主要成分为水、高温悬浮剂、冲洗剂、菱角形加重材料和抗污染剂，同时将冲洗加重隔离液的用量由常规的2～3m3提高至10～15m3，这样既能清除低固相钻井液形成的滤饼，又能提高水泥浆的顶替效率和界面胶结质量。

2.6.4 韧性水泥浆设计

图4 井深5 425.00m处顶替效率模拟曲线Fig.4 Simulation curve of disp lacement efficiency at a depth of 5 425.00m

由于后期需要大型体积压裂改造储层，因此要求水泥环具有一定的塑性变形能力，以防止压裂时水泥环发生脆性破碎。为此，结合固井防窜要求，在配制水泥浆时加入增韧和防窜材料，形成了韧性水泥浆，其配方为：G级水泥+40.0%高温增强材料DRB-2S+5.0%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+8.0%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+48.0%水。

3 现场试验

杨税务区块的T5X井和T101X井应用了潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术，钻井过程中未发生井下故障，整体效果较好（见表1）。2口井平均完钻井深6 083.50m，平均机械钻速7.3m/h，平均钻井周期149.69 d，与未应用该技术的邻井T2X井相比，机械钻速提高了27.4%，钻井周期缩短了19.7%。其中，T101X井创造了华北油田完钻井深5 500.00m以深、水平位移超过1 500.00m的钻井周期最短，机械钻速最高和月进尺最多等3项纪录。

表1 试验井和邻井钻井技术指标对比Tab le 1 Comparison of d rilling technical indexes between test wellsand ad jacent wells

T101X井采用四开井身结构，钻井过程中未出现井漏、溢流和井眼失稳等问题。采用螺杆钻具组合，井眼轨迹控制较好，井眼光滑。固井前采用双稳定器和三稳定器钻具组合通井，套管下入顺利。

ϕ311.1mm井段钻井参数为：排量55 L/s，钻压130 kN，转速100 r/m in。为降低造斜段的摩擦阻力，应用了水力振荡器，ϕ311.1 mm井段平均机械钻速16.6m/h，与未应用水力振荡器的邻井相比，机械钻速提高了25.3%。

钻进沙河街组沙三段以下地层时，充分利用固控设备降低固相含量，加入SN树脂改善滤饼质量，降低钻具与井壁的摩擦阻力。沙四段和孔店组以砂岩、泥岩为主，夹含厚度173.00m的砾岩泥岩互层段，采用个性化设计的PDC钻头与扭力冲击器配合钻进该层段，平均机械钻速达4.63m/h，较邻井同层段提高了54.5%。

四开潜山内使用抗高温低固相钻井液钻进，为了提高钻井液的携岩能力，加入抗高温钻井液添加剂，动切力控制在12 Pa左右，塑性黏度控制在22mPa·s左右。钻进中，充分利用振动筛、除砂器和离心机等固控设备，将含砂量控制在0.16%左右。固井前，分别下入了双稳定器和三稳定器钻具组合通井，通井结束后循环3周，然后下入套管，每2根套管安放一个套管扶正器，刚、弹性套管扶正器相间安放。固井作业时，加入12m3前置加重隔离液，应用低密度韧性水泥浆进行固井，候凝后测井评价固井质量，结果为良好。

4 结论与建议

1）华北油田杨税务潜山油气藏埋藏较深，沙四段下部、孔店组、二叠系和石炭系岩性复杂，可钻性差，机械钻速低，钻头选型困难；部署超深大位移井裸眼段长，摩阻扭矩大，钻井难度大；潜山地层温度高，对钻井工具、钻井液和水泥浆性能要求高。

2）从井身结构、井眼轨道、抗高温钻井液、小间隙大温差长封固段固井和钻井提速提效等方面进行研究，形成了华北油田杨税务潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术。

3）现场试验表明，潜山油气藏大位移井钻井完井关键技术可以解决杨税务潜山油气藏大位移井钻井过程中遇到的技术难点，实现杨税务潜山油气藏的高效开发。

4）为了兼顾超深大位移井的钻井难度和钻井成本，建议选择经济高效的井眼轨迹控制技术。螺杆钻具+MWD与水力振荡器配合钻进造斜段和长稳斜段，可以提高钻进效率；但井深超过4 600.00m时应选用抗高温螺杆钻具和MWD，以延长钻具组合的使用寿命。