顺北油田复杂深井钻井关键技术

摘要：顺北油田地质构造复杂，井漏、垮塌、漏喷同存等复杂地层，钻井施工中机械钻速降低、钻完井周期长，严重影响勘探开发进度。经过近几年的钻井施工，从针对不同地层岩性优选钻井提速工具解决提速问题、优化防漏堵漏技术能解决二叠系井漏问题，提高钻井效率，配套旋转控制头利用控压钻进技术解决漏转喷、漏喷同存技术难题。形成的复杂超深井钻井关键技术为顺北油田安全高效开采提供技术支撑。

关键词：顺北油田；提速；防漏；堵漏；安全钻井

0 引 言

顺北油田区域构造位于顺托果勒隆起构造带，跨越顺托果勒低隆和东西两个坳陷，南部紧邻卡塔克隆起，北部为沙雅隆起。包含顺托果勒北、顺托果勒、顺托果勒西与阿瓦提东4个区块，面积19979km2。继顺北1-1H井实现重大油气突破之后，该区块进行了大规模勘探开发，共发现13条主干断裂带。顺北碳酸盐岩储层，埋深7300-8700m，主要特征为高温高压（155-200℃，86-170MPa）。二叠系地层火成岩段可钻性差，井壁稳定性差，英安岩裂缝发育，易井漏，玄武岩井段易发生掉块卡钻；奥陶系灰岩地层部分区域含硫化氢，易发生漏失，井控风险高，鹰山组地层存在破碎带，易导致起下困难、掉块卡钻。温度高，压力高，对测量仪器和动力钻具抗压、抗高温要求高，造成机械钻速降低、钻井周期长，制约了勘探开发进程。为此，从提速工具优选、钻井液优化及防漏堵漏、控压钻进等技术提炼，形成了顺北油田钻进提速提效关键技术，降低故障复杂率，大幅度提高钻井速度，缩短钻完井周期，为实现顺北油田安全高效开采提供技术支持。

1 钻井技术难点

1.1 二叠系漏失、垮塌

二叠系火成岩地层裂缝发育，有漏失风险，预测钻遇二叠系地层544m（3773m-4317m），厚度大，根据顺北油田已钻井情况，二叠系火成岩裂缝发育，有较大的漏失和垮塌风险。岩性分布规律：埋深“北深南浅”，随着区块的西扩，二叠系地层埋深及厚度逐渐增加，厚度在480-550m之间，其岩性主要由火山岩段和碎屑岩段组成。其中火山岩段岩性为灰黑色、灰绿色玄武岩、英安岩、凝灰岩夹灰色、灰绿色砂岩和棕褐色泥岩。碎屑岩段岩性为灰色、灰绿色、紫红色砂岩、粉砂岩、泥岩不等厚互层夹凝灰岩。火成岩段易发生漏失，其中以英安岩漏失风险最大，其特点裂缝发育，裂缝以细、微裂缝为主，对压力敏感，易形成诱导裂缝，压力窗口窄，厚度发育大的区域漏失几率大，漏速变化大，可从微漏到失返。不仅影响钻井作业的正常进行，而且往往会引起其它井下故障复杂，严重时造成井塌、卡钻等严重后果。

1.2 志留系垮塌、井漏

根据已钻井情况，志留系、桑塔木组等深部泥岩地层存在漏失、坍塌风险。志留系地层缝网发育，由于地质构造的挤压和扭曲作用，志留系地层断裂带附近缝网发育，存在大量张开和闭合裂缝，且裂缝对密度变化敏感，易开启、扩大，加大堵漏难度。柯坪塔格组泥岩易产生水化效应，导致剥落掉块。

1.3 侵入体辉绿岩坍塌

顺北油田桑塔木组地层倾角2.5-5°，井眼轨迹控制困难，侵入体辉绿岩无规律分布，易发生掉块卡钻等故障。

1.4超深、高温、高压

目的层高温、高压：地质预测本井井底温度大于172.7℃，高温、高压，对钻井液材料和性能，以及定向测量仪器要求高。同时小井眼施工难度大：对钻具磨阻、扭矩大，钻压传递困难；小尺寸钻具抗拉、抗扭强度低，容易造成井下故障。

1.4 目的层溢漏同存

奥陶系鹰山组进入储集体溶蚀孔洞、裂缝发育，地层破碎，可能发生放空、漏失、溢流风险，伴随着漏转喷、喷漏同存，井控风险较大。

2 提速关键技术

2.1 提速工具及参数优化

一开PDC+螺杆+钻铤+扶正器，排量70-90L；二开PDC+1.25°等壁厚螺杆+钻铤+扶正器；三叠以上井眼排量65-70L，二开上部井眼排量开到设备极限，发挥水力破岩作用；三叠系不扰动，少开泵开顶驱划眼，减少碰撞；二叠系防漏失，排量不低于70%，穿过漏层以后根据消耗逐步提排量，二开尽量低密度，三叠、二叠强化封堵，密度选择1.20-1.22g/cm3；三开PDC+螺杆（1.25°带螺扶）+ 扶正器+钻铤的预弯曲钻具，大排量为主，9 1/2“井眼：50-60L；8 1/2“井眼：35-40L；划眼接单根控制速度在15分钟以内；防漏主要靠低密度及强封堵，密度1.30g/cm3，提高防塌封堵抑制性能（特殊地层除外，5号条带除外）；短起井段800-1000米；四开造斜率小于12°的全程使用PDC定向；造斜率基本在10-12°，四开第一趟钻：1.75°螺杆加PDC，降低造斜率；提前定向，提高钻进效率；第二趟钻根据造斜效果在选择1.75或1.5°螺杆。

2.2 防漏、堵漏措施

二叠系火成岩段钻进期间控制排量至环空返速0.6-0.7m/s，维持钻井液中抑制防塌剂浓度0.5%聚胺、1%聚合醇、5-7%KCl、1%乳化石蜡、1-2%沥青胶乳、2-3%沥青粉防塌剂，强化钻井液的抑制防塌性能；加入随钻封堵材料至浓度达到3-4%QS-2（400目、800目、1200目）、2-3%石灰石（100目、200目）、1-2%DF-1、1-2%竹纤维、1-2%CXD（细）、1-2%SQD-98（细），达到随钻封缝即堵的防漏效果，防止水力“锥进”诱导裂缝发生，强化井壁，提高地层承压能力。

钻井中及时发现井漏。如漏速＜5m3/h，可降低排量至90%，在井浆中再追加浓度3-5%堵漏材料（1-2%细CXD+1-2%细SQD-98+1-2%竹纤维），强行钻穿二叠系；如漏速在5-10m3/h，可降低排量至70%，使用堵漏浆段塞进行随钻强化堵漏；如漏速＞10m3/h，则停止钻进，降低排量至50%，泵入堵漏浆段塞至井底漏层，起钻至堵漏浆液面以上循环动态承压堵漏，或者起钻简化钻具组合静止堵漏。钻穿二叠系后及时清除堵漏材料，若基浆固相含量过高，在石炭系置换部分陈旧钻井液，降低固相含量，坂土含量控制40-45g/L为宜。调整钻井液流型，至揭开志留系漏层缝发育井段做准备。揭开二叠系或志留系易漏失地层前，在强化抑制和物料封堵前提下，尽可能采取低密度钻穿二叠系，该井段密度上限≤1.25g/cm³。

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” 增强井周应力原理 ，提出了纳米、亚微米级材料致密封堵的思路，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，增大薄弱地层安全密度窗口。

2.3 高温超深水平井定向钻进技术

剖面优化。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 眼曲率为 10°/30m+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。

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。

定向钻头优选。定向进尺长，为降低起下钻次数，设计采用 浅内锥–短外锥的冠部22°螺旋保径结构、冠部、圈和保径位置切削齿的后倾角优化为 15°、20°和 25°的PDC 钻头定向。

井眼轨迹测量仪选型。为解决顺北高温井随钻测量技术难题，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。温度高于 170 ℃ 的井段，采用TEL200、SQ-MWD-U耐温/耐压200℃/25000psi等高温随钻仪器保障了顺北油气田勘探开发。

2.4 目的层控压钻井

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。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。

2.5井下故障复杂预控

1．钻遇玄武岩防塌技术措施

仔细分析邻井二叠系玄武岩地层实钻资料，同时结合本井设计，卡准层位。钻遇玄武岩，简化钻具组合，钻进期间“进一退二”，检验已钻地层的稳定性，密切关注扭矩、泵压等主要钻进参数变化及时调整参数，在确保上部井眼稳定的前提下方可继续钻进。优化钻井液封堵防塌性，补充2～3%沥青类防塌剂和3～4%的超细碳酸钙，控制钻井液API滤失量≤4ml，HTHP滤失量≤10ml，改善泥饼质量，提高钻井液的封堵防塌能力。如果出现井下频繁蹩阻卡或者振动筛返出大量掉块的情况，强化洗井携带掉块同时提高钻井液密度稳定井壁，长短起钻保证井眼畅通。

2.钻遇盐水层技术措施

在钻遇预告盐水层前，采用钾胺基聚磺盐水体系，控制Cl-不低于60000mg/L，同时补充抗盐聚合物及磺化类抗温处理剂，提高钻井液体系的抗温、抗盐和随钻封堵能力。加强坐岗，加密监测出口流量及循环罐液面高度，加强出口钻井液性能变化监测，务必做到及时发现地层出水。出口流量、泵压等相关参数异常，在井下允许情况将钻具抢起至安全井段关井，录取压井循环排污数据。压井作业结束且井下正常后，调整优化钻井液性能，加大抗盐能力，进一步提高井浆的封堵护壁能力，保证裸眼井筒稳定通畅。

3.钻遇侵入体安全钻井技术措施

钻遇辉绿岩，合理控制顶驱转速，减少钻具对井壁的碰撞，防止井壁掉块；设定好顶驱施工最大扭矩值，限定最大扭矩为正常钻进附加2-3KN.m。钻进扭矩波动大，及时上提划眼，采用小钻压磨铣井底掉块。采用“进一退三”方式钻进，每钻进1-2m上提划眼，分3次释放钻压和扭矩，根据泵压和悬重情况分3次上提钻具，上提间距至少1根单根。采取顶驱接单根的方式钻进，接单根前先检测坐卡位置是否安全，做到“晚停早开泵”。分段使用重稠钻井液洗井，起钻前注入高浓度封闭钻井液。钻穿辉绿岩地层后，短起至辉绿岩以上安全井段再划眼至井底验证井眼稳定情况。起钻采取接顶驱开泵上提的方式将钻具起至辉绿岩以上安全井段，严防井壁失稳造成复杂故障。4.钻具安全钻进管理措施

4.顺北井深且井况复杂，必须严格执行钻具管理制度，保证钻具使用安全，保证钻进施工顺利进行。

（1）所有到井钻具、、配合接头、井口工具、等必须经专业检测公司探伤检查合格并附合格证书，并按照有关规定和施工进行定期检查。

（2）钻具、工具和接头到井后，检查外观情况（扣及台接面是否完好、本体是否弯曲或出现裂纹、水眼是否畅通），钻具上下钻台时必须戴好护丝。

（3）钻具入井前丈量有效长度，并查录钢号，记录备案，钻铤须测量内外径；工具和接头（包括提升短节、扶正器和内防喷工具）须丈量有效长度，查录钢号（提升短节现场钢印编号），测量各部分的内外径及长度，并画草图备案。

（4）清洗干净，钻具上卸扣扭矩应严格按钻具推荐值进行操作，对扣时应当操作平稳，钳牙禁止咬在钻杆管体上。

（5）在钻进过程中，每2h准确记录钻压、扭矩、悬重和泵压（螺杆钻具记录循环泵压和钻进泵压）等参数。

（6）发现扭矩、悬重和泵压等参数异常变化，及时分析查找原因，若地面设备无异常且判断井控安全，则起钻检查。

（7）每次起钻要对应力集中部位的钻具进行倒换，按使用时间更换配合接头，内防喷工具，同时进行探伤检测，防止钻具接头等疲劳损坏。

5.溢漏同存控制措施

根据地质储层预测，在钻至缝洞体前10～20m，充分循环一周以上确保井底干净。地层发生轻微漏失，降低泥浆密度，采用旋转控制头控压钻进，控制套压不得超过5MPa。

控压流程。窄密度窗口，通过调整钻井液密度，难以实现对溢流和漏失的控制，可通过该方法进行控压循环排气、调整钻井液性能过程活动钻具防止井下复杂，总体应以近平衡或微过平衡为原则实施作业：钻井泵→钻具内→环空→节流管汇→液气分离器→钻井液罐→钻井泵。

3 结论与建议

（1）通过分析顺北区块复杂地层特征与地层压力，继续优化井身结构，缩短该区钻井周期。

（2）二叠系随钻防漏技术和志留系防塌技术，有效解决了长裸眼井筒稳定难题。

（3）超深小井眼水平井钻井技术保障井眼轨迹沟通主干断裂且获高产油气，轨道设计为井眼轨迹调整预留空间。

（4）进一步持续开发个性化、长寿命高效PDC，适应长井段，多层系、多岩性、抗冲击性强、耐磨性高，高机械钻速要求。

（5）进一步深化二叠系随钻防漏技术研究，力争形成一体化防漏技术，使其技术更简化、操作更方便、效果更理想。

（6）进一步深化分层提速技术研究与应用，促使机械钻速进一步提高，钻井周期进一步缩短。

（7）加快抗高温长寿命小尺寸螺杆研究步伐，以提高超深小井眼水平井钻井时效和缩短周期。

（8）进一步持续引进国外先进的施工理念和管理，提高管理和施工水平。

参考文献

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