浅析福山油田花13平台从式井钻井技术

颜寒 林莉莉

1、渤海钻探第一钻井工程公司，天津市 大港区 300280 2、天津市大港油田采油工艺研究院 300280

浅析福山油田花13平台从式井钻井技术

颜寒1林莉莉2

1、渤海钻探第一钻井工程公司，天津市 大港区 300280 2、天津市大港油田采油工艺研究院 300280

福山油田花13平台共设计4口井，开发构造位置为福山凹陷花场构造流三段花1 3断块、花114断块，该区块地层复杂，塌漏并存，完井电测遇阻遇卡现象严重；井温高，影响固井质量；地层有一定倾角，井眼轨迹控制难度大，通过对邻井及本平台的钻井施工技术进行分析总结的基础上，本平台所钻井的钻井周期、钻机月速大幅提高，为今后本区块的优快钻井提供了经验。

钻井；福山；井眼轨迹；钻头福山油田主要开发的福山凹陷位于海南省北部，是北部湾盆地中次级负向构造单元。凹陷是受燕山运动的影响在古生界及中生界白垩系变质岩基底上，发育起来的一个呈北断南超的箕状凹陷，构造走向北东。花

13平台主要开发福山凹陷花场构造流三段花

13断块、流一段花114断块，主要目的是为了认识评价花13断块、花114断块的油气层分布规律及油气水关系。

1.花13平台施工存在主要难点

（一）、本平台花13井在流三段设计取心40m，流三段地层极不稳定，以大段硬脆性泥岩为主，硬脆性泥岩遇水极易剥落、掉块，取心难度大。

（二）、根据防碰计算，本平台4口井直井段涉及防碰，特别是为防止花114-1X井与花13井、花13-1x井、花13-2x相碰，直井段不得向相对方位100°～133°偏斜。邻井最小间距不到5m，施防碰形势严峻。

（三）该地区地层硬度高，可钻性差。表层钻遇玄武岩，涠洲组造浆严重、易缩径，流沙港组流二段主要岩性为巨厚层灰黑色泥岩与浅灰色、灰色安山岩、黑灰色辉长岩。

（四）、本平台215.9mm井眼裸眼段长，易塌长裸眼段的井眼轨迹控制技术、井眼净化是施工中的难点。

（五）地层复杂，流沙港组坍塌严重、地温高，对钻井液性能要求高，固井难度大。

2. 花13平台钻井施工技术

2.1 井眼轨迹控制

本平台存在防碰绕障，花114-1X井与花13-2x井最为严重，从井深0～540m相距均小于10m、从井深540～1410m相距均在10～20m之间，相对方位为116.05°～132.58°。在井口处最近距离为4.92m。施工中重点加强防碰，加密测斜，避免向相对方位方向偏斜。为取保直井段质量，一开钻进采用小钻压（10/20KN）、高转速(110rpm)、大排量(62l/s)的钻进参数。二开（三开）上直段采用钟摆钻具组合：∮215.9mm牙轮×0.24m+410/430×0.89m+∮172mm无磁×8.99m+411/4A10×0.92m+∮165mm钻铤×8.9m+4A11/410×0.92m+∮213扶正器×1.75m+411/4A10×0.92m+∮165mm钻铤×72.72m+4A11/410×0.92m+∮127mm×185.96m+∮127mm钻杆。钻井参数:钻压(30-50KN)、转速110rpm、排量62l/s。施工重点是防斜、防碰。在防斜方面：控制好钻压，优选钻进参数，加强防碰技术，在钻遇地层软硬交接面时，适当降低钻压，减小地层因素对井斜的影响，取得了较好的效果。加密测斜，每50-100m测斜一次，及时掌握井眼轨迹情况，避免大幅度调整井斜方位，钻出高质量的井眼轨道，防止与邻井相碰。

2.2 钻头选型

通过对邻井的总结分析，444.5mm的钻头适合使用XHP2、SKH517G型号，311.1mm钻头使用H517G获得很好的效果。215.9mm钻头适合在等楼角、角尾组、下洋组使用，目前普遍使用HJT系列金属密封牙轮钻头。涠洲组适合型号为KM1652GAR的PDC钻进。难点在于流沙港组，流沙港组为硬脆性地层，可钻性差，在本平台试验了江汉KM1652GAR、成都百施特M1664SS、山东东营迪尔蒙德M5445F和MG535S、北京金工万邦S1953JG这几种型号的PDC钻头，其中山东东营迪尔蒙德M5445F和MG535S这2种型号的钻头适合在流沙港组的泥岩段钻进，机械钻速大幅提高。

2.3 长裸眼段钻井施工技术

本平台一般从1250m～1700m开始定向，造斜率3.6°/30m。钻具组合为∮215.9mmPDC×0.32m+∮172mm螺杆（1.5度）×7.68m+∮208扶正器×1.57m+∮165mmMWD短节×0.72m+∮165mm无磁×8.99m+∮127mm加重×167.06m+∮127mm钻杆，由于设计深定向，且稳斜段长，井斜大，重点解决定向脱压问题和防卡。及时合理提高极压润滑剂、石墨等润滑剂的加量，提高润滑性能，有效避免托压现象的发生。为加强井眼轨迹控制，自定向段至井底采用螺杆+MWD复合钻井技术。泥浆方面流一段地层岩性主要为泥岩和砂岩，容易水化垮塌，在施工时及时将钻井液密度提高到设计上限，黏度控制在设计范围内，加入硅稳定剂、硅稀释剂、弱荧光磺化沥青、弱荧光防塌剂、弱荧光液体润滑剂，并保证其有效含量，改善泥饼质量，严格控制失水，保证井壁稳定。每钻进100-150m，搞一次短起下，过一次稠塞，及时清除井壁岩屑。

表1 M5445F钻头与邻井相同地层机械钻速对比表

表2 S1953JG钻头在花114-1X井使用情况

表3 花13井取心情况汇总

2.4 钻井液技术

为控制流沙港组地层坍塌，通过对福山油田已完成井资料的总结，地层黏土矿物的分析[1]，得出了地层坍塌的原因；从钻井液体系、流变性和封堵能力方面进行研究,提出了配合应用正电胶和成膜剂的有机硅防塌钻井液技术，有机硅防塌钻井液对于福山油田井壁稳定有较强适用性；体系处理剂配比为:0.2 % KPAM + 0.6 %NPAN + 1.5%GWJ +1.5 %GXJ + 2%KHm + 2%SAS +2%SMP有机硅防塌钻井液中，有机硅的硅醇基与黏土矿物的铝醇基发生缩合反应，产生胶结性物质，将黏土等矿物颗粒结合成牢固的整体，从而封固井壁。在一定温度下,有机硅中的—Si—OH基易和黏土表面的—Si—OH基缩合失水，形成Si—O—Si键,在黏土表面产生一种很强的化学吸附作用，使黏土发生润湿反转，从而使泥页岩的水化得到控制；沥青类处理剂的加入，可封堵地层中层理裂缝,从而阻止水的进入，同时由于沥青具有疏水特性，也可有效地阻止滤液进入地层，抑制地层的水化，防止井壁的坍塌。

同时加入正电胶对钻井液流变性调整、使用成膜剂提高对地层封堵能力以及与工程技术措施的相互配合[1]，有效控制了地层的进一步坍塌，进入流二段后,黏度维持在50～70s，动塑比控制在0.50 Pa/ mPa?s以上,使钻井液具有较好的攀岩能力，并根据井下情况采用稠或稀浆清扫井眼，确保钻屑被及时清除出井眼，强化固控设备的使用，控制含砂量小于0.3% ，保证井眼的清洁。

2.5 固井施工技术

为了提高固井质量，主要采取了以下措施：

（1）套管下到预订位置后，充分循环钻井液，加入处理剂调节钻井液性能，钻井液黏度降低到50s左右。在注水泥之前首先注入先导低黏度钻井液。选用优质冲洗液稀释井内钻井液和冲洗井壁上的虚泥饼[2]，加入渤海钻探工程技术研究院的专利产品——可加重前置液外加剂ZQY-1 配制的冲洗液，之后注入ZQY-1的隔离液。

（2）提高套管居中度。在主要油气层段每根套管下入一个双弓弹性扶正器，提高顶替效率。

（3）为了防止高温水泥浆沉降[2]，采取了以下措施:①在水泥浆中加入5% 的微硅，增加浆体的致密性。将微硅加入到水泥浆之后，微硅充填在水泥颗粒之间，减少浆体的颗粒空间，起到防止水泥浆沉降的作用；②使用抗温性能好的ZJ-5 降失水剂，其分子链中引入了偶氮二甲基基团，抗温性能可达160 ℃。由于该降失水剂的分子在高温下不断链，保持了水泥浆浆体一定的液相黏度，因此起到了防止水泥浆沉降的作用。

2.6 钻井取心施工技术

花13井在流三段3119.03m～3152.52m井段连续取芯4筒，取芯收获率100%。该区块流三段地层极不稳定，以大段硬脆性泥岩为主，硬脆性泥岩遇水极易剥落、掉块。取心难度大在取心过程中严格控制技术，调理好泥浆性能，保证每次顺利下钻到底。取心情况如下表3

3. 取得的成果和认识

3.1 本平台花114-1X井钻井周期23.46天，钻完井周期28.29天。机械钻速10.68m/h，钻机台月0.94台月，钻机月速3173.73m/台月。钻井周期、钻机月速创同区块最高纪录。

3.2 本平台4口井三大工程质量合格，其中花114-1X井井身质量合格，固井质量优质。

3.3 得出合理的钻头选型，其中山东东营迪尔蒙德型号为M5445F和MG535S的PDC钻头在流沙港组机械钻速提高84%以上。

3.4 本平台施工无井下事故复杂，起下钻正常，无划眼井塌现象，说明有机硅防塌钻井液体系对于福山油田井壁稳定有较强适用性。

3.5 花13 井深井段连续取芯4筒，取芯收获率均为100%。

3.6 合理的固井技术措施、水泥浆体系和外加药液有利于提高固井质量。

[1]王鲁坤，毕龙井，王禹，陶旭，龙上云，刘志明.防塌钻井液技术在福山油田的应用[J].钻井液与完井液.2007，2 4(6)：26～27

[2]曾思云，赵德喜，李立昌，王野，杨豫航，马倩芸，任强.套海南福山油田深井油层套管固井技术[J].钻井液与完井液.2010，27(6)：52～54

10.3969/j.issn.1001-8972.2011.19.035