樊家地区致密砂岩油气藏钻井关键技术

葛 磊

（胜利石油管理局黄河钻井总公司，山东东营 257064）

樊家地区致密砂岩油气藏钻井关键技术

葛 磊

（胜利石油管理局黄河钻井总公司，山东东营 257064）

樊家地区致密砂岩油气藏开发是胜利油田的开发重点。针对该地区井身结构复杂、致密砂岩特点和施工技术难点，在总结前期樊154-平1井等6口井从一开、定向段、稳斜段到完井的施工经验的基础上，优化了井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井液技术，配套形成了樊家地区致密砂岩非常规井优快钻井技术和安全钻井液技术，并在樊家地区樊154-6HF井等4口非常规井中进行了应用，机械钻速较前期施工的井提高10%以上，钻井周期缩短了10%以上，为后续非常规井的开发提供了经验。

樊家地区；致密砂岩；优快钻井技术

近年来，随着常规油气资源接替储量的日益减少和开发难度的不断增大，以致密砂岩油气藏为主的致密砂岩油气藏勘探开发已经引起人们的高度重视。胜利油田在樊家地区部署了近10口致密砂岩开发井，樊家地区致密砂岩油气藏的开发已成为胜利油田重点开发增储区块。该区块非常规井开发存在钻速慢、完井难度大、井眼小、井身结构复杂等特点。为确保该区块同类型井顺利施工，缩短钻井周期，降低钻井成本，分析前期完成的6口樊家地区非常规水平井，在钻头选型，钻具组合、钻进方式选择、井眼轨迹控制、钻井液配置等方面进行对比优化，保证了后期施工的非常规井顺利施工，钻井周期均比设计周期缩短10%。通过几口井的施工，验证了樊家地区致密砂岩油气藏钻井关键技术的可行性，进一步完善了该区块钻井技术，也为同类型非常规井施工提供了借鉴经验。

1 概况

1.1 地质构造

东营凹陷樊家地区油气聚集区位于下第三系沙三段。沙三段的储集层属三角洲前缘砂体和三角洲前缘浊积砂体，砂体物源来自鲁西隆起区和青城凸起2个物源区。沙三段砂体的油气分布主要受岩性横向变化、断层遮挡以及辉绿岩体刺穿接触遮挡的控制。该段主要以暗色泥岩为主，为灰、深灰色泥岩夹砂岩、油页岩及炭质泥岩等。该区块总体上为南高北低的单斜，地层倾角5～8°，主要发育一系列近东西向断层［1］。樊家地区地理位置位于大芦湖油田，构造位置位于济阳坳陷东营凹陷博兴凹陷中部樊154断块。

1.2 井身结构

樊家地区部署的非常规井均为小井眼长水平段水平井，垂深为2 680～2 780 m，位于S3中二组，井深为3 800～5 000 m，均为三开井身结构。一开采用Ø444.5 mm钻头，下Ø339.7 mm套管封住上部疏松易垮塌地层，一般下深300 m左右；二开采用Ø241.3 mm钻头，下Ø177.8 mm套管，下深一般在进入水平段后；三开采用Ø152.4 mm钻头，下Ø144.3 mm套管，或裸眼完钻后下入完井压裂管柱。

2 技术难点

（1）斜井段定向施工时裸眼段长，定向施工周期较长，馆陶组及以上地层经长时间浸泡容易掉块坍塌［2］。

（2）三开井眼（Ø152.4 mm）小，在水平段钻进，排量受到限制，携岩困难。

（3）水平段长，常规导向钻具滑动钻井钻压传递十分困难，井眼轨迹控制难度高，后期滑动钻井控制轨迹占用时间长，效率低，效果差［3］。

（4）水平段岩性较为致密，研磨性较高，机械钻速较慢，钻头选型受到限制。

（5）钻进过程中受到邻井压裂工况影响，造成钻井溢流，导致钻井液受到污染，施工难度增加。

（6）设计完井管串中下入多个封隔器，对井眼质量要求较高。井眼轨迹控制难度加大，而且完井筛管串的下入难度较大。

（7）长水平段钻进周期长，要求钻井液技术在保障井下有效携岩［4］、润滑的基本前提下，还需要具有较低的失水和良好的护壁性，以保证封隔器有效坐封，井径扩大率要求较高，要求小于5%，施工难度较大。

3 技术措施

大芦湖地区作为胜利油田大规模开发的非常规地区，在樊家地区共部署同类型井10口，在前期完成6口井的基础上，通过总结分析施工过程中遇到的问题，不断地总结经验教训，形成了适合该区块的优快钻井技术。

3.1 一开井段

一开均采用Ø444.5 mm钻头，套管直径339.7 mm，其他数据见表1。

表1 樊家地区一开钻井情况统计

从表1可见，樊154-平3井机械钻速最高，采用的是SKG124铣齿牙轮钻头，钻压120 kN，转速120 r/ min。地层岩性为灰黄色、棕黄色黏土，夹粉细砂岩；可钻性较强。钻井液采用清水钻进，保证排量，以井口不跑钻井液为准，保证一开井径扩大率，确保表层套管下入顺利。一开钻井用时相差不大。

3.2 二开直井段

当造斜点超过2 100 m时，使用PDC钻头效果较好，仅使用1只高效PDC钻头，如果采用牙轮钻头，至少消耗2只。当造斜点低于2 100 m时，钢齿牙轮钻头与PDC效果相差不大。建议该地区二开直井段当造斜点低于2 100 m时，采用刚齿牙轮钻头；造斜点超过2 100 m时，采用高效4刀翼PDC钻头。二开直井段为保证机械钻速，应严格控制造浆，保证钻井液低密度、低固相、低黏切、高滤失量。

该段地层主要以棕黄、棕红色夹浅灰、棕黄色粉砂岩、棕红色、灰绿色泥岩、灰绿色粉质泥岩、灰白色砾状砂岩、中砾岩、细砾岩以及砂岩为主。经过二开直井段各井对比分析（见表2），优选钻井院P4362MC（4F）钻头，该钻头在非常规直井段表现突出，1只钻头能够钻进到定向点［5］。钻具组合采用防斜打直钻具结构（18 m单扶），建议钻压40～60 kN，转速100～120 r/min。樊154-平4井二开后泵压15～18 MPa，高泵压提高了钻头水功率和破岩效果，机械钻速38.25m/ h，是樊154-平1井3.5倍。建议优化钻头水眼，提 高钻井排量，确保泵压大于16 MPa。

表2 二开直井段钻头使用情况统计

3.3 二开造斜段

二开造斜段，当造斜点超过2 100 m时，使用PDC钻头的效果较好，樊154-平4、樊154-平5、樊154-平7仅消耗1只5刀翼PDC钻头就完成定向段（见表3）。因此，建议二开造斜段使用钻井院5刀翼PDC钻头。

表3 二开造斜段钻头使用情况统计

樊154-平4井钻井液密度较低，机械钻速较高。因此，二开造斜段建议钻井液密度定位于设计密度中下线，这样有利于提高机械钻速。

樊154-平1、樊154-平3、樊154-平7等3口井定向段采用的是未加修壁器的钻具机构，其钻井速度较慢，复杂情况较多；樊154-平2、樊154-平 4、樊154-平5等井钻具结构中增加了2个修壁器，其钻井效果较好，机械钻速较快，复杂情况较少。因此，建议在非常规定向段钻具结构中添加修壁器以保证井眼状况。确保钻井安全。

具体钻具组合为：钻头+动力钻具+转换接头+ 回压阀+无磁承压钻杆+悬挂短节+转换接头+钻杆+加重钻杆×15根+螺旋扩大器+直条扩大器+钻杆。

对比了6口完钻井造斜段滑动、复合钻进所占比例。由表4可看出，复合钻所占比列较大的井的二开钻井周期较短，其中樊154-平4井二开定向段复合钻占56%，二开钻井周期远低于其他井。因此，建议进入定向段增加复合钻进时间。

轨迹控制方式一：每个单根复合钻进与滑动钻进相结合，有利于轨迹的圆滑度，但增加了摆放工具面的次数，增加了辅助时间（每次20～30 min，甚至更长时间）。

表4 二开造斜段滑动、复合钻进时间所占比例统计

轨迹控制方式二：整根滑动，整根复合，轨迹圆滑度稍差一些，但有利于提速。

措施：在满足完井压裂管柱顺利下入的前提下，适当降低斜井段轨迹圆滑度的要求有利于提速。

3.4 三开水平段

如表5所示，三开水平段钻井，樊154-平4井仅使用1只钻井院P5326MJH钻头，完成水平段1 110 m，机械钻速达到9.01 m/h。

表5 三开水平段钻头使用情况统计

三开水平段较深，为减少起下钻次数，建议采用PDC钻头。在前期施工的6口井中，与钻井院钻头厂合作，根据地层岩性研制应用了P5235MJH钻头，取得了较好的效果。

在钻具组合方面，针对致密砂岩地层Ø152.4 mm井眼状况，对第1扶正器直径150 mm、148 mm和第2扶正器直径149 mm、148 mm、146 mm组合的6种情况下的井斜趋势角进行了模拟计算，结果表明，第1扶正器直径148 mm、第2扶正器直径148 mm，钻压在80～140 kN时，井斜趋势角稳斜效果最好（表6）。

表6 Ø148 mm+Ø148 mm扶正器组合模拟井斜角趋势计算结果 （°）

模拟后得出结论：第1扶正器直径为148 mm、第2扶正器直径为148 mm，钻压80～140 kN，井斜趋势角稳斜效果最好。

建议在非常规井水平段，采用常规稳斜钻具进行钻进；增加转盘钻时间，提高机械钻速；水平段长1 200 m以内采用螺杆导向钻具组合；水平段1 200 m以上时，导向钻具滑动效率极低，可采取常规钻具组合，达到提速目的。

3.5 钻井液技术

针对樊154区块地层特点，优选出强抑制钻井液体系，利用其强抑制、高效润滑的特点来保证正常钻进，解决稳定井眼和水平段顺利延伸的难题。配方中引入有机胺抑制剂、有机盐抑制剂、水基高效润滑剂，配合使用屏蔽暂堵技术，使体系具有优良的抑制性、润滑性、承压能力、防塌能力［6］。

根据实验研究，确定了强抑制钻井液体系的配方：5%膨润土浆+0.15%PAM+0.3%水解聚丙烯晴铵盐+0.5%～1%SDJA-1+0.3%～0.5%LV-CMC+2%～3% SMP+3%纳米乳液+15%有机盐+15%高效润滑剂BH-1+3%超细碳酸钙+1%DSP-2+1%抗盐防塌降滤失剂+0.1%乳化剂。

通过在樊154区块的试验应用，采用优选的强抑制钻井液体系，水平段性能稳定，施工顺利。润滑系数≤0.1，页岩回收率≥90%；在现场试验中应用效果较好，施工顺利。

4 现场应用

上述优快钻井技术，在后期施工的4口井（樊154-6HF、樊154-8HF、樊154-9HF、樊154-10HF）中应用取得了较好的效果，机械钻速、钻井周期较前期施工井都有所增加。

4.1 一开

一开4口井均采用Ø444.5 mm SKG124三牙轮钻头钻至300 m左右，钻井液采用清水钻井液，钻井效果见表7。

表7 一开应用效果统计

4.2 二开直井段

二开直井段，4口井均用1只钻头钻至造斜点，其中樊154-8HF造斜点小于2 100 m，采用Ø241.3 mm HAT127钻头，樊154-6HF、樊154-9HF、樊154-10HF采用钻井院P4362MC（4F）钻头钻至造斜点。钻具组合采用防斜打直钻具结构（18 m单扶）。泵压均达到了16 MPa以上，其中樊154-9HF泵压达到了19 MPa。钻井液在进入馆陶组之前采用清水钻进，馆陶组后半段进行造浆，二开直井段完成后形成理想钻井液体系。具体应用情况见表8。

表8 二开直井段应用效果统计

4.3 二开造斜段

二开造斜段钻头选型采用钻井院的PDC钻头，二开造斜段均在700 m以上，4口井均用2只钻头完成了定向段，机械钻速较前6口井均有所提高。具体情况见表9。

表9 二开造斜段应用情况统计

二开造斜段钻具组合中均在上部加入修壁器，对上部井眼起到了破除键槽修整井壁的作用，为二开顺利完钻奠定了基础。

在钻进过程中采用复合钻进与滑动钻进相结合的方式，保证复合钻进的时间在45%以上。具体情况见表10。

表10 二开造斜井段不同钻进方式所占时间比例

4.4 三开水平段

三开水平段钻头选型采用钻井院的PDC钻头，4口井水平段均在1 000 m以上，其中3口井用2只PDC钻头完成了水平段进尺，另一口井也只用了3只钻头。钻具组合采用高效的螺杆钻具上加扶正器的钻具组合，在复合钻进的情况下有效地保证了井身轨迹的控制。钻头使用情况见表11。

4.5 完井

为保证压裂管柱的顺利下入，采用模拟压裂管柱的钻具结构进行通井，并保证通井2次以上，在无显示的情况下再进行压裂管柱下入作业。

通过4口井的施工，均达到了提速提效效果，具体实施效果见表12。可以看出，实际钻井周期樊154-6HF较设计缩短20.4%、樊154-8HF较设计周期缩短8.72%、樊154-9HF较设计周期缩短17.45%、樊154-10HF较设计周期缩短27.02%。4口井平均机械钻速9.39 m/h，较之前6口井平均机械钻速提高2.4 m/h。

表11 三开水平段应用效果统计

表12 应用效果统计

5 结论与建议

（1）樊家地区致密砂岩油气藏是油田非常规前期开发的主力油气藏，通过对樊家地区致密砂岩油气藏优快钻井技术总结，为其他区域非常规井的钻井提供了宝贵的借鉴经验。

（2）樊家地区致密砂岩非常规井水平段较长，施工难度较大，施工周期较长。通过总结技术经验，顺利完成了后续同区块井，并将机械钻速逐步提高，钻井周期逐步缩短。

（3）三开水平段采用5刀翼PDC，有助于提高机械钻速，缩短建井周期

（4）根据定向点的井深选择合适的钻头，有助于减少起下钻次数。

（5）水平段尽量采用常规钻具组合进行稳斜段作业。

（6）选用强封堵铝胺高性能钻井液体系，增加了封堵能力，提高了井壁稳定性。

［1］胡文瑞，翟光明，李景明.中国非常规油气的潜力和发展［J］.中国工程科学，2010，12（5）：25-29.

［2］陈世春，丛长江，秦岭，等.山前高陡构造复杂井东秋6井钻井实践［J］.石油钻采工艺，2010，32（4）：5-7.

［3］钱峰，杨立军.吐哈盆地北部山前带深层致密气藏水平井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2013，35（1）：19-22.

［4］谢润成，韩振林，周文，等.深层致密砂岩气藏高异常破裂压力影响因素分析［J］.石油钻采工艺，2009，31（5）：60-64.

［5］王兴武，赵国顺，孙雪，等.巴楚探区深井钻井难点分析与技术对策［J］.石油钻采工艺，2011，33（3）：1-4.

［6］周晓宇，赵景原，熊开俊.氨基聚醇钻井液体系在八喀地区的现场试验［J］.石油钻采工艺，2011，33（6）：33-36.

（修改稿收到日期 2014-03-31）

〔编辑 薛改珍〕

Key technology on drilling oil and gas reservoirs of tight sandstone in Fanjia area

GE Lei
（The Huanghe River Drilling Corportion of Shengli Petroleum Administration,Dongying 257064,China）

Development of tight sandstone gas reservoir in Fanjia area in 2012 is the development emphasis of Shengli oilfield.In view of the complexity of the wellbore configurations,the characteristics of tight sandstone and difficulties in drilling operations this area,this paper summarizes the drilling experience from the first spud,directional section,buildup section to well completion of six wells including Fan 154-Ping-1,ect.;optimizes the wellbore configurations,bit selection,BHA,and drilling fluid technology;forms the fast drilling technology and safe drilling fluid technology for Fanjia area sandstone unconventional well,which applies to 4 unconventional wells (e.g.Fan 154-6HF),and achieves good results.The ROP is increased by more than 10% compared to previously completed wells,and drilling cycle is shortened by more than 10%,which providing valuable experience for the subsequent development of unconventional wells.

Fanjia area;tight sandstone;optimal and fast drilling technology

葛磊.樊家地区致密砂岩油气藏钻井关键技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（3）：27-32.

TE22

：A

1000 - 7393（2014） 03 - 0027 - 06

10.13639/j.odpt.2014.03.007

葛磊，1981年生。2004年毕业于中国石油大学石油工程专业，现主要从事钻井工程现场技术研究工作。电话：0546-8727719。E-mail:glhuanying@163.com。