大庆南二三区钻井施工风险及对策研究

李保山

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

1 概述

南二、三区是大庆油田的主产油区。该区地下情况极为复杂，复杂事故发生率占18%，其中以井漏为主，同时因井漏诱发其它复杂事故。导致发生复杂的因素主要表现在该区浅气层发育、地层倾角大、浅层套损严重、地层孔隙压力高及地层破裂压力低等客观地质条件，易造成井喷、井涌、井斜、井漏、油层固井质量差、固井后管外冒及油层段漏封等情况。为了进一步提高该复杂区钻井水平，对南二三区的施工风险和相应对策进行深入研究，对该区块的进一步开发起到了良好的指导作用。

2 地质特点及钻井风险

（1）地质构造复杂。由于该区在形成长垣构造时，形成张扭断裂带，同时伴生一系列的垂直张性裂缝，区块内断层发育，从N4段到高台子油层裂缝均有发育，垂直裂缝的发育是该区低破裂压力区形成的主要原因。三维地震解释成果显示，断层达到93条。地层倾角大（1°～25°），影响钻井速度，影响完井测井资料录取质量。嫩二段底部与高一组顶部构造对比，从嫩二段至高一顶部，地层倾角增大5°左右。钻进过程中，进入高台子油层，由于钙质夹层多，钻进易斜，造成钻井周期长，井眼规则度差，套管不易居中，固井时会影响水泥顶替效果，影响固井质量。同时，钻进过程中采取防斜措施，造成井眼大，井壁泥饼形成的质量不好，影响影响完井测井资料录取质量。

（2）浅气层分布广。受断层影响，分布差异大；埋深较浅（60m），平衡压力系数较高（1.27）；气体上窜，易发生浅气层井喷，导致纵向上浅气层更为复杂。

（3）油层异常高压。萨一组岩性产生高压区；高台子断层遮挡产生高压区；葡一组注采不平衡产生高压区。不同井网，钻关泄压能力差异较大，层间压差大。最高压力系数1.78，主要集中在S0、S1、G高层。最低压力系数0.73，主要集中在P油层。平均层间压差为11.9MPa。

（4）安全密度窗口窄。根据以往钻井资料统计，该区最低地层破裂压力1.45左右，受断层影响，低破裂压力区分布范围较大，具有井间差异较大的特点，给预测带来一定难度。同时，受套损井、注采不平衡、差油层泄压缓慢等因素影响，地层孔隙压力高。最终导至该区安全密度窗口窄，易发生井喷井漏事故。

3 施工对策

3.1 生产保障方面

（1）严格现场规格化标准，加强现场检查指导考核，实行钻井监督旁站制度；

（2）生产、技术管理人员靠前指导生产，精心组织，密切配合，提高应急反应能力；

（3）在前线储备足够的钻井液、石粉、泥浆处理剂以及应急工具，提高复杂事故的处理速度；

（4）坚持单井跟踪分析交底，措施落实到岗位、层段。

3.2 井控技术方面

（1）优化钻井液密度。薄差层欠平衡钻进；中渗透层近平衡钻进；厚油层、水层保持过平衡钻进。

（2）井控预防措施。全面应用变径闸板防喷器；改进应用新型表层简易套管头；应用钻井液智能流量计。

3.3 防漏堵漏技术方面

南二三区的漏失易漏的主要原因是上部地层易缩径导致环空不畅和负密度窗口问题。漏失特点是S2漏失量大、速度快，井漏诱发井喷，裂缝大不易封堵。

3.3.1 防漏方面[1-2]

针对负密度窗口，从提高井壁承压能力和减小液柱压力2个方面入手。①使用防漏效果好的针状植物纤维材料配合粉状和细颗粒材料组成的防漏剂，提高地层承压能力，减少诱导裂缝产生。②针对N2地层进水缩径，从畅通上部地层井眼入手，采用提前加重、上部地层短起下钻、控制钻速、提高洗井排量等技术措施。在平稳操作的基础上，重点采取高压层欠平衡钻井和分级加重钻井方法。

3.3.2 堵漏方面[3]

准备多种不同粒径和材质的复合型堵漏剂满足不同漏失量和漏层的堵漏需要。在堵漏工艺方面：使用原钻具堵漏方法，提高堵漏速度，避免严重井漏诱发的井喷井涌事故。

3.4 钻具防断技术方面

对易断钻具的区域进行的统计发现，断钻具事故多发于距钻头45～53m的螺纹根部，钻头为四翼PDC钻头，发生层位是G3-4。针对上述问题将钻具组合中增加7寸钻铤数量，从而提高钻具的稳定性；使用五刀翼防斜PDC钻头；进入高台子油层后，根据转盘负荷调整转速和钻压；定期更换新钻铤，调整钻铤下井顺序。

4 结论与认识

（1）精细准确的地质分析是复杂区成功钻井的前提；

（2）复杂事故的预防是基础，针对性的、有效的技术措施是提高复杂钻井水平的关键；

（3）合理的钻井运行、良好的装备、技术与生产密切配合是复杂区优质高效钻井的重要保障。