彭州气田PZ115井钻井提速配套技术

江 波， 任 茂， 王希勇

(中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000)

0 引言

2014年龙门山前石羊-金马-鸭子河构造带上的勘探井PZ1井在对雷口坡组雷四段测试中,获天然气产量121.05×104m3/d，由此发现了彭州区块雷口坡组四段气藏。随后部署的YSH1井与YS1井测试中，分别获天然气无阻流量81.96×104m3/d和104.30×104m3/d，实现了川西海相领域在龙门山前彭州地区的重大突破，揭示了川西彭州气田海相中三叠统巨大的天然气资源潜力。统计与分析川西地区钻海相雷四段气藏为目的10余口完钻井资料，受地层高温、高压、高含硫、可钻性差、地层出水、井漏、易掉块、阻卡等井下地质工程因素的影响，机械钻速整体偏低，钻井周期均较长[1-3]，其中YS1井钻井周期最短，但也长达283.17 d，机械钻速仅有2.11 m/h。

为加快彭州气田勘探开发速度，提高钻速，在系统研究彭州区块地质工程特征基础上，结合PZ115井情况，开展了井身结构优化、水力加压器、垂直钻井、扭力冲击器等综合提速工具与技术配套方案研究与实践，实钻结果表明，PZ115井平均机械钻速2.62 m/h，比前期完钻井平均机械钻速提高40.86%，比YS1井提高24.17%，提速效果明显，降低了钻井成本。

1 地质概况

PZ115井位于龙门山前石羊-金马-鸭子河构造带中石羊场构造上。该构造为北东向展布的短轴背斜，构造圈闭面积33.6 km2，长轴8.6 km，短轴5.1 km，圈闭形态完整，高点埋深相对较浅，远离山前破碎带，虽然彭县断裂断至地表，但实钻井证实该构造带保存条件好；且沟通下伏烃源岩，有利于二叠系及以下烃源向上运移，是山前隐伏构造带有利的勘探目标之一。地层自上而下为第四系，第三系，白垩系，侏罗系上统蓬莱镇组、遂宁组及中统上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组，下统白田坝组，三叠系上统须家河组须五段、须四段、须三段、须二段[2]，小塘子组，马鞍塘组马二段、须一段，三叠系中统雷口坡组。其中，目的层雷四段地层岩性上部为灰、深灰色微晶含白云质(砂屑)灰岩、白云质(藻砂屑、砂屑)灰岩与灰色微晶-粉晶灰质白云岩、含灰质砂屑白云岩等厚互层；中部为灰、浅灰、深灰色微晶-粉晶(砂屑)白云岩、微晶(含)硬石膏质砂屑白云岩、(含)硬石膏质白云岩夹浅灰色微晶白云质灰岩；下部为灰色(含)硬石膏质白云岩与灰白色微晶白云质硬石膏岩不等厚互层；获取到岩心显示孔隙裂缝发育；地层温度160～165 ℃，孔隙压力梯度1.05～1.15 MPa/100 m，破裂压力梯度2.00～2.50 MPa/100 m，硫化氢含量3.6%～5.7%。

2 钻井难点分析

(1)纵向上由浅至深分布多套压力体系，遂宁组以浅为常压段，沙溪庙组至白田坝组为常压到高压过渡段，须家河组五段至三段稳定高压段，地压系数达到1.75 MPa/100 m，须二段至小塘子组为降压段，马鞍塘组、雷口坡组常压段；邻井实钻存在井漏、井壁失稳等井下复杂情况，井身结构确定困难。

(2)遂宁组以浅地层可钻性好，但气水关系复杂，含水、含气层多，气体钻井等提速技术应用受到限制。

(3)地层非均质性强，夹层多，千佛崖组以浅地层采用常规防斜打直技术难以控制井斜，邻井聚源21井用塔式钻具组合钻至井深1908.29 m处井斜偏大到5.34°。

(4)陆相深部须家河组、小塘子组可钻性差，机械钻速低。须家河组井段巨厚，厚度达2800 m，约占整个直井段长度的42%，较普光、元坝等地区厚2000 m，岩性以页岩为主，局部含石英，研磨性强，可钻性极差，平均机械钻速1.78 m/h；小塘子组埋藏深，地层难钻程度高，平均机械钻速仅有1.07 m/h。

(5)井壁易掉块和失稳，防卡难度大。邻井YS1井导管段通井中发生井壁垮塌，下导管时分别在井深27.25、38.00 m处遇阻；YSH1井在须五段、须四段共发生3次井壁失稳；PZ1井和YSH1井在雷四段分别发生1次和3次因掉块引起的阻卡。

(6)深部地层易漏失。邻井PZ1井在二开下套管过程中发生井漏，漏失钻井液26 m3，在雷四段钻进中发生4次井漏，漏失钻井液241.21 m3；YSH1井在沙溪庙组压井中发生井漏，漏失钻井液100 m3。

(7)二开裸眼段长达3252.00 m，天马山组至须四段易斜、井壁易产生掉块，Ø273.1 mm大尺寸套管顺利下入难度大。

3 钻井提速综合配套技术

3.1 井身结构优化

PZ115井是一口滚动勘探直井，储层埋藏深，不可预见地质因素多，在确保能顺利获取地质资料和完井的前提下，根据已完钻井资料和考虑存在易漏、井壁失稳、高压油气水层和降低成本等，结合第四系至沙溪庙组孔隙压力梯度由1.0 MPa/100 m增至1.5 MPa/100 m、千佛崖组至须三段孔隙压力梯度稳定在1.5～1.75 MPa/100 m、须二段至马鞍塘组孔隙压力梯度维持在1.3～1.5 MPa/100 m、雷口坡组孔隙压力梯度降为1.15 MPa/100 m，和陆相第四系至马鞍塘组地层坍塌压力<地层孔隙压力<破裂压力、海相雷口坡组地层孔隙压力<坍塌压力<破裂压力，以及第四系至白田坝组地层岩性主要为泥岩、砂岩，须家河组至马鞍塘组地层岩性主要为页岩，雷口坡组地层为白云岩等地质特征，采用Landmark软件井身结构设计模块，在满足井筒内压力平衡条件下[3]，对PZ115井井身结构进行优化，设计三开制井身结构见表1。

表1 PZ115井设计井身结构

由表1可以看出，导管钻至井深65.00 m，封浅表水层及浅部松软层；一开钻至井深852.00 m，封固天马山顶部以上承压能力较低地层，为下开次安装井控设备和具备井控能力提供条件；二开钻至井深4102.00 m，封隔须五段及以上气层，井眼尺寸由前期的Ø316.5 mm优化为Ø333.4 mm，以增大井眼与Ø273.1 mm套管之间的环空间隙，利于套管下入，并配套相应的钻头和工具，提高大尺寸井眼破岩效率和机械钻速；三开直接钻至完钻井深6609.00 m，采用Ø241.3 mm常规井眼施工，备用Ø165.1 mm井眼，若钻遇井下复杂情况影响安全钻至完钻井深，可下Ø193.7 mm套管封隔复杂层段，再采用备用的Ø165.1 mm井眼钻至完钻井深。该井实钻中，因三开钻遇气层多，并且在小塘组钻遇异常高压气层，井内压力达到平衡时钻井液密度高达2.07 g/cm3，若采用此钻井液密度施工剩余井段，与下部雷口坡组四段压差超过59 MPa，继续钻进发生压差卡钻和井漏的风险高，实钻中及时优化调整为四开制井身结构，三开钻至马鞍塘组一段底部，下Ø193.7 mm套管封隔上部高压井段，为顺利钻至完钻井深创造了条件。

3.2 浅部地层应用水力加压器

浅部第四系地层上部为种植土，下部为砂砾层夹粘土层，第三系以棕红色泥岩与棕灰色含砾细粒岩屑砂岩为主，白垩系已含砾砂岩和棕红色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层为主，砂砾岩互层多，大尺寸井眼憋跳钻频繁，钻压不稳定，对钻速影响明显。

水力加压器是一种利用钻井液的液压力来为钻头提供钻压的井下工具，是一种能量转换装置[4]。图1所示为水力加压器结构简图，主要由上、下接头、一、二、三级活塞、缸套、芯轴等构成[5]，钻井液流经其以下螺杆、钻头等产生的压降作用在活塞上产生钻压，再由连接在活塞上的芯轴将钻压传给下部的钻头。钻压可通过调节钻井液排量和喷嘴大小等进行调控，具有钻压调节范围广，可克服大钻具重力分力、浮力和摩擦阻力的影响，可使所需钻压维持均衡、稳定和节省钻具用量，同时，水力加压器液压腔内钻井液可吸收转换振动力，延长钻头和钻具的使用寿命[5-6]。

图1水力加压器组成示意图

Fig.1Schematic diagram of hydraulic WOB feed

因此，在PZ115井白垩系以浅地层优选使用3级活塞和工作行程300 mm的SJ-242型水力加压器。实钻中，水力加压器直接加装在钻头之上，保持对钻头持续均匀施加钻压和减振，强化钻井参数：钻压40～150 kN，排量45～60 L/s，转速50～60 r/min。第四系Ø660.4 mm和第三系、白垩系Ø444.5 mm大尺寸井眼分别进尺118.5和365.12 m，机械钻速分别为7.9和3.94 m/h，对比邻井(前期工期最短井YS1井，下同)机械钻速分别提高295.05%和27.09%，提速效果明显。

3.3 浅层易斜地层应用POWER-V垂直钻井技术

彭州气田浅层蓬莱镇组与遂宁组900～2250 m井段岩性以泥岩为主，与粉砂岩互层、软硬交错，夹层多，但可钻性好，前期采用塔式钻具、高效直螺杆配合PDC钻头钻进，井斜角往往在1°～5°。目前，大部分易斜地区主要采用垂直钻井主动控斜打快技术，POWER-V垂直钻井便是其中之一。

POWER-V垂直钻井系统工作时井下钻具均处于旋转状态，能按需求施加钻压，当自动感应井斜超过预设值后，自动设定和调整工具侧向力，使井眼轨迹快速返回垂直状态[7-8]。

POWER-V垂直钻井工具在邻井YS1井Ø316.5 mm井眼933.00～1989.00 m井段运用，平均机械钻速11.67 m/h，井斜角始终控制在0.7°以内。为提高钻速，减少起下钻次数，提高施工效率，参考前期使用经验，在PZ115井883.00～2144.53 m井段进行了推广。使用中优配攻击性强的KS1952DGR型PDC钻头，强化钻井参数：钻压100～150 kN，排量60 L/s，转速100 r/min，进尺1261.50 m，机械钻速14.01 m/h，与邻井对比，机械钻速提高20.05%，井斜最大0.84°，节约2趟起下钻，防斜与打快效果明显。

3.4 优选高效钻头

陆相深部白田坝组可钻性级值6，须家河组平均硬度2770.36 MPa，可钻性级值7～9，小塘子组平均硬度2269 MPa，可钻性级值9，地层硬，研磨性强，极难钻。基于岩石力学试验和地层可钻性剖面，结合邻井钻头实钻资料，综合考虑地层岩性和含石英等因素，分层段优选与地层相匹配的个性化混合钻头和PDC钻头优选。

白田坝组岩性以泥岩为主，须五段以灰色泥质粉砂岩与灰黑、深灰色页岩为主，长度900 m左右，Ø333.4 mm井眼中钻头选型以攻击性强和寿命长为原则，针对性设计与优选个性化KPM1642ART型混合钻头。该钻头分别设计了3个PDC刀翼和3个牙轮，浅内锥，优选高耐磨性复合片，优化布齿结构，增大PDC鼻部布齿密度，牙轮及PDC高低差布齿，超长金刚石保径齿，掌背进行加强，优化水力设计，深排屑槽结构；具有金刚石的攻击性强，同时也兼顾牙轮钻头钻进平稳、低扭矩的特点，使得混合钻头具有较高的破岩效率。

针对须四段岩性上、中部主要为黑色页岩，下部为石英砂岩夹黑色页岩，须二段岩性上部为浅岩屑石英砂岩与黑色页岩互层，下部为灰黑色页岩、粉砂质页岩、炭质页岩与中、细粒岩屑石英砂岩、泥质粉砂岩互层，两段中石英含量高，夹层多等特点，优选5刀翼、中密度布齿、复合保径、切削齿耐磨性和穿层能力均强的KM1363DR型PDC钻头[2]。须三段岩性以黑、灰黑色页岩、粉砂质页岩、细粒岩屑石英砂岩为主，发育较厚，厚度一般在550 m左右，可钻性级值7.19，优选13 mm齿、6刀翼结构的U613M型钻头，相较于五刀翼钻头有更强的抗研磨性，且整个钻头面切削深度一致，使得切削结构更合理，钻进中提高了钻头的稳定性和切削性[9]。

针对小塘组地层黑色页岩与灰色细粒岩屑砂岩互层为主，矿物成分主要由石英、长石、粘土矿物等组成，局部含菱铁矿成分，可钻性极差的特点，优选史密斯公司MDSI716BPX型PDC钻头，该钻头采用史密斯公司特有的ONYXⅡ切削齿技术，双排齿布局，具有抗冲击、抗研磨、攻击性强特点。

3.5 须家河三段地层应用扭力冲击器钻进

目前，在川东北陆相下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组等难钻地层运用了阿特拉公司的扭力冲击器，并取得了较好提速效果，使用中需采用专用钻头。在难钻地层中，扭力冲击器破岩与PDC钻头不同。PDC钻头钻难钻地层时，常因施加扭矩不足，钻头瞬间制动，钻柱则继续随转盘转动，此时钻柱将扭转能量储存，当达到剪切破碎地层扭矩，扭矩能量突然释放而出，在PDC齿产生比正常钻进高得多的冲击载荷，导致崩齿或复合片过快磨损而失效。通过钻井液驱动内部涡轮，在中间转换构件、偏心块、一体式芯轴等作用下，带动偏心块扭向反复作用，给钻头径向推力的同时，产生扭向上的高频冲击力，持续稳定的高频冲击扭力可达750～1500次/min，钻头和井底能始终保持连续的高频切削，降低钻头的粘-滑现象，提高破岩效率，延长钻头寿命[9-11]。

PZ115井借鉴相关地区经验，为抵消须三段中石英、夹层等对钻头有害的粘滑和振动影响，扭力冲击器结合优选专用钻头U613M在4959.8～5247 m井段进行了运用，钻井参数：钻压120 kN，排量38 L/s，转速65 r/min，进尺287.2 m，平均机械钻速达到2.31 m/h，较邻井平均机械钻速提高59.31%。

3.6 高效氯化钾聚磺防塌钻井液技术

二开裸眼井段长达3252.00 m，为确保二开顺利钻井，从二开开钻就重视保障井壁的稳定性，加入氯化钾、多软化点沥青等处理剂强化钻井液的抑制封堵性能[12-13]，其中通过向聚磺钻井液中加入不同量的KCl，测试钻井液滤液中的K+含量，然后测试岩样在滤液中的滚动回收率，总趋势为随着K+浓度增加，钻井液滚动回收率逐渐增加，当K+浓度接近15000 mg/L后，钻井液滚动回收率超过90%，随着K+浓度的继续增高，滚动回收率增加较缓慢，因此，实钻中钾离子含量≮15000 mg/L，保障二开上部井段的稳定，为二开下部施工创造有利条件。井深3839～3851 m须五段钻遇气层，为保障井内压力平衡，将钻井液密度从1.75 g/cm3提至1.88 g/cm3，同时补充1%液体润滑剂、1%沥青类防塌材料等调整钻井液性能，确保上提密度过程中钻井液具有良好的润滑性、封堵性。

针对三开须家河组夹碳质泥岩和煤层，易发生井塌掉块和卡钻，钻井液维护重点是通过加入4%抗高温抗盐降滤失剂，控制膨润土含量，加大无铬磺化褐煤等稀释降粘剂用量，降低粘度切力，加大润滑剂和乳化剂等用量，维护和提高钻井液流变性能、高温高压滤失性能、润滑防卡性能。须四段至须二段钻井液密度控制在1.70～1.75 g/cm3，防止密度偏低出现掉块、密度偏高发生井漏，同时，维持多软化点防塌剂含量为3%～4%、纳米乳液为1%～2%。

为防止雷口坡组微裂缝发育和部分较破碎井段发生井壁失稳和漏失，通过研究优选具有强封堵、强抑制的钻井液配方：上部井浆+3%～4%磺化酚醛树脂-Ⅱ+3%～5%无铬磺化褐煤+1%～2%磺化丹宁+1%～2%高效液体润滑剂+3%～5%抗盐抗温降滤失剂+3%～5%改性沥青类防塌剂+2%～4%多软化点防塌剂+1%～2%纳米乳液+0.1%～0.2%消泡剂+0.1%～0.3%除硫剂+缓蚀剂+重晶石[14-15]。钻进时严格控制钻井液密度在1.30～1.55 g/cm3，即不压漏地层，又能保持井壁稳定。同时加入1%～2%井壁固化稳定剂、非渗透处理剂，进一步强化钻井液的封堵防塌性能。虽然井底温度高达165 ℃，但通过加入磺化酚醛树脂、抗高温聚合物降滤失剂、合成聚合物等，保持钻井液良好的流变性和携岩净化井眼能力。

4 现场运用效果分析

PZ115井采用优化后井身结构和高效氯化钾聚磺防塌钻井液技术，未发生地层出水、井漏、卡钻等井下故障，避免了钻探过程中可能发生的风险，确保了各开次套管顺利下到位。深层须家河组与小塘子组运用优选的个性化钻头和扭力冲击器，平均机械钻速分别达到2.26和1.13 m/h，与邻井对比，钻速分别提高了26.96%和5.6%，其中须家河组取得的平均机械钻速创川西须家河组井段机械钻速最高纪录，KM1363DR型钻头单趟钻进尺532.3 m，创川西须家河组井段单趟钻钻头进尺最多纪录。

通过应用钻井提速综合配套技术，PZ115井顺利钻达设计井深6609 m，并加深454 m钻至7063 m完钻，完钻层位雷二段，实钻技术指标见表2。由表2可以得知，PZ115井钻井周期265.75 d，机械钻速2.62 m/h，比设计提前36.25 d，与邻井对比，工期缩短17.42 d，机械钻速提高24.17%。PZ115井钻至YS1井相同完钻井深6313 m，仅用时230.21 d，同比工期缩短52.96 d；与同期完钻井PZ113井对比，钻井周期缩短26.25 d，机械钻速高出20.73%。

表2 PZ115井与邻井钻井技术指标对比

5 结论与建议

(1)针对彭州气田提速难点，PZ115井通过应用综合配套钻井关键提速技术，实现了顺利完钻，大幅度提高了钻井速度，缩短了钻井工期，为彭州气田同类井钻井施工积累了经验。

(2)上部大尺寸井眼段水力加压器、POWER-V垂直钻井高效工具运用中，钻压得到有效释放，提速明显。

(3)优选个性化PDC钻头和引入扭力冲击器是解决须家河组、小塘组深部地层可钻性差、机械钻速低的有效途径，建议进一步开展需家河组三段、二段、小塘组强研磨性地层高效PDC钻头和工具的适应性与匹配性研究。

(4)针对性强化钻井液的封堵性、防塌性、润滑性、钻井液密度合理控制等对调节井筒液柱压力、提高钻速、避免坍塌与卡钻等起到了有效作用，同时也需要在维护操作中更加仔细，避免人为原因出现的性能大幅波动。

(5)结合井身结构优化和现场运用，建议后续井中雷口坡组以上高压地层应下套管封隔，并开展上部陆相段三开缩减为二开的可行性研究。