顺北油田含侵入岩区域超深井安全高效钻井技术

刘彪 张俊 王居贺 李文霞 李少安

1. 中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院；2. 中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室

顺托果勒低隆北缘为西北油田分公司探明的重点区块，其中，奥陶系桑塔木组火成岩侵入体面积约117 km2，自上而下地层存在二叠系火成岩漏失、深部泥岩井壁失稳以及桑塔木组侵入体漏塌同层等问题，前期采用了Ø120.6 mm井眼完钻的四级井身结构，配套了井筒稳定与提速技术，应用效果较好。然而，随着布井方向向断裂带两侧与两翼延伸，井深增加、温度升高，面临二叠系裂缝结构更复杂、密度1.85 g/cm3钻井液未能有效抑制侵入岩坍塌、古生界机械钻速低以及Ø120.6 mm井眼MWD仪器故障率高等新的问题。为此，笔者在分析地层特征基础上，扩大了井眼尺寸，研制了新型的井筒防塌、防漏钻井液配方及辅助处理措施，优化了超深短半径水平井轨迹与钻井工艺，并试验了分层提速技术，现场应用6口井，平均钻井周期缩短26.5 d，为实现该区安全高效钻井提供了技术支撑。

1 主要钻井难题

1.1 二叠系漏失堵漏耗时长

二叠系火成岩裂缝发育、压力敏感、易漏，前期针对缝宽小于2 mm，采用随钻防漏、堵漏浆钻进以及桥浆承压堵漏［1］3种方式，漏失井数量由100%降至40%。随勘探区域扩大，二叠系火成岩缝宽跨度高限由毫米级别增至厘米级别，密度1.25 g/cm3钻井液钻遇裂缝瞬时漏失量达50 m3/h以上，承压堵漏期间，在诱导压力作用下，张开缝与天然闭合缝形成复杂缝网，加剧了堵漏难度，3口井漏失量达1 632 m3，耗时32.5 d，堵漏42井次成功率仅10%。

1.2 高密度钻井液未能有效维持井壁稳定

奥陶系桑塔木组局部发育火成岩侵入体，埋深6 600～6 900 m，长石含量82.5%、黏土含量4.5%；地应力状态为走滑应力场，最大、最小水平主应力梯度2.56 MPa/100 m、1.62 MPa/100 m；微裂缝缝宽90～420 μm。为抑制井壁失稳钻井液最高密度1.85 g/cm3，仍出现间断性小漏，并返出片状掉块40 mm×30 mm。从5口井井径对比看，钻井液密度1.80～1.85 g/cm3，侵入体井径扩大率55%，表明高密度钻井液缓解了憋卡，未降低井径扩大率。分析认为坍塌的主控因素：(1)坍塌压力高，地层揭开瞬时应力释放大;(2)基于Griffith强度准则［2］，高密度钻井液侵入岩石裂缝内部，出现水力劈裂［2］作用，导致应力支撑与岩石破坏应力失衡；(3)岩石脆性强，钻具扰动剥落掉块。

1.3 古生界地层机械钻速低

二叠系岩性以英安岩、凝灰岩、玄武岩为主，厚度420～500 m，采用“PDC钻头+中速螺杆”，机械钻速2.1 m/h，单趟钻进尺132 m，PDC钻头崩齿比例80%。石炭系、志留系、奥陶系桑塔木组岩性以泥岩为主，厚度1 700～2 000 m，采用“PDC钻头+大扭矩螺杆”，机械钻速3.8 m/h，PDC钻头攻击性弱、磨损程度低。侵入岩厚度35～60 m，机械钻速1.05 m/h，受掉块、可钻性差影响，下部机械钻速仅1.24 m/h，PDC钻头崩齿、牙轮钻头掉齿占比分别45%、65%，3口井钻头外径165.1 mm缩至145.3 mm。

1.4 小尺寸井眼易损坏MWD仪器

国内MWD额定抗温175 ℃、抗压172.3 MPa，在顺北油田Ø120.6 mm井眼应用7口井，平均1口井4次故障，在Ø149.2 mm井眼应用19口井，平均1口井不足2次故障。损坏主要特征：一是工作温度大于160 ℃，信号传输不正常，高温下探管橡胶扶正套脱落；二是静液柱压力大于139 MPa，脉冲和探管外筒易冲蚀、电路板易损坏。

2 高效钻井技术研究

2.1 井身结构优化

利用Drillworks地层压力分析软件［2］对已完钻井的测井资料、试油、岩性分析与计算，建立了地层三压力剖面(见图1)。(1)地层孔隙压力系数1.04～1.23，属正常压力系统；(2)地层坍塌压力系数0.9～1.58，二叠系、志留系压力系数1.22～1.30，桑塔木组压力系数1.30～1.58；(3)地层破裂压力系数2.0左右，辉绿岩顶部最低1.91，桑塔木组下泥岩段最低1.98。

前期采用井身结构［3］见图2a，实钻钻井液密度大于1.35 g/cm3揭示志留系易漏，为确保钻井安全，将Ø193.7 mm套管下至侵入岩之上，再采用密度1.80～1.85 g/cm3钻井液揭示侵入岩，考虑储层缝洞发育，应用Ø139.7 mm尾管下至目的层顶部，再降低钻井液密度揭示奥陶系储层。

图1 地层三压力剖面Fig. 1 Three-pressure profile

原井身结构弊端，一是由于志留系为薄弱地层，而二开套管下至桑塔木组侵入岩顶部增加了300 m；二是Ø120.6 mm井眼循环降温能力与钻具振动大。

为消除原结构弊端，优化出了新型四级结构(图2b)：一是表层套管Ø298.5 mm下至1 999 m，封隔浅部疏松地层；二是技术套管Ø219.1 mm封隔志留系底部；三是技术套管下至目的层顶部，封隔侵入岩地层；四是四开采用Ø143.9 mm钻头钻开目的层，裸眼完井。

图2 含侵入体区域井身结构优化Fig. 2 Optimization of casing program in the areas with intrusive rocks

优化结构存在以下优势：一是二开井深缩短了300 m，将大尺寸井眼段长缩短，三开小尺寸井眼段长延长，缩短钻井周期；二是完钻井眼尺寸由Ø120.6扩大至Ø143.9 mm，适用排量10 L/s升至15 L/s，循环降温8 ℃升至15 ℃，使MWD仪器适用的井筒静止温度由168 ℃升至175 ℃；三是冲击振动监测表明Ø120.6 mm、Ø143.9 mm井眼振动半弦波瞬间最大值分别90g、30g，正常控制振动值小于30g仪器受损概率由85%减少至25%；四是Ø143.9 mm井眼相比Ø120.6 mm井眼，钻杆接箍位置间隙由6.3 mm升至18 mm，一旦断钻具便于处理。

2.2 井筒稳定技术

2.2.1 强化二叠系堵漏技术

针对裂缝宽度小于2 cm，伴生微米、毫米级别裂缝，为进一步提高封堵裂缝宽度范围，堵漏工艺进行以下优化。

(1)随钻堵漏方面，优化配方为“0.5%聚合物凝胶+1%竹纤维+2%沥青+1%超细碳酸钙”，该体系引入了聚合物凝胶材料，抗温达130 ℃不破胶，对不同缝宽自适应强，以抓壁方式缩小缝宽，形成缝网内架桥，配合其他堵漏材料填充，体系抗温由90～110 ℃提高至100～130 ℃，封堵裂缝宽度从“微米-毫米”提高至“微米-厘米”级别。

(2)承压堵漏方面，一是以“BZ-STAⅠ和BZSTAⅡ”材料［4］为主，基于不同漏速，配置相应比例的材料与堵漏浆浓度，室内实验表明，质量分数大于35%，缝宽2 cm，承压能力可达9 MPa；二是采用抗高温凝胶堵漏技术，实现成胶时间1～24 h可调，承压能力＞50 MPa，抗温＞140 ℃，相比前期的桥浆承压堵漏，克服了堵漏材料不易进入裂缝、材料抗温与抗压能力低的问题。

2.2.2 强化侵入岩防塌防漏技术

为降低井壁失稳，确保安全钻井问题，优化了3项技术措施。

（1）提高井浆对裂缝的封堵，进侵入体前50 m，一次性加入“3%沥青类+2%超细碳酸钙+1%PB-1”，提高体系初始随钻封堵性能；视渗漏加大和岩屑尺寸增大，复配1%高软化点乳化沥青，强化封堵能力；保证井浆中“沥青类+PB-1+刚性封堵粒子”总浓度为4%～6%，动态提高地层承压能力，防止水力“锥进”微裂缝扩展；若封堵材料被筛除，需定期补充。

（2）优化钻井液性能，提高携岩效率，基于坍塌压力分析，优化钻井液密度1.85 g/cm3降至1.60 g/cm3，控制塑性黏度30～40 mPa · s、动切力5～12 Pa，实现降低环空流动阻力和井壁冲刷能力，满足片状岩屑尺寸2 cm×3 cm携带出井。

（3）是稠塞洗井，每次起钻或下钻到底，以稠塞(漏斗黏度150 s以上)循环清洁井底，密度不低于井浆。

2.3 古生界地层分层提速技术

根据岩石强度参数、机械比能原理分析，针对二叠系火成岩、石炭系—志留系泥岩以及侵入体火成岩地层，考虑井眼尺寸、钻头结构、切削方式、钻井参数及破岩扭矩大小，指导钻头与提速工具选型。

2.3.1 二叠系破岩技术

二叠系火成岩抗压强度75～150 MPa，泊松比0.25～0.35，内聚力8～10 MPa，内摩擦角31～42 °，杨氏模量22～46 GPa，可钻性级值5～7，破岩扭矩7～11 kN · m，采用“加强型混合钻头+ Ø 197 mm等壁厚螺杆”破岩工艺。

利用冲击与剪切破碎相结合的原理，配套等壁厚大扭矩螺杆，工作扭矩10.9 kN · m增至13.9 kN · m，设计全金属马达与高级橡胶定子提高螺杆胶芯抗冲蚀能力，抗温能力达180 ℃。相比早期混合钻头，内锥优选13 mm复合片，增加齿穴金刚石保护结构，防掏心；优选梯度处理的锥形齿，增大受力面积；强化牙轮背锥、牙掌掌尖，增强轴承寿命。

2.3.2 “石炭系—志留系”破岩技术

二叠系下部与石炭系—志留系均发育砂泥岩地层，抗压强度40～120 MPa，泊松比0.30～0.42，内聚力低于9 MPa，内摩擦角31～42°，杨氏模量42～68 GPa，可钻性级值4～6，破岩扭矩5～10 kN · m，采用“尖圆齿PDC钻头+等壁厚螺杆”［5］破岩工艺。

针对砂泥岩地层塑性强，钻头吃入不深的问题，设计了5刀翼、外径16 mm双排尖圆齿PDC钻头。该钻头具有以下特点：(1)主切削齿为尖齿与圆齿交替分布，尖齿优先吃入地层预先破坏地层应力，圆齿二次剪切破岩，提高破岩效率；(2)为提高尖齿抗研磨性，设计了抗高温复合片，加厚2～3 mm；(3)保径齿单排优化为双排，增加布齿2颗，呈螺旋分布，提高排屑效率。

2.3.3 奥陶系桑塔木组高效破岩技术

侵入岩段以火成岩为主，侵入岩之上与之下均以灰质泥岩为主，地层抗压强度40～195 MPa，泊松比0.20～0.35，内聚力低于6～10 MPa，杨氏模量30～58 GPa，可钻性级值4～8，破岩扭矩5～10 kN · m，采用“防卡尖锥型PDC钻头+ Ø 150 mm等壁厚螺杆”破岩工艺。

优选高抗研磨PDC钻头，该钻头选用5刀翼、外径13 mm双排齿，以斧型齿与stinger尖锥齿破岩，具有如下特点：(1)stinger齿降低硬地层应力，斧型齿犁削破岩，提高效率；(2)钻头颈部设计倒锥齿和圆锥齿，重复切削掉块；增大排屑槽面积，增加上返流速；(3)小外圆接头，增大环空间隙；保径末端呈倒圆角，减小起钻阻力；(4)延长钻头冠部抛物线长度，增加布齿1颗，提高抗研磨性；(5)采用螺旋形布齿方式，主切削齿侧翼设计2颗保护齿孔，降低冲击载荷与提高钻头保径。

2.4 超深井定向钻井技术

(1)剖面优化。短半径井眼，垂距仅90 m，若工具造斜能力低，不利于中靶，将单增剖面优化为双增剖面，井眼曲率由22 (°)/30 m优化为 “26 (°)/30 m+10 (°)/30 m”，最大井斜角由90°优化为85°，降低了入靶点控制难度。

(2)螺杆优选。尺寸由95 mm增至120 mm，一是螺杆弯度1.5～2.5°，模拟计算造斜率12～32 (°)/30 m，满足井眼曲率要求；二是工作扭矩1 440 N · m增至2 380 N · m，提高破岩效率；三是纯钻寿命由30 h增至70 h，降低起下钻趟数。

(3)定向钻头优选。第一增斜段应用“4刀翼2牙轮的混合钻头”，一是固定刀翼呈“X”型分布与牙轮齿形分布结合，具有10点定位特点，工具面稳定；二是“牙轮+PDC”可预破碎地层，低钻压10～30 kN可降低定向扭矩，实现稳定工作。第二增斜段应用“定向PDC钻头”，一是设计浅内锥-短外锥的钻头冠部，呈20°螺旋保径结构，降低井壁摩擦力；二是优化不同位置切削齿的后倾角，冠部15°、外圈20°、保径齿25°，实现受力均衡。

(4)轨迹监测仪器选型。采用APS-MWD无线随钻监测仪器，额定抗温175 ℃，该仪器已在顺北油田应用30余口井，工作温度低于160 ℃工具稳定性好，通过增大井眼尺寸后，提高了循环降温能力，确保了仪器工作的温度区间。

(5)定向工艺优化。第一增斜段采用“2.5°单弯螺杆+混合钻头”钻至井斜角50°，段长约60 m，纯钻时间40 h，将高造斜率井段3～4趟钻降低至1趟钻完成；第二增斜段采用“1.5°单弯螺杆+PDC钻头”滑动或复合交替钻至入靶点稳斜角85°，段长100 m，纯钻时间45 h；因纯钻时间短，可不用起钻换钻具组合，若水平段小于200 m，可实现“第二增斜段与水平段”一趟钻完成。

(6)钻具组合优选。底部钻具将非标Ø88.9 mm-S135钻杆优化为标准Ø88.9 mm-G105倒装钻具，提高了钻具防硫化氢腐蚀能力；上部设计Ø114.3 mm非标钻杆，抗拉强度3 100 kN，相比Ø101.6 mm标准钻杆提高19%,钻杆极限深度提高至8 600 m。排量13 L/s时，泵压23.2 MPa，最低环空返速0.85 m/s，满足携岩要求。

3 现场应用

新型四级井身结构及提速技术在X1-11、X1-13、X1-17H等6口井应用后，平均钻井周期171.2 d，相比优化前平均钻井周期节省26.5 d，钻井周期缩短率达13.4%。

3.1 长裸眼井段提速

通过优化钻井液随钻封堵与承压堵漏技术，配套高效提速工艺，二开平均段长4 652 m，平均钻井周期61.8 d，机械钻速6.3 m/h，同比优化前钻井周期75.7 d，平均机械钻速5.85 m/h，节省钻井周期13.9 d，机械钻速提高7.8%。堵漏周期由10.8 d降至5.2 d，降低幅度达51.9%，单井漏失量由544 m3降至124.4 m3。

3.2 侵入岩井段钻井指标

钻井液密度降至1.6 g/cm3，强化钻井液封堵、携岩以及井底清洁技术钻揭侵入体后，三开平均段长765 m，钻井周期19.4 d，机械钻速2.8 m/h，同比优化前钻井周期32.7 d，平均机械钻速1.24 m/h，节省钻井周期13.3 d，机械钻速提高125.8%。平均井径扩大率25%，其中X1-10H井、X3井辉绿岩井段平均井径扩大率低于10%。

3.3 超深井轨迹控制技术

优化前Ø120.6 mm井眼循环降温8 ℃，优化后Ø143.9 mm井眼循环降温15 ℃，实现了工作温度低于160 ℃；MWD仪器损坏率由平均4井次降低至不足2井次；优化为Ø120 mm螺杆后，螺杆纯钻时间由43 h提高至72 h，节省定向段3～4趟钻，缩短周期8～12 d。“1.5°弯螺杆+PDC钻头”定向技术，一趟钻进尺357.6 m，机械钻速4.31 m/h，提高了115%；X1-17H井创Ø143.9 mm井眼国内陆上水平井最深纪录8 220 m。

4 结论与建议

(1)通过地层压力与复杂特征分析，确定了2个必封点与1个风险点，考虑套管层序、防漏堵漏、防塌技术以及降低MWD仪器故障，缩短了二开井眼长度，放大了各开次井眼尺寸。

(2)非平面齿PDC钻头较常规圆齿，攻击力显著提高，可进一步推广应用。

(3)为实现桑塔木组侵入岩优快钻井，集成随钻封堵、高效携岩以及井底清洁技术措施，将钻井液密度1.85 g/cm3降低至1.60 g/cm3，并配套高效钻井提速工艺，提高了钻井效率。

(4)四级井身结构提速提效成效显著，尤其针对侵入岩井段已出现质的飞越，没有对二叠系地层做高承压工作，导致固井质量差，针对产油寿命较长的井，可能为套管穿孔埋下隐患。下步仍需进一步优化防漏堵漏工艺，提高固井质量，保证井筒完整性。