玉门油田鸭西区块钻井提速关键技术

涂福洪，陶瑞东，赵永杰，吕东华，杨敬雪，许京国

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司第三钻井工程分公司，天津 300280）

玉门油田鸭西区块机械钻速普遍偏低，钻井速度慢[1-5]。4 000 m 以上深井，多为2 层套管结构，设计周期90 d 以上。浅层存在大段砾石层，易漏，易斜，PDC钻头使用效果差；中部白杨河地层水敏性极强，易吸水膨胀导致缩径卡钻及水化裂解形成“ 大肚子”井眼，下部中沟组存在高压水层及地层不整合面，属于区域性复杂层位；目的层下沟组可钻性差，PDC 钻头选型困难[6，7]。长裸眼段摩擦阻力大，井眼轨迹控制困难，易发生粘卡事故。所以钻井速度慢，周期长，投入大，效率低。为此笔者从优选高效PDC 钻头、钻井提速工具、钻具组合、阳离子钻井液体系、井眼轨迹控制、事故复杂防控等技术进行研究，为今后玉门油田鸭西区块钻井提速提供宝贵经验。

1 制约钻井提速因素

（1）地层可钻性差。地质构造复杂，下沟组地层存在含砾不等粒、砂岩不等厚互层，局部地区存在“ 逆断层”。

（2）地层倾角高，直井防斜困难。白杨河以下地层普遍地层倾角较大（11°～35°），直井防斜存在极大困难，很容易产生井斜。

（3）易发生事故复杂。二开裸眼井段长，钻井液密度偏高；白杨河组棕红色泥岩易缩径；下部中沟组存在高压水层及地层不整合面易垮塌；目的层下沟组地层岩性致密，井眼扩大率小。

2 钻井关键技术

针对上述技术难点，从钻头优选、钻具组合优化、减摩减扭、井眼轨迹控制、钻井液体系优化、事故复杂防控等开展技术研究，形成玉门油田鸭西区块钻井提速关键技术。

2.1 钻头优化改进

玉门油田鸭西区块中下部地层软硬悬殊，交互剧烈，硬夹层多，前期试验过牙轮PDC 混合钻头，由于性价比不高未能推广。在这种复杂地层快速钻进，钻头受各种因素影响侧向力方向和大小均飘忽不定，极易引起PDC 钻头早期失效而频繁起钻更换钻头[8]。因此需从钻头稳定性和攻击性进行改进。

2.1.1 稳定性优化

2.1.1.1 非等圆周分割刀翼的设定 非等圆周分割刀翼设计（见图1） 可以解决井底产生周期性振动的概率，规避钻头发生回旋工况。降低钻头的侧向冲击载荷，从而提高钻头的稳定性。

图1 刀翼设计

2.1.1.2 切削结构的设定 施工中由于地层破碎性高，PDC 切削齿吃入地层不均，不适当的切削结构会致使钻头与地层产生较大幅度的不均反扭（某一刀翼过深切入地层，而其他刀翼吃入较浅而发生打滑），故在破碎地层中PDC 钻头采用较大的锥部圆弧可增大布齿数量（见图2），锥部与地层接触面积增多，可避免切削齿受冲击过大而过早受损的不良现象。

2.1.2 切削角度的优化 PDC 切削齿空间角度的选择是非常重要的，不适当的角度会产生钻头早期失效或机速过低的情况。通过不断验证，将该角度进行了优化，从以往的18°～20°进行了适当的增大为23°～29°，实践证明，优化后的钻头机械钻速没有降低而使用寿命有了一定的提高，减少了起下钻次数，有效地缩短了钻井周期。

图2 载荷示意图

2.1.3 独特的后排齿设定 在内锥复合片后加装深度控制垫提高钻头的抗冲蚀能力，外锥部加装后排齿，可有效释放作用在钻头上的动能量作用于井壁，降低钻进中的反扭波动，提高钻头的动态稳定性。

2.1.4 抗研磨性能提升 针对致密泥岩研磨性较强的问题，采用专利切削齿，提高切削元件的抗研磨性能，减缓其失效速度，达到快速度，高寿命的目标。

2.1.5 防卡设计 针对地层失水严重导致井壁掉块，在钻头接头与冠部连接处容易堆积，形成掉块卡钻问题。采用在刀翼上开槽设计，能快速冲刷井壁掉块，有效解决卡钻风险。

2.2 提速工具

电动机、减摩减扭工具优选主要原则满足PDC 钻头高转速、克服地层倾角和降摩扭要求，通过提速工具优选形成推荐钻具组合。

2.2.1 螺杆钻具优选 玉门油田鸭西区块钻井提速主要井段为井深3 000 m 第三系以深地层，该地层适合PDC（牙轮）钻头钻进，但由于地层倾角大（一般在15°～35°），井斜控制困难，直井以往普遍采用降钻压吊打、改变钻具结构防斜，严重影响了钻井速度，甚至井斜超标时，须下入螺杆钻具纠斜，严重制约钻井提速。常规的塔式钻具、钟摆钻具等传统防斜钻具组合难以适应该区块快速钻井。

1.25°螺杆钻具能克服地层倾角影响，目前主要应用预弯曲动力防斜打快技术，在加快钻井速度的同时,也确保了井身质量。螺杆优化优选目前主要使用等壁厚螺杆和高效能长寿命螺杆，使用至200 h 故障率很低，上部地层主要使用1.25°五头高速螺杆，下部地层使用1.25°七头高扭距螺杆，发挥螺杆特点，提高钻井速度。经现场试验优选出7LZ172-5T-1.25 型号螺杆（见表1），入井工作时间长，平均机械钻速高，能满足该油田提速要求。

2.2.2 水力振荡器 鸭儿峡构造白垩系中沟组、下沟组地层倾角大，井斜易超标；岩性致密，直井稳斜难度大；直井深部地层倾角大的井段滑动钻进出现定向托压的现象，影响工具面的稳定性和定向的连续性，为缓解托压现象和保证定向的连续性，水力振荡器通过自身产生的纵向振动来提高钻进过程中钻压传递的有效性和减少井眼之间的摩阻[9-12]，可以在所有的钻进模式中，特别是在有螺杆钻具的定向滑动钻进过程中改善钻压的传递，有效提高了定向钻井工具的工作效率（见图3）。

水力振荡器的兼容性及寿命：

（1）MWD/LWD 配合使用不会对钻头和钻具产生冲击破坏:温和蠕动，振幅3.175 mm～9.525 mm 振动加速度＜3 g。

（2）水力振荡器产生的压力脉冲不干扰MWD 的信号传输，可安放在MWD 仪器的上部或下部。

表1 常用螺杆型号使用情况统计表

图3 NOV 水力振荡器

（3）与钻头配合使用可以和牙轮钻头或者任何固定切削齿类型的钻头使用。不会对钻头的切削齿或者轴承造成冲击破坏；平稳的传递钻压，有效的延长PDC钻头的使用寿命，不会产生顿钻现象。

（4）寿命：与螺杆钻具相当，水力振荡器的寿命在200 h 以上。

水力振荡器的主要作用：

（1）缓解托压:轴向振动减少钻具与井壁间的不良摩擦，减少钻杆压缩量，钻压有效传递，大大减少滑动钻速和复合钻速之间的差异。

（2）减少黏滑:转盘钻进减少黏滞滑动，减小钻具的横向振动和扭转振动，降低钻头损坏，提高机械钻速。

（3）易摆工具面:定向钻进与导向马达之配合，防止钻具堆聚，改善对工具面的控制，增强钻具的定向能力，增加机械钻速。

2.2.3 推荐钻具组合 φ215.9 mm PDC 钻头+φ172 mm螺杆（1.25°）+φ208 mm 稳定器+φ172 mmMWD 短节+φ172 mm 无磁×1 根+φ165 mm 钻铤×6 根+φ127 mm加重钻杆×16 根+φ172 mm 水力振荡器+φ127 mm 加重钻杆×2 根+φ127 mm 钻杆。

2.3 井眼轨迹控制

原则：全井使用PDC（牙轮）+单弯螺杆+稳定器+MWD 钻具组合复合钻进；中沟组为分界线，上部控制井斜和井底位移，下部控制地层方位稳斜钻进。

做法： 中沟组上部第三系地层控制井斜在2.5°以内，控制反向位移30 m～35 m；下部地层控制方位稳斜钻进，白垩系中沟组、下沟组地层，地层倾角大，实钻过程中地层自然增斜能力强，自然造斜方位60°～90°，井斜方位均难以控制，采用直螺杆“ 单2”钟摆钻具，直螺杆“ 单1”钟摆钻具钻进稳斜效果差，井斜微增趋于超标；常规单弯螺杆（1.25°）钻具滑动钻进，托压黏卡严重，工具面不稳定，井斜控制不理想；采用PDC（牙轮）钻头单弯螺杆（1.25°）配合NOV 水力振荡器，滑动钻进中工具面稳定，缓解了定向托压黏卡现象，井斜方位能得到有效控制；控制方位为自然方位的反向使用预弯曲动力钻具至完钻，跟踪测斜，根据井斜情况及时调整钻井参数控制井眼轨迹，保证了后期井身质量，加快了钻井速度。

2.4 钻井液体系优选

玉门油田鸭西区块优选阳离子聚合物钻井液体系[13]，钻井液维护处理采取“ 一强、三低”的原则。

（1）第三系地层保证低黏切、低固相、低失水和强抑制性，防止地层水化膨胀，预防井眼缩径。

（2）钻遇牛胳套-胳塘沟组与弓形山组交界面和柳沟庄与中沟组交界面时加强封堵，一次性投入1%～2%细目碳酸钙、2 %～3 %防塌沥青等处理剂，提高地层的承压能力，实现封堵裂缝防塌。

（3）进入中沟组地层后及时提高钻井液密度，防止地层出水，保持合适坂含，保持大、小阳离子的加量浓度，加大沥青和封堵剂的加量，封堵泥岩地层微裂缝防止坍塌，严格控制HTHP 失水，提高钻井液的抗温能力。

（4）进入下沟组保证低失水、低固相、低坂含和强抑制性，保证阳离子的正电性及润滑性，提高钻井液的抗温能力，确保优良的钻井液体系。

钻井液配方（井段1 000 m～3 190 m）：0.3 %～0.5 %CHM+0.4%～0.6%NW-1（干量）+2%～4%HS-1+0.5%～1 %HS-2+0.5 %CaO+1 %～2 %稀释剂+1 %～2 %乳化沥青+0.3 %～0.5 %润滑剂+石灰石粉（适量）

钻井液配方（井段3 190 m～4 580 m）：0.3 %～0.5 %CHM+0.3 %～0.5 %NW-1（干量）+2 %～3 %HS-1+1 %～2 %HS-2+0.5 %CaO+1 %～2 %稀释剂+2 %～4 %乳化沥青+0.5%～4%膨润土+0.3%～0.4%CHM+0.4%～0.6%NW-1（干量）+2 %～3 %HS-1+2 %～3 %HS-2+2 %～3 %封堵防塌剂+0.5 %CaO+1 %～2 %稀释剂+0.5 %～1 %润滑剂+0.5 %NaOH+重晶石粉（适量）

主要特点：

（1）坂土含量、固相含量低，泥饼质量较好，再配合适量的润滑剂，摩阻系数一般情况下小于0.10，具有一定的防黏卡能力。

（2）大、小阳离子加量均衡，具有较强的强抑制能力，其井眼比较规则，具有较好的防塌能力。

（3）小阳离子含季胺基团，能够提高钻井液矿化度，具有很强的抗盐能力，柳沟庄地层含石膏，该层位钻进时，性能稳定。

（4）阳离子钻井液抑制和抗污染能力强，流动性好，阻力小，易开泵，钻井液排放量小。

（5）目的层井段的钻井液密度一般在1.45 g/cm3～1.55 g/cm3，密度偏高，控制钻井液API 滤失量小于4 mL，含砂量小于0.3 %，有利于快速钻进，缩短对储层的浸泡时间，保护油气层。

2.5 事故复杂防控

玉门油田鸭西区块上部地层有600 m～800 m 松散砾石层，极易发生漏、塌、卡、斜等井下复杂情况[14]。白杨河组及上部棕黄色、棕红色砂质泥岩水敏性强，易造浆、吸水膨胀使井眼缩径，柳沟庄组的膏泥岩极易对钻井液造成污染；柳沟庄组至中沟组的地层不整合交界面岩石破碎极易产生垮塌；下沟组地层岩性质硬，可钻性差，井壁较规则，井眼扩大率小，岩性吸水易剥落，极易发生掉块卡钻。为确保该地区钻井施工顺利，对复杂地层特点和已钻井的资料进行详细分析研究，探索出各层位的事故复杂防控技术。

2.5.1 牛-胳组、弓形山组地层 φ215.9 mm 井眼排量提高到35 L/s～38 L/s，提高环空返速，改变钻井液流型，配合低黏切保证钻井液对井壁的冲刷、清洗能力；适当提高井径扩大率，每钻进24 h 进行一次短起下作业，拉刮、修整、清洁井壁，保证井壁轨迹圆滑、起下钻畅通。

加足大阳离子、小阳离子，保证钻井液体系的正电性、包被能力、强抑制性、确保井壁稳定；控制坂土含量20 g/L～30 g/L，降低钻井液黏度切力，控制钻井液黏度50 s～60 s，切力1～2/2～4 Pa，提高钻井液对井壁的冲刷、清洁能力；适当加入HS-1，控制钻井液API 失水4 mL～6 mL，配合低黏切适当提高井径扩大率；及时补充防卡润滑剂、沥青、冲生石灰维持[Ca2+]含量，改善泥饼质量。

2.5.2 白杨河组上部软泥岩 φ215.9 mm 井眼保持排量在35 L/s～38 L/s 钻进，进一步提高环空返速增强冲刷能力；短起下每24 h 进行一次，长短结合，短起进入弓形山组、长短起至牛-胳组，修整拉刮井壁保证起下钻井眼畅通；增加划眼次数，单根打完划眼3 次以上，适当增加井径扩大率。

适当提高钻井液密度至1.35 g/cm3～1.38 g/cm3，提高物理支撑能力，防止白杨河软泥岩缩径；加入HS-1/HS-2，逐步降低API 失水至5 mL 以下，并加入白沥青、低渗透封堵剂、细目碳酸钙、乳化沥青等处理剂，加强封堵、改善泥饼质量，防止白杨河上部强水敏性泥岩缩径。

2.5.3 白杨河组下部泥岩、柳沟庄组、中沟组不整合交界面地层 φ215.9 mm 井眼降低排量至30 L/s～35 L/s，减少对该井段的冲刷能力，保持较低的环空返速，提高钻井液的切力、通过改变钻井液流型来携带岩屑，维持井壁稳定；同时适当减少短起下次数（每48 h 进行一次）及短拉长度，给优质泥饼的形成留出更多的时间，但要通过短拉，将不稳定的井壁掉块去掉并循环带出，形成稳定的井眼；每次起钻前要打加入了防塌、封堵材料的封闭浆，防止掉块堆积造成起下钻阻卡。

提高钻井液密度至1.45 g/cm3～1.55 g/cm3的设计上线，提高物理支撑力，保证防塌能力，增大静液柱压力平衡中沟组高压层，防止地层出水；加大大、小阳离子及CaO 的加量，突出阳离子钻井液的强抑制能力，强化泥饼质量，加入HS-1/HS-2，逐步降低API 失水至4 mL 以下，HTHP 滤失量≤15 mL，并加大沥青类、细目碳酸钙、低渗透封堵剂等处理剂加量，加强封堵，防止该段破碎带地层、强水性泥岩发生掉块及垮塌；逐步提高钻井液黏度至80 s，提高钻井液的悬浮、携带能力，发生掉块时能够悬浮住防止掉块卡钻、携带出保证井眼清洁。

2.5.4 中沟组、下沟组地层 中沟组及下沟组下部地层可钻性差，井壁较规则，钻井液性能好的情况下井径扩大率低；地层掉块较硬，在规则的井眼与钻头、稳定器位置容易形成掉块卡钻。

每次钻进期间第一次向上活动钻具时，钻压扭矩释放，再停转盘试起，进行微操作、精细化操作；遇到阻卡，反向活动钻具至钻具能安全活动井段，再试着通过阻卡位置；钻进期间多划眼，修整好井眼，尽量保证适当的井径扩大率，并清理井壁棱角、掉块；起钻前打入加了防塌、封堵材料的封闭浆，封闭该井段及上部的易塌井段。

φ215.9 mm 井眼长裸眼井段，钻井液保持适当的黏度（60 s～70 s）、切力以保证钻井液的携砂、悬浮性能，降低岩屑滑脱下行速度，防止掉块沉积在钻头、稳定器位置；强化钻井液的强抑制、防塌、封堵能力，加入适量的润滑剂，保证钻井液的润滑性预防黏卡。

3 现场试验

3.1 总体应用情况

从钻头优选、钻具组合优化、减摩减扭、井眼轨迹控制、钻井液体系优化、事故复杂防控等开展技术研究，形成玉门油田鸭西区块钻井提速关键技术。先后完成了鸭儿峡鸭西区块6 口井施工，共节约周期193 d，其中2 口井创鸭西区块同类型井钻井技术指标，首次钻井周期突破50 d。通过该油田钻井提速关键技术研究和现场试验，形成了一整套深井钻井工艺技术，有效预防了事故复杂，提高了钻井速度，取得了较好的经济效益。

3.2 鸭西1-31 井应用情况

鸭西1-31 井是酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷鸭儿峡鼻状构造上布置的一口开发井，井型为直井，完钻井深4 585 m，完钻层位白恶系下统下沟组K1g0。

井身结构：φ311.1 mm 钻头×1 000 m+φ244.5 mm表层套管×999.75 m+φ215.9 mm 钻头×4 585 m+φ139.7 mm油层套管×4 583.96 m

施工简况及成绩：该井表层φ311.1 mm 井眼，从井口开始使用预弯曲动力钻具防斜打快技术，表层完钻井深1 000 m。钻井周期3.46 d，平均机械钻速22.9 m/h，24 h 进尺440 m 均创区块最高纪录。

该井二开φ215.9 mm 井眼，常规钻具钻至井深1 016 m 打够稳定器位置，更换PDC 钻头配合预弯曲动力钻具防斜打快（3 036 m～4 337 m 井段使用NOV水力振荡器） 技术至完钻，1 016 m～3 036 m 井段实现一趟钻单支钻头进尺2 020 m，创区块最好纪录。该井平均机械钻速7.19 m/h，钻机月速2 388.02 米/台，钻井周期49.87 d，完井周期7.63 d，刷新玉门油田鸭西区块同类型井钻井技术指标。

4 结论及认识

（1）优化后的PDC 钻头提高了稳定性和攻击性，机速高，进尺多，单只PDC 钻头单趟进尺高达2 020 m。

（2）优选高效能长寿命螺杆和NOV 水力振荡器提速工具，同时采用井眼轨迹控制技术，既保证了井身质量又加快了钻井速度，建议在该区块推广使用。

（3）通过基础技术研究和现场试验，形成了一套适用于该油田优快钻井技术系列，提高了钻井速度，降低了事故复杂，成功推动了玉门油田鸭西区块钻井配套技术的完善升级。