梁751区块优快钻井技术研究与应用

康厂 王伟

摘 要：梁751区块目的层为沙四上纯下亚段、完钻层位纯下亚段，平均设计井深为3 600 m，井眼轨迹采用三段制设计，稳斜段长达1 400 m，施工难度较大。同时，本区块地层为高压低渗，临井施工过程中发生盐水侵、油气侵等复杂情况，固井质量难以有效保证。针对以上情况，通过优化轨迹设计，细化钻井液施工方案，优选钻具组合及钻进参数，达到了提速提效的目的，同时有效地保证了固井质量，为后期压裂投产施工打下良好的基础。

关键词：高压低渗;井眼轨迹;钻具组合;钻进参数;优快钻井

中图分类号：TE243文献标识码：A文章编号：1003-5168（2020）17-0123-04

Research and Application on High Quality and Fast Drilling Techniques of Liang-751 Block

KANG Chang1 WANG Wei2

（1. Shengli Oil Field New Energy Development Center，Dongying Shandong 257000;2 Shengli Oil Field Petroleum Engineering Supervision Center，Dongying Shandong 257055）

Abstract： The target formation in liang-751 block is the upper pure lower sub-member of ES4 and the lower pure sub-member of drilling horizon， the average designed well depth is 3 600 m， the trajectory of the wellbore adopts a three-stage design， the stable inclined section is 1 400 m long， the construction is more difficult. At the same time， the formation of this block is high pressure and low permeability， salt water invasion and oil and gas invasion occur in the process of adjacent well construction， so the cementing quality is difficult to guarantee. In view of the above situation， through optimizing trajectory design， refining drilling fluid construction scheme， optimizing Bha and drilling parameters， the goal of increasing speed and efficiency is achieved and the cementing quality is effectively guaranteed， it lays a good foundation for later stage fracturing operation.

Keywords： high pressure and low permeability;well trajectory;Bha;drilling parameters;fast drilling

梁751區块位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷西南坡南端梁751块，本区块钻遇地层自上而下依次为：第四系平原组;上第三系明化镇组、馆陶组;下第三系东营组、沙河街组（沙一段至沙四段），梁751区块油藏类型为受构造控制的特低渗透岩性油藏，原始地层压力46.56 MPa。由于本区块布井为丛式井组，井深达到3 600 m，井眼轨迹设计稳斜段较长，同时本区块钻进过程中发生过油气侵和盐水侵等复杂情况[1-3]，给钻井施工带来很大的挑战，固井质量难以保证。

1 井眼轨迹控制难点分析与优化方案

1.1 设计概况

梁751区块位于济阳坳陷东营凹陷利津洼陷西南坡南端梁751块，本区块目的层为沙四上纯下亚段、完钻层位纯下亚段，钻探目的是开发梁751井区沙四段特低渗透岩性油藏。自上而下来看，本区块钻遇地层依次为：第四系平原组;上第三系明化镇组、馆陶组;下第三系东营组、沙河街组（沙一段至沙四上）地层。

梁751区块采用三段制轨迹设计，井深比较大，达到3 600 m，同时造斜点较深，稳斜段能达到1 400 m。定向施工中，开始造斜时不易起井斜，稳斜段较长，不易稳斜、稳方位。同时，后期不易调整、控制轨迹，导致定向施工困难，影响钻进时效[4-8]。

1.2 井眼轨迹控制难点

1.2.1 直井段防碰严峻，控制难度大。梁751区块丛式井组井数较多，同时都面临着直井段防碰的要求，所以就不能仅仅按照防斜打直要求来施工，邻井直井段轨迹直接影响施工井的轨迹，给直井段施工带来困难。

1.2.2 井眼轨迹控制难度大。三段制设计稳斜段较长，五段制设计要求降斜至0°，同时由于邻井防碰的严峻要求，井眼轨迹要及时调整，导致井眼轨迹控制的难度加大。

1.2.3 井眼轨迹设计复杂，容易形成岩屑床。本区块井眼轨迹设计复杂，井眼不易清洁、摩阻扭矩相对较大且预测困难，较大的摩阻扭矩极易导致井下事故，同时也容易引起测井仪器下入困难。

1.2.4 本区块井深超过3 600 m，钻遇地层较多。该地区地层夹层多，钻头、钻具易磨损，同时，在钻遇致密泥质岩时极易导致钻头水眼堵塞，造成钻头泥包，极大地影响了正常的钻进施工。

1.2.5 五段制轨迹降斜控制困难。五段制轨迹设计降斜点一般为2 900 m，这就大大增加了降斜控制的难度，导致定向施工的困难。

1.2.6 稳斜段较长，稳斜施工不易控制。三段制设计中，如果后期稳斜段复合钻进趋势变化大，轨迹调整极其困难，从而影响井眼质量及钻进效率。

1.3 优化技术方案

针对以上难点，根据以往该区块钻探经验，本井施工过程采用如下几项技术方案。

1.3.1 优选钻头。针对该区块的地层条件，同时根据轨迹控制的需要，使用三刀翼PDC钻头，在沙三下使用五刀翼PDC钻头，以增加耐磨性，延长使用时间。

1.3.2 优选螺杆钻具。在该井井眼轨迹控制施工过程中，为了有效调整轨迹参数，选取了比设计造斜率稍大的单弯螺杆钻具。本区块轨迹设计最大造斜率为15°/100 m，因此选择1°30′的螺杆钻具。这样可以更加主动地应对实际钻进过程中遇到的问题，使实钻井眼轨迹按照预先设计的轨迹行进。

1.3.3 直井段使用无线测量仪器对井眼轨迹进行测量和控制。由于本井造斜点靠下，开始造斜时不易起井斜的状况，同时存在直井段临井防碰的要求，人们需要在直井段钻进的过程中对直井段轨迹进行控制调整，以利于定向施工。因此，二开后直接投入无线测量仪器，随时对直井段进行监控，同时根据井眼轨迹设计，对直井段进行调整和控制，也为以后的定向施工打下良好基础。

1.3.4 优化钻具组合及钻进参数。依据本区块设计特点，为提高稳斜段稳斜效果，采用单弯双稳钻具结构，其钻具组合如下：215.9 mm PDC钻头+172 mm有扶单弯动力钻具（1.5°）+431×410回压凡尔+210 mm扩大器+127 mm无磁承压钻杆+MWD悬挂+加重钻杆+钻杆。这样有效地保证了稳斜段钻进效率和稳斜效果，提高了井眼质量和钻进时效。

1.3.5 加强监测，合理施工。及时监测钻井液性能，根据实钻工况及时调整维护，保证钻井液润滑性，提高井壁稳定性及携岩效果。施工中及时进行短起下钻，长短结合。造斜、扭方位的井段要及时进行短起下钻，修复井眼，保持井眼畅通，从而达到携岩、净化井眼的目的。

1.3.6 优化防碰技术措施。本区块井网密集，防碰工作相当严峻。由于井组内井眼间距小、轨迹精度要求高、防碰控制严峻，直井段要实时监控，随时根据邻井轨迹进行调整，斜井段要做好绕障与防碰工作。本研究采取了以下防碰措施。

1.3.6.1 直井段。丛式井井距很近，直井段钻进时加强观测，密集测斜，根据邻井轨迹控制待钻井轨迹。同时，根据当前直井段轨迹，及时预算待钻井眼轨迹，及时调整直井段轨迹，为后续施工提供良好的保障。

1.3.6.2 斜井段。对存在防碰问题的井，必须严格控制其井身轨迹，以便给后期待钻的相邻井提供足够的防碰空间（先期施工的井必须严格按照设计要求控制）。

2 钻井液施工难点与控制措施

2.1 钻井液施工难点

一是井眼缩径。明化镇底部与馆陶组中上部地层，施工周期长，易吸水膨胀缩径。二是井壁不稳定。沙河街组，泥岩垮塌掉块严重，药品选择和搭配维护好井壁是难关。三是易黏卡。井眼轨迹设计复杂，稳斜段长，要做好钻井液润滑与施工的顺利配合。四是钻井液性能维护难。本区块存在油气侵、盐水侵等复杂情况，且岩屑携带困难，易磨细，造成低黏切维护难且糊井眼。五是本井轨迹不易控制，滑动钻进过程中，如何保证钻井液润滑性能，以利于定向施工。

2.2 钻井液施工措施

对于二开井段410～1 500 m，本階段的主要任务是严格控制钻井液固相含量，保持低黏切低固相性能，配合高钻头压降，实现最大限度的快速钻进及井眼清洁。将一开钻井液稀释并减少容量，1 t CaCl2配溶液备用。使用一开钻井液吊打钻进出表层套管80 m，排量为1.6 m3/min，保护好套管鞋。随后将配制的CaCl2溶液配合清水补充至钻井液中，加速固相聚沉，使钻井液尽快达到低黏切低固相性能状态。钻进期间，开钻后按每100 m进尺200 kg的加量补充CaCL2，漏斗黏度控制在30～33 s。

钻进期间确保设备正常运转，施工连续，避免定点循环或中途起钻，如遇有特殊原因起钻，应使用老浆封下部井段。1 500～2 800 m适度控制滤失量，进一步提高钻井液抑制性能，保持井眼清洁及快速钻进。定向钻进及稳斜钻进过程中，根据摩阻扭矩变化情况，适当添加油基润滑剂-2，降摩减扭，防止黏附卡钻。钻进过程中按设计配方加入各种钻井液材料，并根据实际消耗情况及时补充，维持处理剂的有效含量。

钻进过程中，视井下具体情况，及时进行短起下钻作业，确保所钻井眼畅通。距离钻头800、1 100、1 400 m，接210 mm扩大器扩明化镇组至东营组地层。本阶段主要任务是实现本井复合盐钻井液体系转型，确保井壁稳定、防油气侵、防漏，保护好油气层。钻进期间严格控制循环量，2 080 m后开始转化为复合盐封堵防塌体系钻井液。钻进过程中逐步补充KCl及NaCl，达到设计要求含量。本段地层钻进过程中注意防塌，保持钻井液的较强抑制性，同时加入封堵防塌类处理剂对地层进行有效封堵，防止塌陷。

钻进过程中，要注意观察井口返浆情况以及振动筛上的岩屑返出量、岩屑形状的变化，及时调整钻井液密度、黏度等性能指标，使其达到设计要求，提高钻井液的悬浮、携带岩屑能力，防塌防油气侵，确保正常钻进。要确保钻井液性能稳定，提高钻井液抗油气污染能力，如遇到油气显示活跃、压力系数高、钻井液流变性能变差等情况，加入降黏剂改善钻井液流变性能。进入目的层井段后，为确保施工安全，每次起钻前要确定井下油气层的压力情况，搞好短起下钻，测量循环周，确定油气的上窜速度在安全范围内，方可起钻。要注意控制起下钻速度，避免因压力过高引起井漏，起钻按井控标准灌好钻井液，防止拔活塞造成拔塌井壁或抽吸井喷等复杂情况发生。

3 固井施工难点及方案优化

3.1 固井施工难点

梁751区块井眼轨迹复杂，井深较大，定向段较长，滑动钻进比例较大，井径不规则，同时套管不易居中，影响顶替效率，钻井液在顶替过程中容易发生窜槽，无法保证水泥环胶结质量。

钻进过程中发生油气侵、盐水侵等复杂情况，存在显示异常活跃现象，钻井液含油比例高，与水泥浆相溶性差，且含油层段间隔长，保护油气层要求高，使水泥浆失水、自由水、流变性、相溶性、稠化时间等必须满足固井现场施工要求，增加了水泥浆体系配方难度。

由于钻进过程中，大量惰性材料附着在井壁上，固井过程中滤饼难以清除，二界面固井质量难以保证。梁751区块油藏类型为特低渗透岩性油藏。主要目的层油层多且各层间隔大，封固段较长，从而导致不易保证固井质量。

该区块沙四上纯上亚段为主力目的层（井底100～300 m），岩性砂泥互层，存在盐水侵和油气侵等复杂情况;后期稳斜段井眼质量与钻进速度存在矛盾;五段制井眼且较深（一般完井在3 500 m左右）;后期开采前先压裂，对固井质量要求高。

3.2 固井方案优化措施

针对以上难点，本区块固井施工采用了如下几项技术方案。

3.2.1 两个浮箍之间加入1根套管（尽量长套）。过去固井协调会发现，有的井直接采用两个浮箍串联的情况或者仅加入一根短套管在浮箍之间;大多数生产井的主要产层皆在井底几十米处，固井胶塞下行过程中刮下的混浆（泥浆和水泥浆）容易进入主要产层，造成固井质量不好。井深接钻进过程中，人们要视井下具体情况，及时进行短起下钻作业，确保所钻井眼畅通。

3.2.2 做好同甲方和施工方沟通。去现场共同了解情况，同时提出技术方案并针对特点进行小范围试验整改。监督和建议甲方在固井公司开完井会，结合固井公司意见，单独为区块进行水泥混灰，经过两次调整水泥浆体系配方，水泥量建议返到井口再减少一车，目前效果良好。

3.2.3 集合专业技术优势。监督小组由定向、固井、钻井三个专业技术人员组成，针对区块五段制井眼及钻井、固井现场，加大监督力度，在三者必到的前提下，每口井定向增斜及降斜钻进时，到现场进行井身轨迹检查监督，重点环节，从通井就开始驻人直至固井作业完成，提高了区块工程质量。

3.2.4 严格控制尾浆数量、稠化时间、入井密度。主要是尾浆，通过控制返高达到压稳的目的。可限定主要封固段用G韧，密度为1.98～2.00 g/cm3;油顶以上100～200 m用G降，密度为1.80～1.90 g/cm3;至井口用G油粉，密度为1.65～1.50 g/cm3。现场施工水泥浆密度上下浮动不超过0.03 g/cm3，保证均匀稳定。根据实际施工时间，尾浆稠化时间附加15～30 min，即候凝60～70 min达到稠化，G降水泥的静胶凝强度（48～240 Pa）过渡时间要大于120 min。在此基础上，应尽量提高水泥浆触变能力。

3.2.5 灵活确定水泥返高。现场钻进过程中，有的井存在漏失情况。通过与东胜公司及固井公司协调会议定，固井实际水泥返高低于设计，确保固井过程中不发生漏失，影响固井质量。

3.2.6 根据该地区实际情况，监督提出设计中的管外封隔器可以不使用，通过体系压稳及现场措施的严格监督执行来提高固井质量，樊107断块每口井工具费用节约10多万元，累计节约费用140余万元。

4 现场应用情况

优化技术方案后，钻完井周期缩短，如图1所示。梁751区块应用复合盐钻井液体系，取得良好的效果，有效保证了井眼质量，同时为后期完井作业打下良好的基础。针对梁751区块油气侵的状况，钻进油气层前200 m，提前逐步提高钻井液密度至1.35 g/cm3，从而有效预防油气侵，达到提高钻进效率的目的。采取以上固井优化措施后，本区块固井优质率提高至75%。

5 结语

梁751区块井眼轨迹控制难度大，为确保工具造斜能力和定向一次成功，宜采用大角度单弯螺杆钻具造斜。施工时，严格控制造斜率，保证电测的顺利进行以及大尺寸套管顺利下入。为避免在大井斜条件下钻进，出现钻柱吸附卡钻，宜采用加重钻杆替代钻铤，可满足钻机负荷提升;用斜坡钻杆可减少钻具摩阻;增加钻井液排量及钻井液环空返速，辅之倒划眼和短起下钻，可有效清洁井眼。同时，根据井下情况，及时搞好短起下钻。

通过优化井眼轨迹、高精度轨迹控制技术措施，该井的钻进效率有效地提高，为以后该区块的施工提供经验积累。优质的钻井液性能，可以保证本井钻进的顺利进行，有效地防塌、防粘、防漏等，同时对后期完井作业施工打下良好的基础。本区块后期采用压裂投产，对固井质量要求很高，通过提高固井质量，有效保证了后期顺利投产。

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