杨税务潜山超深超高温井安全优快钻井技术

马鸿彦 郑邦贤 陈景旺 郭劲松 宋晓健 李和清

中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司

华北油田廊固凹陷河西务潜山构造带杨税务潜山圈闭的奥陶系潜山储层是典型的破碎性储层［1］，是目前渤海湾盆地最深、温度最高、最复杂的碳酸盐岩潜山油气藏。第1口潜山探井AT1井酸压后试油日产气 41 万 m3，日产油 71 m3。AT2、AT3井均获高产工业油气流，进一步展示了该区块规模资源前景。但是该区块地层岩性变化剧烈，储层深埋5 200 m以上，温度超过180 ℃，在前期施工过程遇到井喷 (超出钻台 1～8 m)、气侵点火 (10～15 m)、井漏、卡钻等复杂工况［2］，同时，钻进过程中存在托压、机械钻速低、钻井液高温失效及随钻测量仪器故障率高等难题，严重制约了钻井时效。为此，在分析已完井钻井难点的基础上，结合区块地层岩性特点，通过优化钻井设计、优选钻具组合、设计抗高温钻井液等措施，形成安全、快、优钻井技术，为该地区及同类型井安全、提速施工提供借鉴。

1 钻井技术难点及对策

据岩屑、成像测井等资料分析，杨税务潜山奥陶系主要发育孔隙型、溶蚀微裂缝型及微裂缝孔隙型储层［3］。钻遇地层的特殊岩性为玄武岩、膏泥岩、火成岩、砾岩、煤层及白云岩。储层岩性主要为泥晶灰岩、泥粉晶云岩两大类。地层平均地温梯度2.91 ℃/100 m［4］。

1.1 钻井技术难点

(1)地质环境复杂，井眼轨迹控制难度大。受地层特殊岩性及井下复杂工况(漏、喷、卡、塌及气侵)的影响，井身结构与井眼轨道设计困难。长裸眼段造成的周期性的托压现象，导致工具面变化幅度大，影响造斜效果。

(2)地层岩性变化剧烈、可钻性差，机械钻速低。钻遇地层所含燧石、石英质砾岩夹层、大套玄武岩等对钻头磨损严重。前期WX4井在3 415～4 998 m井段共消耗22只钻头，全井平均机械钻速1.15 m/h，钻头选型困难。

(3)高温下钻井液体系性能不稳定。基础材料(膨润土)在高温下钝化，易出现降黏或突然增稠现象，处理剂在高温下降解、失效，使得体系发生变化，造成胶溶状态转换为悬浮体发生固液分离，失去携岩功能，多次出现高温固相沉积堵死螺杆故障。

(4)地层温度高，定向工具稳定性差、故障率高。目前，该区块使用的国内随钻测量仪器［5］，在温度超过150 ℃之后，经常出现使用时间短、稳定性差等问题；抗高温螺杆在循环温度140～180 ℃条件下工作20～40 h出现大量胶皮脱落，造成螺杆失效无进尺。由定向工具导致终止钻进占总故障率80%以上。

1.2 国内超深井提速现状

近年来国内深井、超深井多分布于新疆、四川等地区，所采用的提速工具及技术主要为常规提速工具(螺杆)，成本低，但橡胶件高温容易失效。旋转导向工具能有效消除托压问题，但全依赖进口且价格昂贵［6］。涡轮+孕镶PDC钻头不受高温影响，但对钻井泵要求高，泵压波动7～9 MPa［7］。扭力冲击器目前只能与常规钻具相配合使用［8］。同时，采用了大排量、大钻压、大扭矩等技术，这些技术虽然提速效果较好，但受到地层岩性、地面设备及井底超高温等条件限制不能应用于该区块。

为此，提出了以井身结构、井眼轨道优化为基础来降低全井轨迹控制难度，并在实际钻井过程中针对钻头磨损严重、机械钻速低及钻井液性能高温失效等问题，采取优化钻具组合及钻井参数、研制抗高温钻井液等对策。

2 关键技术及应用

2.1 井身结构与井眼轨道优化技术

该区块自上而下钻遇主要地层及岩性为：平原组(0～400 m)，黄土、流沙为主；东营组 (400～1 600 m)，砂泥岩互交、含砾砂岩；沙一—沙四段(1 600～4 400 m)，砂泥岩互交、玄武岩、膏泥岩、火成岩及砾岩；石炭系—奥陶系(4 400～6 500 m)，白云岩、灰质白云岩为主。前期常用井身结构见图1。图1(a)的井身结构裸眼段长达3 500 m以上，1 600～2 950 m为低压层，下部地层为高压层，钻井液难以维护，形成上漏下塌的复杂工况。钻遇下部地层时，提高钻井液密度，对上部地层钻柱造成压差托压现象，添加水力振荡器仍然托压350～400 kN，单次滑动钻进时间不能超过5 min，否则就会卡钻，调整轨迹所需进尺是正常情况的2～3倍。图1(b)采用尾管回接，增加了套管层序，5段制井眼轨道，造斜点3 500 m在玄武岩、泥膏岩层，调整井眼轨迹困难。图1(c)中4 610～6 174 m小井眼深部定向，钻遇高研磨、可钻性差地层，同时随钻测量仪器、螺杆及钻井液均受高温影响。图1(d)浅层大井眼定向，造斜率低，后期稳斜段钻遇玄武岩、煤层等复杂层位容易造成井壁垮塌、卡钻等复杂工况。

图1 井身结构示意图Fig. 1 Sketch of casing program

井身结构最终优化方案如图1(e)所示，采用四开井身结构，一开封固平原组上部流沙层，安装井口悬挂套管，确保井下安全；二开封固低压层，防止出现“上漏下塌”、卡钻等复杂工况，同时解决压差托压问题；三开封固岩性复杂地层，尾管坐进潜山地层，为低密度揭开潜山打基础；四开潜山储层专打专封。采用三段制轨道，轨迹控制井段选在3 100～3 400 m砂泥岩互层。

优化后的井身结构简化了套管层序，缩短裸眼段长度，简化井眼轨道，有效缓解了拖压现象。将提速难点段优化为自然降斜段，在进入超高温地层及入山前完成轨迹调整，为提速工具应用创造条件，同时避免了随钻测量工具、螺杆在超高温井段作业，降低了钻井液在超高温条件下因井眼轨迹调整具备润滑性的要求。优化后的钻井时效对比见表1。

表1 钻井时效对比Table 1 Comparison of drilling time efficiency

2.2 钻具组合及钻井参数优化技术

2.2.1 高效PDC钻头的设计与优选

(1) PDC+孕镶齿设计。单独的PDC钻头剪切性好，但在高研磨、可钻性差的地层使用寿命短，见图2(a)；单独的孕镶钻头抗研磨性好，但机械钻速慢，需要配合涡轮钻具使用，受限条件多，见图2(b)。因此，将PDC钻头的剪切性与孕镶钻头的抗研磨性相结合(图2(c))，在主切削齿中，有计划地摆放一些短基座切削齿，然后将孕镶齿暴露在外(图2(d))，当主切削齿损坏之后孕镶齿仍然可以继续钻进(图2(e))。

(2)专用定向PDC钻头优选。采用微螺旋浅内锥减震节5刀翼设计，提高工具面稳定性。超短保径，有效提高侧向力，缩短滑动进尺。优选高抗冲击T系列复合片高密度布齿，提高钻头抗冲击能力，增强钻头使用寿命。

2.2.2 钻具组合与钻井参数的优化

根据岩性特点与井眼轨道设计，对井底钻具组合与钻井参数进行优化。上直段采用0.75°螺杆+PDC(直5刀翼单排19 mm齿)，以大排量、高转速极限钻进为主；造斜段采用水力振荡器+1.25°单弯螺杆+定向PDC(螺旋5刀翼双排13 mm齿)，以缓解托压、提高造斜率为主；稳斜段采用1°单弯螺杆(等径双稳定器)+PDC(螺旋6刀翼双排16 mm齿)或扭力冲击器+PDC(螺旋6刀翼全双排13 mm齿)，通过控制钻压或辅助破岩工具提高机械钻速；超高温井段采用常规钻柱+多维冲击器+孕镶齿PDC，将随钻测量、螺杆去除，减小故障率，最大程度提高机械钻速。在Ø152.4 mm井眼，采用Ø101.6 mm+Ø127 mm复合钻杆，提高扭矩与钻压传递效率。

优化后在奥陶系井段(5 000～6 500 m)使用孕镶齿PDC钻头较之前平均机械钻速提高1～2倍，最高机械钻速3.82 m/h，单次入井进尺674 m，入井之后钻头损伤见图2(e)。

图2 孕镶齿+PDC钻头示意图Fig. 2 Sketch of impregnated tooth+ PDC bit

稳斜段钻进，在井段4 158～4 291 m使用扭力冲击器较使用螺杆的机械钻速高1～2倍，在井段4 291～4 444 m使用螺杆的机械钻速高于扭力冲击器。但上述井段与螺杆配合的PDC在出井之后磨损严重，表明在砾岩或玄武岩地层中使用扭力冲击器能很好保护切削齿，见图3。

图3 扭力冲击器+PDC与螺杆+PDC入井后对比Fig. 3 Comparison between torque impactor + PDC and screw rod + PDC after running into the hole

在AT4井4 098～4 480 m井段使用上述2种不同的工具，机械钻速与AT1井接近且出井之后的钻头磨损程度也相近。为满足井眼轨迹调整的需求，在A101井采用螺杆+扭冲+全双排齿PDC效果显著，但螺杆强度不够(轴断)；再次优化后采用水力振荡器+螺杆+全双排齿PDC组合，可以有效缓解托压、钻头过早失效等问题。

2.3 抗高温钻井液技术

钻井液在高温条件下应具备良好的携岩性、润滑性等特点以减少井底复杂工况。因此，对国内外钻井液抗高温降滤失剂(Driscal-D、SO-1、SMPC-Ⅲ、SMP-3、SMP-Ⅲ)、流型调节剂 (HE300、HB-1、HB-2)、膨润土等材料的抗高温流变性进行实验，并采用OFI高温高压流变仪进行井底情况模拟测试，结果表明：膨润土含量为4%时，在220 ℃、16 h后出现增稠现象；使用SMP-3、SMP-Ⅲ体系220 ℃、16 h优于SMPC-Ⅲ体系，不会出现碳化结块现象。最终优化配方为3%膨润土+0.2%NaOH+0.3%抗高温增黏降滤失剂DriscalD+0.3%腈硅聚合物降滤失剂SO-1+2%磺化酚醛树脂SMP-3+2%磺化沥青Soletx+1.5%提切剂HB-2+石灰石。

随着温度升高，对钻井液采用阶梯式维护模式。以胶液的形式添加SMP-3、Soletx、HB-2、SO-1、Driscal D及乳化沥青等材料。同时，最大限度地使用固控设备，降低钻井液劣质固相含量，改善滤饼质量，使滤饼厚度不大于1 mm，并从严控制钻井液滤失量，尤其是高温高压滤失，保证钻井液在高温条件下的稳定性［9］。

2.4 抗高温随钻测量脉冲发生器

随钻测量脉冲发生器油囊(橡胶材料)是核心部件之一，但在高温高压下油囊易产生鼓胀或破裂，导致随钻测量仪器信号中断。因此，将橡胶油囊结构设计为全金属结构，可抗200 ℃以上高温。在AT6井循环温度175 ℃累计使用200 h工作稳定，但超过175 ℃仪器整体稳定性降低。

采取优化措施后，全井平均机械钻速从前期1.15 m/h提高至8 m/h以上，钻井周期从371 d(WX井)缩短至108 d(AT501井)，平均钻井周期较前期已完井周期缩短50%。同时，采用简易控压技术防止井喷、气漏等事故，在某AX井气侵点火15次降低了井控风险。对煤层、炭质泥岩井段采取“进一退二、少打多划、稠浆裹带”等措施确保井下安全。

3 结论与建议

(1)通过优化钻井设计、优选钻具组合及钻井参数、设计抗高温钻井液并采用简易控压设备等措施有效解决了前期钻进过程中漏、喷、气侵等复杂工况，同时降低了井眼轨迹控制难度，使得该区块平均机械钻速提高1～2倍，为整个华北潜山及至整个潜山提速提供了借鉴。

(2)定向工具整体抗高温稳定性是目前无法突破的瓶颈技术，制约了该区块超高温水平井的规模性开发。

(3)下一步需要加强螺杆、随钻测量设备的整体抗高温性及抗高温随钻堵漏随钻测量脉冲发生器的研发力度，以适应更复杂的钻井工况。