渤中凹陷西南环深层探井钻井难点与技术对策

许杰 窦蓬 林海 祝国伟

1.中海石油(中国)有限公司天津分公司；2.海洋石油高效开发国家重点实验室

近年来，中深层油气资源勘探成为重点方向，全球新发现油气田不断向深层、深水发展，近10年来，深层油气资源在新增探明储量中占主体地位，小于4 000 m、4 000～6 000 m和大于6 000 m的层系石油和天然气探明储量分别占新增探明储量的33%、54%、13%和39%、40%、21%［1-2］。渤海油田渤中凹陷西南环勘探潜力巨大［3］，该区域中深层探井主要目的层位为潜山裂缝性气藏，其地质条件复杂，部分井段同一井眼需钻穿2套及以上压力系统，下部地层压力窗口窄，漏、喷、塌、卡等复杂情况时有发生；中深部地层富含砂砾，东营组钻遇火成岩，潜山地层发育花岗岩，岩石硬度大，可钻性差，研磨性强，钻头寿命短，机械钻速缓慢；裂缝性储层高温高压条件对钻井液耐温性和储层保护性能都提出了严格的要求；探井建井周期长，成本压力巨大。以上因素限制了渤中区域中深层的高效勘探开发，为此笔者对渤中区域中深层探井的作业难点进行了分析，并提出了相应的应对策略，在后续探井作业中进行了成功应用。

1 钻井难点

1.1 地层复杂多变

受渤海湾地质构造运动影响地层破碎，渤中凹陷由新近系明化镇组到古近系孔店组均有断层发育［4］，对钻井作业安全构成了严重威胁。渤中19-6已钻探井平均单井钻遇3个断层，渤中19-6-X1井钻探过程中发生失返性漏失，堵漏作业延误钻井工期；渤中19-6-X2井发生井漏后多次封堵无效，最终选择侧钻；渤中22-2-X井钻遇馆陶组断层，发生失返性漏失，降低密度后又出现井眼坍塌，反复处理无效后放弃主井眼。

受生烃作用及黏土矿物成岩影响［5］，渤中区域中深部地层发育异常高压，高压分布广泛，起压快，压力台阶多，过渡带不明显。渤中凹陷区域内沙河街组实测孔隙压力当量密度最高达1.70 g/cm3以上；BZ22-1-X井异常高低压层在同一井眼内，导致漏喷同现，处理难度大；CFD23-2-X井预测地层压力当量密度最高1.54 g/cm3，实钻达到1.71 g/cm3，导致井身结构设计不合理，存在井控风险；潜山压力成压机理复杂且为非常压地层，常规压力预测理论计算精度差，实钻过程中多次发生溢流进行压井。

以上作业难点带来以下问题：(1)井身结构设计难度高，考虑封隔必封点后没有备用井身结构应对复杂情况；(2)断层封闭性及压力系统的不确定性导致中完深度难以确定；(3)钻井液密度安全窗口窄，难以兼顾平衡地层压力和储层保护；(4)钻遇断层漏失风险高，发生漏失后堵漏难度大；(5)地层压力识别困难，地层含气量大，井控风险高，压井难度大。

1.2 深部地层可钻性差

渤中凹陷岩性复杂多变，常钻遇特殊岩性地层导致机械钻速缓慢，在明下段钻遇的塑性泥岩平均机械钻速不足2 m/h；馆陶组中下部钻遇厚层砂砾岩，钻头磨损严重；东营组钻遇火成岩，易垮塌、易漏失；孔店组钻遇大套砂砾岩，抗压实强度高达227.7 MPa，太古界潜山为致密花岗片麻岩，抗压实强度高达276 MPa，可钻性极差［6］。传统的提速思路与相应地层的匹配性不佳，导致各井段机械钻速无法得到充分释放(见图1)，严重影响了本区域的钻井效率。

图1 渤中19区域机械钻速统计Fig.1 Statistical ROP in Bozhong 19 area

1.3 轨迹控制与钻井提速难度大

随着井深增加，地质构造由简单到复杂，钻井难度不断增加，特别是在大倾角、陡构造、断层发育、地应力异常地层钻直井成为了技术难题，常规探井为了控制井眼轨迹，常使用塔式钻具组合、满眼钻具组合、钟摆钻具组合和高陡防斜钻具组合(常规马达+PDC钻头)进行作业，在防斜纠斜作业时，通常使用轻压吊打来保证打直，严重制约了破岩速度。

长期以来，渤海油田探井的主要钻完目的层为浅层，缺少机会梳理出一套针对于中深层探井的钻井提速提效技术体系，导致初期部分中深层探井作业时效偏低。2010年之后所钻的10口中深层探井，平均完钻井深4 094 m，平均钻井工期64.5 d，平均生产时效仅为71%，渤中13-1-A3井生产时效仅为46%。因此，发展适合渤海中深层探井的防斜打快技术体系迫在眉睫。

1.4 井壁失稳严重

渤中区域井壁失稳现象频发，主要表现为井壁坍塌，频繁憋压、阻卡、井漏［7］。上部井段坍塌主要由于软泥岩较为发育，井径扩大现象较明显。中深层岩性复杂，广泛存在硬脆性泥页岩，部分发育火成岩，此类地层存在裂缝、微裂缝，可钻性差，钻井液侵蚀后出现井壁坍塌，存在卡埋钻具隐患。深部地层因高压造成泥页岩、火成岩和砂砾岩层段坍塌压力高。大尺寸长裸眼段井壁失稳导致钻井起下钻阻卡、倒划眼困难等问题，钻井过程中憋压憋扭严重，也给电缆测井和下套管带来了一定的风险。

1.5 钻井液性能要求高

渤中区域探井井底温度最高可达200 ℃以上，常规钻井液体系随温度升高流变性能恶化，黏度、触变性能减弱，滤失量大幅度提高，将直接影响岩屑的悬浮与携带以及井壁稳定。在钻遇复杂地层时，如异常压力地层、破碎地层、盐膏岩等污染地层，要求钻井液具有适当的密度可调整空间，有较好的抑制性和抗滤失性［8］。同时，潜山储层的岩性、物性及孔喉结构等基本特征与沉积层砂岩储层特征有显著区别，是典型的裂缝-孔隙型储层，该类储层伤害因素主要是固液侵入、应力敏感性和水锁伤害，除酸敏较为严重外，碱敏、盐敏、水敏和速敏较弱［9］。因此要求钻井液在具有抗高温性能的同时也要兼顾储层保护性能。

2 主要技术对策

2.1 非标井身结构方案

现阶段，渤海油田的中深层探井一般采用直径Ø508 mm+Ø339.7 mm+Ø224.48 mm+Ø177.8 mm的4层套管井身结构［10-11］，采用Ø152.4 mm钻头钻探潜山储层后进行裸眼测试。但是这种井身结构没有多余的套管层级，抵抗风险能力较差，一旦出现复杂情况无法决定是否提前中完下入套管，往往导致情况进一步复杂。随着中深层勘探进一步加深，高低压层、断层、分层测试，主动的、被动的必封层逐渐增多，这套井身结构显得捉襟见肘。因此，在渤海油田作业实际的基础上，进一步探索了非标井身结构。其思路为：在确保满足地层评价要求的基础上，采用“非标井眼+随钻扩眼+非标套管”的方法增加1层套管层级。

非标井身结构采用的钻头-套管程序如下：一开Ø762 mm井眼下Ø609.6 mm套管，二开Ø457.2 mm井眼下Ø406.4 mm套管，三开Ø371.48 mm井眼下Ø323.85 mm套管，四开Ø285.75 mm井眼下Ø224.48 mm套管，五开Ø215.9 mm井眼下Ø177.8 mm尾管，六开使用Ø152.4 mm井眼钻探潜山。相较于常规井身结构，Ø371.48 mm井眼较Ø406.4 mm大尺寸井眼中完井深进一步加深，降低了下部作业压力；同时Ø406.4 mm和Ø285.75 mm井眼相较Ø406.4 mm和Ø311.15 mm井眼破岩的最小机械比能更小，机械钻速更快。在满足全井段多必封点需求的前提下，尽量缩短了建井周期。

2.2 高效破岩钻头及全井段提速技术

结合渤海油田渤中区域的工程地质特点，认为上部地层性质相对单一，井段长，可钻性较好，具备提速的基础条件；而下部地层及目的层可钻性较差，深井频繁起下钻严重耽误工期。所以提速的主要思路为：上部井段选用攻击性强的钻头，同时尽量释放钻具参数，提高机械钻速；下部井段提高单趟钻井进尺，减少起下钻次数，确保整个钻井作业的整体效率。

在该思路的指导下，改进了钻井工艺技术，形成了一套渤海中深层探井全井段提速技术体系。简述如下：Ø406.4 mm井段将常规的Ø244.48 mm马达变为Ø285.75 mm大尺寸等壁厚马达，本体刚性大幅提升，最大允许排量由4 000 L/min提升至5 000 L/min，保障了携岩效果，马达头数由3∶4变为7∶8再变为5∶6，在转速和输出扭矩上取得良好平衡，输出扭矩由10 kN · m提升至18 kN · m［12］，区域内最高机械钻速可达100 m/h以上；Ø311.15 mm井段使用PowerV+Vortex的垂直导向钻井技术，由传统的控制参数轻压吊打转变为释放参数快速钻进，可用钻压极限从60 kN提升至80～120 kN，破岩效率显著增长［13］，该井段最高平均机械钻速可达40 m/h以上，Ø215.9 mm井段采用复合冲击器与专用PDC钻头一体化设计的新型提速工具［14］，将钻井液水力能量转化为高频的周向冲击和轴向冲击，破岩效率得到提升，机械钻速提升至20 m/h以上，单趟进尺最多可达1 200 m以上；Ø152.4 mm井段选用扭转冲击工具［15-17］，给钻头增加周向上的高频冲击力，使钻头和井底能始终保持连续的高频切削，大幅度提高剪切效率，消除黏滑现象，延长了钻头寿命，提升了潜山硬地层的机械钻速。

针对馆陶组底砂砾岩易崩齿，东营组、沙河街组地层灰岩含量高导致的钻头破岩效率低、钻头寿命短的缺陷，根据地层岩石力学参数和钻井参数、钻头磨损、地层岩性等因素相配合［18-19］，选用新型3D钻头齿，金刚石片厚度提高30%以上，热稳定性和抗研磨性能显著提高，特殊的金刚石层结构增强了钻头齿抗冲击性能，减少了崩齿情况发生；针对潜山花岗岩地层选用攻击性较强的忍者齿，通过“楔入”地层使岩石产生体积破碎，提高破岩效率，钻头齿采用4象限受力模式，抗冲击性较常规复合片提高80%，通过优化内排齿间距及水力结构，降低了钻头掏心的发生概率(见图2)。进一步根据大数据思维建立中深层机械钻速预测模型对钻头破岩效果开展评价［20］，持续优选破岩钻具，兼顾破岩效率和钻头寿命，达到全井建井效率最大化的目的。

图2 潜山段钻头持续改进优化Fig.2 Continuous improvement and optimization of the bit for drilling buried hills

2.3 抗高温无固相钻井液体系

针对潜山地层储层保护难度大、钻井液抗高温性能要求高的特点，研发出一套抗温无固相甲酸盐钻井液体系［21］，并且通过对配方的持续改进，将体系的抗温极限提升至200 ℃以上。该体系主要是由高分子聚合物、甲酸盐及其他化学处理剂构成。采用甲酸钾盐水作为基液，最高加重极限可达1.54 g/cm3，满足潜山钻进及井控密度要求。通过钾离子交换和镶嵌，削弱了黏土水化膨胀能力，进一步提高了井壁稳定性。

面对渤中19-6区域井底高温对钻井液性能挑战，研发了抗高温增黏提切剂HT-A，与现有的PFPAC和PF-XC-H相比，HT-A抗温性能可达200 ℃以上，可以满足高温条件下黏土颗粒在胶体体系中的稳定性。同时，为使无固相甲酸盐钻井液体系在高温条件下具有良好的流变性能，通过长链磺酸、疏水单体、纤维和交联剂共聚反应研制成抗高温流型调节剂HT-B，与现有的PF-VIS或者PF-VIF常规提黏剂相比，抗高温性能可以达到200 ℃以上，满足高温条件下钻井液体系的沉降稳定性和携岩能力。基础配方为：海水+0.2%烧碱+0.3%纯碱+1.5%HTA+1.5%HT-B+1%UHIB聚胺+HCOOK(加重)

开展室内评价性实验，测定180、190、200 ℃下体系基础性能如表1所示，可看出与老化前钻井液各项基础指标对比，体系在测定温度下高温老化16 h后，YP值稳定在10～11 Pa，FLAPI稳定在4.2～4.4 mL，性能变化较小，实验结果表明该体系封堵性能好。

180 ℃下热滚24、48和72 h后流变性能见表2，可以看出，48 h能够基本保持较稳定状态，超过72 h后，出现部分破胶，黏度略有降低。一方面，钻井过程中可通过补充抗温材料以保持体系的稳定性；另一方面，当作业结束后，钻井液在井底静止时会随时间延长而逐渐自动破胶，裸眼完井可不进行人为破胶，储层保护效果更好。

采用岩屑热滚回收率和页岩膨胀率作为性能指标评价其抑制性能，从表3实验结果可知，岩屑滚动回收率为92.5%，页岩膨胀率仅为7.3 %，说明钻井液能够较好抑制潜山岩屑和井壁水化分散、膨胀，有利于稳定井壁和保护储层。

表1 钻井液体系在不同温度下老化性能对比Table 1 Aging performance comparison of drilling fluid system under different temperatures

表2 钻井液体系高温老化实验结果Table 2 High-temperature aging experimental results of drilling fluid system

动态污染实验评价了抗高温无固相钻井液渗透率恢复值，由表4可以看出，岩心污染后渗透率恢复值高达88.33%，切片后渗透率恢复值达93.33%，体系对低孔低渗储层具有很好的油气层保护效果。添加聚胺UHIB后界面张力由26.84 mN/m降低至2.61 mN/m (降低90%以上)，水锁伤害低。

表3 钻井液体系抑制性评价Table 3 Inhibition evaluation of drilling fluid system

表4 岩心渗透率恢复值实验结果Table 4 Experimental results of core permeability recovery

结合实际应用情况，不断地对配方持续改进，优化添加剂的性能，现有配方已经能满足200 ℃以上温度条件下的7 d以上的稳定时间。改进后的配方为：0.3%NaOH+0.3%Na2CO3+0.5%DFL200 (提黏剂)+1%DFL180 (降滤失剂)+1%PF-SATRO-1 (防水锁剂)+HCOOK。

2.4 精细压力控制钻井技术

由于潜山地层压力的不确定性，钻井液密度难以选择：若选择高密度钻井液，可以保障地层流体不侵入井筒内，但不利于发现油气层甚至存在伤害储层的风险；若使用低密度钻井液，一旦钻遇高压气层，井底压力无法维持平衡，面临小井眼处理井控难题［22］。控压钻井通过维持井底压力相对恒定，减少井底压力波动，使钻井作业安全地通过窄密度窗口地层，可通过调节井口回压维持井底压力等于或略大于地层压力，保证钻井作业安全、高效［23］。

潜山钻井期间压力控制钻井的思路为：采用低密度储层钻开液，实时监控井口回压，持续采集数据对全井段环空ECD进行实时模拟，通过井口回压微调，补偿环空循环压耗的变化，始终保持在较小的工作窗口范围内。钻进期间实时监测进出口流量差，纯液态流体精度在0.1 L/s之内，满足实时对井底压力的控制。应用压力控制钻井技术，可有效减少储层伤害，提高勘探评价精度，提高机械钻速，有效降低了潜山井漏、压差卡钻等风险。

3 应用效果

通过以上技术在BZ19某区域评价井的应用，形成了一套与地层特性相匹配的钻井提速工艺技术体系，钻井提速获重大突破(见图3)。2019年与2017年相比，Ø406.4 mm井眼平均机械钻速从27.88 m/h提高至84.89 m/h，提高了204%；Ø311.15 mm井眼平均机械钻速从15.95 m/h提高至28.26 m/h，提高了77.18%；Ø215.9 mm井眼平均机械钻速从7.08 m/h提高至11.99 m/h，提高了69.35%；Ø152.4 mm井眼潜山地层机械钻速提高80.7%。作业效率大幅提升，作业周期大幅缩短，有效地降低了渤海油田深层勘探开发成本。

图3 渤中区域各井段机械钻速对比Fig.3 ROP comparison between different hole sections in Bozhong area

在储层评价方面，测试结果显示储层表皮因数小于0，表明自主研发的钻井液体系具有良好的作业性能，储层保护效果良好，最终顺利求取地层真实产能，成功评价了BZ19构造。文中提出的应对策略为该类型油气田快速评价及经济高效开发提供了重要参考。

4 结论与建议

(1)渤中凹陷西南环区域复杂的工程地质条件是造成钻井困难的主要原因，归纳该区域地层主要特点为：深层高温，地层压力复杂，岩石可钻性差，井壁失稳，裂缝性储层。常规技术手段不再适用，必须开展创新技术攻关突破钻井技术瓶颈。

(2)渤中区域探井作业取得以下认识：地层三压力的准确预测是整个钻井作业重要基础，在此基础之上尝试开展的井身结构优化可有效缩短钻井工期；根据不同井段的地层特点，以“以我为主，一段一策，个性定制，全井提速”为指导思想的钻井工具工艺改进是提高机械钻速的重要方法；采用的“改进配方，严格储保，低密压控，高效评价”策略是有效保障井控安全和油气发现的有效手段。

(3)建议进一步开展井筒“瘦身”研究，储备非标准尺寸井身结构技术。同时对钻头、提速工具、钻井参数之间的配合关系进行研究。