唐山马头营干热岩M-1井钻井工艺技术

张 云，高 亮，刘现川，赵 岩，王 德，张建永

(河北省煤田地质局第二地质队，河北邢台 054001)

0 引言

干热岩是指不含或含有少量流体，温度高于180℃，在当前技术经济条件下可以利用其热能的岩体(庞忠河等，2018)。考虑到钻探技术、压裂技术、投资成本等因素，近期可以着眼于埋深4-7km干热岩资源的开发，热储层温度150℃～250℃(汪集旸等，2012)。高温干热岩作为国际公认的清洁能源，具有资源量大、零排放、安全性好、利用率高等特点，保守估计地壳中干热岩(3～10 km深处)所蕴含的能量相当于全球所有石油、天然气和煤炭所蕴藏能量的30倍(冉恒谦和冯起赠，2010；杨方等，2012；陆川和王贵玲，2015；许天福等，2016)。

目前国内对于干热岩的勘查开发利用尚处于起步和探索阶段，近年来出台了一系列支持地热、干热岩等清洁能源开发利用的政策，将有力促进干热岩清洁能源的开发利用(杨吉龙和胡克，2001；闫小利等，2010；冉恒谦和冯起赠，2010；曾义金，2015；李亚琛等，2016；尤新军和王敏生，2016)。唐山马头营M-1井是由河北省煤田地质局组织实施的一口干热岩科学探测孔，该区大地构造位置处于中朝准地台的燕山断褶带和华北断拗的交界地带，Ⅲ级构造单元为马兰峪复式背斜、山海关台拱以及黄骅台陷。M-1井即位于华北断拗的黄骅台陷北缘的马头营凸起内，是目前京津冀地区第一口温度大于150℃的干热岩井。

1 M-1井概况

1.1 地质概况

M-1井位于唐山市曹妃甸区大庄河村南。根据实钻资料结合测井等地质资料，本井主要钻遇地层有第四系(Q)、新近系明化镇(N2m)、馆陶组(N1g)、太古界白庙组(Arb)。

M-1井上部新生界地层岩性主要为粘土、砂岩、泥岩等，下部太古界地层岩性主要为一套变质花岗岩类或变质岩系。揭露地层岩性特征情况见表1。

表1 M-1井地层划分及岩性特征表Table 1 Stratigraphic division and lithologic characteristics of M-1 well

1.2 马头营M-1井钻探施工简况

1.2.1 钻机选型

M-1井2800 m以浅采用石家庄煤矿机械有限公司生产的TSJ-3700钻机，2800～4500 m采用宝鸡石油装备有限公司生产的ZJ40 钻机。两套设备性能主要参数如表2。

表2 两种钻机主要参数Table 2 Primary parameters of two rigs

1.2.2 M-1井井深结构

M-1井一开Φ640 mm钻头钻进至58.53 m，0～57.44 m下入Φ478 mm螺旋管隔离上部的松散层，二开Φ444.5 mm钻头钻进至1402.07 m进入太古界，0～1397.67 m下入Φ339.7 mm套管，三开Φ241.3 mm钻头钻进至4502.11 m，0～4500 m下入177.8 mm套管和滤水管，为了便于后期压裂，下部设计成滤水管。M-1井实际井深结构图如图1所示。

图1 M-1井井深结构图Fig.1 Structure of M-1 well

2 钻井工艺

一开井段：

钻具结构：Φ444.5 mm三牙轮钻头+接头+Φ640 mm五翼刮刀扩孔钻头+Φ241 mm钻铤+Φ203 mm钻铤+Φ178 mm钻铤+Φ165 mm钻铤+Φ133 mm方钻杆。

钻进参数：转速48 r/min，钻压20～40 kN，排量36.69 L/s,泵压0 MPa。

一开下入表层护壁管，防止表层盐沼泽地的塌陷。0～58 m为盐沼泽、第四系亚粘土层、亚沙土层。完钻后下入Φ478 mm的螺旋管，并用水泥固井，水泥返出地表。

二开井段：

采用塔式钻具：Φ444.5 mm三牙轮钻头+Φ241 mm钻铤+Φ203 mm钻铤+Φ178 mm钻铤+Φ165 mm钻铤+Φ127 mm钻杆+Φ133 mm方钻杆。

钻进参数:转速48 r/min，钻压20～60 kN，排量36.69 L/s,泵压0～8 MPa。

二开完钻原则是钻穿馆陶组底部，0～1376 m为第四系、明化镇组、馆陶组地层。岩性以泥岩、粉砂岩、细砂岩为主。钻具组合为塔式钻具，钻进时采用大泵量，小钻压吊打钻进工艺(狄勤丰和沈双平，2003)。二开完钻后下入Φ339.7 mmJ55级石油套管，固井采用油井G级水泥，0～300 m采用非渗透防窜早强水泥浆体系，密度设计1.90 g/cm3，300～1050 m采用泡沫水泥浆体系，密度设计1.25 g/cm3，1050～1350 m采用非渗透防窜早强水泥浆体系，密度设计1.90 g/cm3。

三开井段：

常规钻具组合：Φ241.3 mm三牙轮钻头+Φ178 mm钻铤+Φ165 mm钻铤+Φ127 mm钻杆+Φ133 mm方钻杆。

螺杆钻具组合：Φ241.3 mm三牙轮钻头+Φ172 mm直螺杆+Φ178 mm钻铤+Φ165 mm钻铤+Φ127 mm钻杆+Φ133 mm方钻杆。

钻进参数:转速20～60 r/min，钻压60～140 kN，排量20～36.69 L/s,泵压8～16 MPa。

三开Φ241.3 mm钻头钻进至4002.74 m,开展超长重力热管取热试验，中深层地热资源“无泵式”开采,试验结束后继续钻进至4502.11 m，下入177.8 mm套管，下入深度0～4500 m。为了便于后期压裂，采用上部实管，下部为滤水管完井方式，固井采用油井G级水泥，低密度领浆，高密度尾浆。

3 钻井施工存在的难点

(1)热储层硬度大，研磨性较强，可钻性较差。以往研究表明，干热岩储层(片麻岩或花岗岩)单轴抗压强度可达到200 MPa以上(梁文利，2018)。M-1井自1376 m钻遇干热岩储层，直至终孔4502.11 m岩性均为变质花岗岩或变质岩系(图2)，厚度大，硬度大，研磨性高，可钻性差，导致机械钻速低，钻探成本上升(郑宇轩等，2018)。

图2 变质花岗岩Fig.2 Metamorphic granite

(2)取心难度大。M-1井为探采结合井，设计0～1376 m：第四系取心一次，明化镇组、馆陶组各取心两次；1376～4500 m：即钻入太古界地层至终孔，每100 m取心1次，取心长度不小于3 m。M-1井采用单回次提下钻取心，取心回次多，且变质花岗岩地层取心进尺慢，割心难度大。

(3)井内温度高，钻井工具寿命受限。普通螺杆钻具(<120℃)寿命急剧下降，当井深超过3700 m时井温可达到130℃以上。随着井深增加井底温度逐步升高，振动筛上出现螺杆定子上的碳化橡胶掉块，钻进过程中出现螺杆泵压升高，突然憋停现象。

(4)钻井液调配困难。M-1井在2800 m以浅采用海水调配钻井液，因海水矿化度高，且含有大量的离子(表3)，导致采用膨润土、NH4-HPAN、KHm、Na-CMC 组成的聚合物钻井液流动性差、滤失量大、抗海水能力较低，70 m处多次发生坍塌；2800 m以深采用淡水调配钻井液，钻井高温环境引起钻井液抗温性差、滤失量大、泥皮虚厚、起泡等(图3、图4)。

表3 海水中离子含量Table 3 Ion content of seawater

图3 海水钻井液流动性差Fig.3 Poor fluidity of seawater drilling fluid

图4 高温钻井液泥皮虚厚、起泡严重Fig.4 False thick mud skin of high temperature drilling fluid with serious bubbling

(5)跳钻，钻具的脱扣、钻具断裂

2800 m以浅施工采用TSJ3700钻机，配备的钻具相对较老化，加之变质花岗岩硬度较高，钻进过程中钻铤断扣发生了5次(图5)。

图5 钻具断扣Fig.5 Broken drill buckle

(6)固井难度大。M-1井井底温度大于150℃，固井段上下温度差约为90℃，对同一水泥浆要求其在不同温度下能够保持相对平衡的物理反应，对水泥浆的适用温度要求较高(曾义金，2015；张所邦等，2017；付亚荣等，2018；梁文利，2018)。三开一次性封固段长达2950 m，水泥浆密度较高1.85 g/cm3，钻井液密度1.17 g/cm3。井内环空液柱压力较大，在注水泥和替浆过程中同时存在地层被压漏和裸眼封隔器失效的风险。

4 马头营M-1井施工关键技术

4.1 螺杆复合钻进技术

M-1井钻遇变质花岗岩的主要成分为钾长石、斜长石、石英、角闪石，其成分与花岗岩成分变化不是太大，其硬度参照原岩花岗岩硬度。据此，本井选用了适合于高抗压强度、中硬和研磨性高地层的江汉HJ637G牙轮钻头。针对变质花岗岩的可钻性差，岩石的研磨性强和硬度高等特点(薛军，2000；贾美玲等，2003)，进入太古界地层后分别采用常规钻进和螺杆复合钻进进行了对比试验。从表4可以看出，相同钻压下螺杆钻进的钻进效率是常规钻进速度1.4～1.45倍，证实本区块螺杆钻进比常规钻进效率高。

表4 螺杆复合钻进和常规钻进钻速对比表Table 4 Comparison of speeds in combined screw and conventional drilling

这里需要说明的是，M-1井钻进变质花岗岩地层前期过程中(1405.36～1416.08 m)采用YZX178液动锤复合钻进试验，下钻至井底开泵循环后加压钻进，前4 h平均进效率为2.68 m/h,泵压9 MPa，排量28.62 L/s，钻压50～60 kN；井深1416.08～1511.76 m，泵压下降为7 MPa，钻进效率下降为1.67 m/h，整个试验过程中液动锤的工作使用寿命低，不具备生产意义。

4.2 螺杆复合取心技术

钻探取心是获取水文地质资料最直接最有效的手段(朱永宜等，2018)。M-1井2600 m以浅采用常规6翼PDC取心钻头、8翼PDC取心钻头和10翼PDC取心钻头进行取心钻进，上部地层进尺较快，但随着井深增加，变质花岗岩的密实度、硬度等同样增大，一只PDC取心钻头无法满足单回次3 m的进尺要求即损坏，故2600 m以深采用针状金刚石取心钻头、天然金刚石取心钻头和孕镶金刚石钻头进行取心钻进(图6、图7)。更换钻头型号后，2600～2800 m常规取心钻进效率仍较低，约为0.11 m/h，后改用Φ172 mm螺杆+川8-3取心钻具复合取心钻进，相对常规钻进效率提高了36%(表5)。井下动力钻具位置更接近钻头，在深井取心作业中能降低钻具高速旋转过程中对岩心的扰动，对提高岩心采取率具有较好的效果(和国磊等，2019)。M-1井共取心41回次，岩心钻探总进尺172.18 m，岩心长度158.18 m，岩心平均采取率91.87%，取得了良好的应用效果。

表5 不同井深取心钻进工艺、钻头及钻效统计表Table 5 Comparison of coring drilling technology，bit and drilling efficiency at varied well depths

图6 6翼PDC钻头、针状金刚石钻头Fig.6 6-wing PDC bit and acicular diamond bit

图7 天然金刚石钻头、孕镶金刚石钻头Fig.7 Natural diamond bit and impregnated diamond bit

针对M-1井变质花岗岩较硬割心难的问题，在钻完取心进尺准备割心操作时，保持原转速旋转10～20 min停转盘，不停泵，反复3～5次缓慢上提下放钻具0.2～0.4 m，如果悬重增加又立即恢复到悬重，岩心被割断，如未割断需反复操作直至割断为止。

4.3 海水钻井液和淡水耐高温聚合物钻井液技术

调配海水钻井液时，先将筛水做离子分析，根据分析结果加入火碱和纯碱，将海水中的钙镁离子去除，达到海水软化的目的。施工现场结合科研院所开展多次试验，将海水钻井液配方调整为：原浆+0.5%Na2CO3+0.2%NaOH+1.5%GPNS+0.5%-1%GTQ+0.2%GBBJ，调整后的钻井液流变性变好，滤失量降低，有效的解决了70 m处井内坍塌问题。

高温岩体地热井对所用的钻井液要求更高，高温钻井液除要能保持井眼的稳定性和有效携带岩屑外，还必须具有良好的抗高温性能(郤保平等，2011；白占学等，2013；李德威和王焰新，2015；曾义金，2015；李亚琛等，2016；杨丽等，2016；赵福森和张凯.，2016；苏长寿等，2017；张所邦等，2017)。2800 m以深各类钻井液处理剂在高温下减效甚至失效，钻井液性能朝着恶化的方向发展，故后期钻进随着钻井液温度的升高在钻井液中加入0.5%的高温保护剂，防止钻井液材料在随着钻井液温度的升高而失效。在该阶段考虑钻井液抗温性、携带岩粉的能力、起泡以及破碎地层的护壁等因素将淡水钻井液基浆配方调整为：4%钠膨润土+0.3%Na2CO3+0.1%NaOH+0.5%GHFV-Ⅰ+1.5%-2%GHFA+0.2%PHP+0.5%高温保护剂。同时在钻进过程中振动筛和除砂器的开启时间大于95%，以此来有效除去钻井岩屑，降低钻井液中的固相含量,从而降低滤失量和改善流变性，增加泥皮的韧性，保证钻井施工安全进行。

3700 m以深温度升高过快，钻井液的表面张力降低，有助于产生泡沫；钻井液从井口返出后，温度降低，液体的表面张力提高，不利于泡沫破灭。气泡过多致使震动筛、除沙除泥一体机不能正常工作，通过加入适量的消泡剂，来保证钻井液性能稳定、泵压稳定。随着后期孔深的增加，钻进时扭矩较大时，可加入润滑剂，降低钻具回转阻力，调整冲洗液流变性能(黄卫东等,2014；王正浩和申立，2015，纪卫军等,2016；张云等,2019)。

海水和淡水钻井液测试性能见表6，调整后钻井液的泥皮如图8。

表6 海水钻井液与淡水钻井液主要性能Table 6 Main properties of seawater drilling fluid and freshwater drilling fluid

图8 调整后的海水钻井液泥皮和淡水钻井液泥皮Fig.8 Mud skins in seawater and fresh water drill fluids after adjustment

4.4 高温螺杆的使用

螺杆属过盈配合结构，自身存在压差，在运转过程中会产生热量，随着井内温度的升高，定子橡胶部分膨胀，和转子的间隙变小，摩擦系数会升高，温度升高，导致定子被碳化、脱落，造成螺杆寿命降低甚至失效。M-1井3700 m以深温度大于130℃，该深度钻进使用后的螺杆返厂维修时发现橡胶圈发生明显老化现象，定子的橡胶部分坑洼严重，出现碳化。针对高温螺杆失效的问题，通过和螺杆厂家联系，更换耐150℃的高温螺杆，能满足3700 m以深的高温钻井施工需求。

4.5 钻进变质花岗岩地层，跳钻，钻具断裂

由于设备和钻具老旧，2000～2800 m钻进过程中出现跳钻现象，且钻进过程中钻铤经常发生断裂。M-1井钻具断落后采用公锥打捞钻具，公锥入井时，安全接头和公锥之间用一根8#铁丝上下焊接，保证下钻过程中公锥不会因为振动脱落，捞住落鱼后，上提5～6 m上下串动几次，确保落鱼不会脱落，再次回到井底再次带扣，确保带扣牢靠，提钻过程要缓慢，禁止猛顿猛放，防止落鱼再次脱落(图9为成功打捞的落鱼)。针对这一问题，在螺杆上增加了减震器，更新178 mm钻铤，同时转盘减少转动，使得钻铤只受纵向力，不受横向扭矩作用，钻铤不再发生断裂。

图9 成功打捞钻具Fig.9 Drilling tool successfully salvaged

4.6 固井

M-1井三开套管管串组合中加入两套套管外封隔器，下套管结束后循环钻井液，该过程在钻井液中加入堵漏材料。固井施工注灰排量以固井之前大泵循环排量为基准，要求注灰排量不得大于循环排量，以防止过高循环泵压压漏地层。现场根据环空返浆情况及施工压力变化随时做出合理调整。注入密度为1.02 g/cm3的冲洗隔离液20 m3，尽量降低液柱压力，同时在前置液和水泥浆中加入2～3 mm和3～5 mm的复合有机堵漏纤维，增强浆体的堵漏能力。

采用双凝双密度水泥浆体系，领浆采用高强低密度水泥浆体系，尾浆采用抗高温韧性水泥浆体系，高低界面设计3200 m，领浆密度为1.60 g/cm3，尾浆密度为1.90 g/cm3，同时优选水泥外加剂，保证水泥浆的配伍性。为了防止水泥在高温下强度衰退，在水泥浆中加入适量石英砂。领浆配方：分散剂1.0%+漂珠15%+微硅 5%+降失水剂(高温)3.0%+膨胀剂2.8%+早强剂3.0%+缓凝剂(高温)2.5%+消泡剂 0.1%。尾浆配方：分散剂1.0%+石英砂35%+降失水剂(高温)3.0%+膨胀剂2.5%+早强剂3.0%+缓凝剂(高温)1.5%+消泡剂 0.1%。

5 结论与建议

干热岩高温地层影响钻井液的性能，致使钻井液破坏严重。井内高温环境会增加处理剂的消耗量，并且井温越高，钻进的时间越长，处理剂消耗量越大，成本增加(王关清等，1998；万绪新等，2002；郑文龙等，2015)。前期采用海水作为钻井液用水，钻井液性能不稳定，滤失量较大，材料消耗较大。改用淡水钻井液调配后，滤失量下降，泥皮韧性增加，钻井液材料的消耗相对海水钻井液也减少1/3。

进入变质花岗岩地层后进行了液动锤钻进试验，正常工作时钻进效率较高，但使用寿命仅4 h，液动锤部分配件不耐冲蚀且对钻头冲击破坏和钻具螺纹损坏较大；螺杆+转盘复合钻进相对于常规钻进钻速提高了1.4～1.45倍，井深1974～2930 m平均钻进效率为2.38 m/h,随着深度的增加，3500 m以深平均钻进效率为1.5 m/h,钻进效率偏低，间接增加钻井成本，应进一步了解国内外高效钻进花岗岩地层钻头、大直径耐高温螺杆提高钻进效率以及空气潜孔锤在干热岩钻井中的应用。

通过对比不同取心钻井工艺，更换不同取心钻头，探究变质花岗岩地层取心钻进效率低的问题，最终选用螺杆+川8-3取心器的取心钻井工艺。生产实践证明：后期取心天然金刚石钻头和孕镶金刚石钻头比针状金刚石钻头取心进尺快，但比PDC取心钻头慢，建议生产单位结合钻头厂家，联合生产出适合该地层高效PDC取心钻头。

[附中文参考文献]

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