乐安油田草20区块卵砾石层钻井技术难点与对策

孙经光，刘 鹏，刘爱君

（中石化胜利石油工程有限公司井下作业公司,山东东营 257077）

草20 区块处于济阳坳陷东营凹陷南斜坡，乐安—纯化断裂鼻状构造带东部，乐安油田东区。为一被石村断层及草25 断层切割的，地层向西北倾没的平缓鼻状构造，地层倾角2.0°～3.0°。本区馆陶组油藏上覆玄武岩地层，预计垂深860～910m，馆陶组下部砾岩为近源快速堆积的粗碎屑沉积体，砾石含量70%～85%，粒径小于5mm的碎屑作为粒间充填物，具有胶结性差、结构松散、易垮塌的特点，邻井钻井中多次发生井壁坍塌、井漏及卡钻事故，草20-平202 井组在施工过程中亦遭遇复杂情况，井壁掉块、井漏及防卡是该区块钻井的主要难点。必须根据该区块地质情况及井身结构特点，制定针对性技术措施，才能提高钻进速度、保证施工质量及井下安全。

1 技术难点分析

1.1 卵砾石层处于水平段，井眼不稳定

草20-平207 井井段1070～1110m（砾石层，井口返出的卵砾石见图1），最大井径388.62mm（井径扩大率61.1%）,最小井径330.2mm（井径扩大率36.8%），钻头尺寸241.3mm。砾石层出现在玄武岩下部泥岩与馆一的胶结处，不稳定，垮塌、掉块严重，造成大井径。

图1 井口返出的卵砾石

1.2 卵砾石层结构松散，渗漏严重

由于胶结强度低，结构松散，地层承压能力又低，导致钻进过程中渗漏严重，大大增加了钻井液成本。

1.3 井眼规则性差，易造成卡钻等复杂故障

垮塌、掉块造成“大肚子”井段的产生，使环空返速变低，岩屑返出困难，易造成沉砂卡钻、堵水眼等井下复杂情况发生。草20-平204井定向钻进过程中，出现憋泵遇卡，活动解卡及下击器震击解卡无效，采用聚能切割后注水泥填井侧钻。

1.4 玄武岩井段易形成岩屑床

玄武岩垂深860～920m，在草20-平202 井组处于大井斜段，容易聚集砾石颗粒，常规泥浆携带困难，且玄武岩硬度高，下钻易阻，起钻易卡。

2 主要技术措施

钻砾石层的难度大、风险高，需根据卵砾石层的特点抓好每一个关键环节，不但要选择合适的钻井液体系和性能，还要有配套的工艺技术措施，防止故障发生，提高生产时效。

2.1 优选钻井液体系及分段性能调整

优选聚合物—膨润土防塌防漏钻井液体系，钻进中根据不同胶结、垮塌程度的砾石层，对钻井液性能的要求和控制不同，施工中根据现场具体情况及时调整性能[1]。

草20-平204 井定向钻进至1 275.0m，划眼时发现钻井液漏失，倒划眼起甩至第33单根，现场储备钻井液100m3已用尽，起钻至井深928.8m 发生卡钻事故；草20-平207 井钻进至1 325.0m 倒划眼起钻，漏失泥浆70m3，两口井均暴露了钻井液储备量不足的问题。所以二开钻进前现场需储备膨润土浆100m3（提粘提切），密度1.15g/cm3的钻井液60m3（额外泥浆储备，防漏）。膨润土浆须水化48h 以上才能使用，密度1.10g/cm3，粘度控制在100s以上。

2.1.2 灰白色含砾砂岩层钻进时，做好钻井液失水控制

（1）钻井液配方。2%褐煤类降失水剂+0.25%烧碱+0.4%铵盐+0.3%PAM+1.5%天然高分子降滤失剂+0.5%防塌降失水剂+1%～2%油基润滑剂

（2）钻井液性能。密度1.11～1.14g/cm3，粘度45～60s，失水小于5mL，切力2～6/8～12，动切力不小于5Pa，塑性粘度10～15mPa·s。

2.1.3 钻遇玄武岩下界泥岩至馆一下部泥岩时，做好钻井液失水控制，提高钻井液的携带悬浮能力

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持续加入膨润土浆，钻进过程中保持土相含量，主要提高钻井液的携带悬浮能力和润滑性，保证钻屑能够及时返出或悬浮于钻井液中，减缓岩屑床的形成。钻进过程中出口返出砾石颗粒时，立即停止钻进，循环钻井液，加入0.7%膨润土+0.05%烧碱+0.05%HV-CMC利用滴流钻井液携带井内砾石，连续携带2次后进行短起下。

（1）钻井液配方。0.5%烧碱+0.5%铵盐+0.5%天然高分子降滤失剂+0.5%承压堵漏剂+0.2%单向封闭剂+0.1%黄原胶。

（2）钻井液性能。密度1.15～1.17g/cm3，粘度200～300s，失水小于3.6mL，切力10～20/40～45，动切力不小于15Pa，塑性粘度20～30mPa·s。

2.1.4 水平段钻进时，主要提高钻井液的携带悬浮能力和润滑性

本井段主要提高钻井液的携带悬浮能力和润滑性，保证钻屑能够及时被清除，避免定点循环，防止油层段冲刷形成大肚子井眼。每次短起前充分循环钻井液，如有砾石颗粒需配置滴流钻井液携带并循环3周左右。完钻起钻前，大排量循环洗井，用滴流钻井液（配方：5%膨润土+0.3%～0.5%HV-CMC+1%～2%油基润滑剂+0.3%承压堵漏剂+0.3%随钻堵漏剂）封井后再起钻电测。

（1）钻井液配方。10m3膨润土浆+0.5%烧碱+0.5%铵盐+0.5%天然高分子降滤失剂+0.2%承压堵漏剂。

（2）钻井液性能。密度1.15～1.17g/cm3，粘度220～300s，失水小于3.4mL，切力15～20/40～45，动切力不小于18Pa，塑性粘度25～30mPa·s。

2.2 短起下

（1）钻遇玄武岩后钻进20m，循环调整泥浆短起至套管鞋，保证上部井眼通常。

（2）钻进至玄武岩下部泥岩，根据定向数据、地质数据，进泥岩垂深不得超过1.5m，短起至玄武岩井段以上50m，短起遇阻严格执行倒划眼技术措施。

（3）根据定向数据、地质数据，卡准玄武岩下界泥岩，馆一上界、下界深度，随时观察出口有无砾石颗粒。钻进过程中有卵砾石颗粒返出时，立即停止钻进，循环钻井液3周以上，观察砾石返出及漏失情况并根据实际情况做泥浆调整，卵砾石颗粒循环干净后进行短起下钻，短起下遇阻严格执行倒划眼技术措施。

（4）馆二上部泥岩至馆二A靶点段钻进时，每接单根司钻必须观察指重表和泵压表，与上一单根有无异常变化。接单根后开泵需小排量建立循环后，再缓慢上提至正常排量。同时坐岗人员观察出口钻井液返出有无异常。钻进50m 进行一次短起下，如短起下显示大则执行第2.3 条措施，井内无阻卡显示后方可继续钻进。

（5）馆二A 靶点至完钻井段，每钻进30～50m，进行一次短起下（短起至玄武岩下界以上20m），如短起下显示大则执行第2.4 条措施，井内无阻卡显示后方可钻进；钻进时观察出口返屑及短起下后井底的沉积情况。

2.3 倒划眼

（1）起钻采用1档车，若起钻困难，采用开泵倒划方式起出，一次倒划不宜过多。玄武岩井段倒划6个单根后可下入1个单根循环充分后，再进行倒划；泥岩段倒划3 个单根后可下入1 个单根循环充分后，再进行倒划。

（2）大排量循环时，钻头活动井段最好在地层胶结好、稳定的位置，防止大肚子井眼的形成[2]。

（3）倒划过程中根据地层的承压能力，控制好泵压，防止憋漏地层。

（4）倒划时注意控制排量，使用一个凡尔，间断性开泵倒划，防止连续开泵上提造成砂子堆积憋泵卡钻。

（5）馆一与馆二上部泥岩段钻进时，若无砾石颗粒返出，则开泵循环倒划眼起钻至玄武岩下界以上20m循环钻井液3周观察出口返出情况。草20-平207井钻至1 113m，馆一下界泥岩出口未发现砾石颗粒，倒划眼至1 038m 玄武岩下界以上20m 循环3h 后返出砾石。草20-平201 井定向钻进至1 035m，未返出砾石，循环钻井液5h后，返出3.6m3大鹅卵石颗粒。为后续施工减少了风险。

2.4 常规钻具通井

若起下钻困难，则起出定向钻具，下常规钻具通井[3]。下钻至阻卡位置小排量循环（20L/s），通过后下钻至井底。循环钻井液2周，开泵循环倒划眼起钻至玄武岩下界以上20m 和玄武岩上界以下20m，循环钻井液，排量20L/s 缓慢上提至56L/s。井内显示较大时可以再次下至井底分段循环至井内砾石全部返出。必要时可在玄武岩段大排量循环（56L/s）。每次起钻前必须充分循环洗井，并用高粘切钻井液进行封井。

2.5 提高现场应对井下复杂能力

2.5.1 规范操作，提高现场防漏堵漏能力

钻进玄武岩井段时要求钻井液密度较高，在钻过玄武岩后进砾岩层时，极易发生井漏。施工时重点加强坐岗观察、控制下钻速度、控制好泵压排量，把激动压力控制到最低值。同时现场储备足量的堵漏材料。

2.5.2 精细操作，提高防卡防塌能力

钻进砾石层时要严格执行技术指令，做到精细操作，起钻遇卡不得超原悬重150kN，下钻遇阻加压不得超100kN。钻进中密切关注钻盘扭矩及泵压变化，根据现场钻进参数来判断井下钻进中有无砾石层坍塌情况，并及时采取措施。

2.6 其他

（1）胶结疏松井段尽量避免长时间和定点循环。短起下时尽量选择相对稳定的井段循环，测斜降低排量将至28L/s，减小定点循环的风险。

（2）针对该区块地质情况，为降低施工风险，同甲方结合，优化井身结构、二开地质导向变更为48R+伽马。

3 应用效果分析

草20-平203/202 井平均钻井周期为17.95d；优化技术措施后草20-平201/207/208三口井平均钻井周期为11.13d（见表1）。单井平均缩短钻井周期6.82d，钻井按日费3.38万元计算，单井节约成本23.05万元。

表1 草20-平202井组技术措施应用前后周期对比

4 结论及建议

（1）草20-平202 井组钻井实践表明，选用聚合物—膨润土防塌防漏钻井液体系，能提高携岩性，减少砾石层的掉块。

（2）要顺利钻过卵砾石层，不但要选择适合的钻井液体系和性能，优选钻井参数，还要配套有针对性的工艺技术措施。

（3）砾石层钻进过程中，有效清除井眼中的砾石块，是井下安全的保障。

（4）对于施工难度大、风险高的钻井施工，建议配备电动钻机和顶驱设备。