延安气田富县区域下古生界水平井优快钻井技术

倪维军，杨国昊，翟喜桐，马龙飞

西安石油大学石油工程学院（陕西西安 710065）

2022 年，富县工区首口二级结构水平井N101-1 井完钻，根据电测油气显示，砂岩钻遇率达88.3%，含气显示61.78%，是鄂尔多斯盆地区块油气增产的重要探区[1-3]。2009—2011 年中石油华北油田分公司在富县古生界开钻6 口探井，平均单井完钻井深3 117 m，平均钻井周期为81 d，仅因地层井壁失稳导致卡钻平均次数11 次，严重降低了钻进效率，延长了钻井周期[4-8]。频繁的钻井事故对富县下古生界天然气开发的步伐产生了制约，增加了钻井成本，并对项目进展造成了负面影响。针对这些难题，在现场施工资料的基础上，结合富县区块的钻井施工难点，通过了解钻进过程中地层钻遇难点，分层位优选钻头并优化钻井液[9-10]，探索出一套能够有效提高富县下古生界水平井的优快钻井技术，对富县下古生界水平井提速发展具有重要的意义。

1 钻井施工技术难点及地层分布特征

1.1 钻井施工难点

富县区域下古生界水平井综合提速难点与事故如下：

1）延安富县区域气井井深在3 000 m左右，地层可钻性极值4.5～7，孔隙度为5%～11%。在钻进过程中极易发生跳钻等钻井事故，增加钻井施工时间，降低钻井效率[11-12]。2003年，富古1井在侧钻中，地层可钻性极差，导致大部分钻头牙齿跳钻而折断，钻进损失9 h；2009年，延262井发生断钻具事故7次，掉牙轮事故1次，共损失时间183.5 h；富古1井仅因钻井事故所损失的时间长达3 303 h[13-15]。

2）下古生界多为泥岩层段，胶结松散，欠压实，水敏性较强，泥岩易水化膨胀，储层物性差，存在微裂缝渗流通道，极易出现漏失问题。2006—2011年，某气田刘家沟组有8口井出现漏失；井漏发生频率从2006年的18%增加至2011年的24.35%，造成的时间损失非常严重；2012年，延705井发生漏失现象6次，处理故障损失的时间共412 h，延长了钻井周期，严重制约了下古生界区块水平井的勘探开发[16-18]。

3）由于泥页岩及煤层结构脆弱，钻井过程中钻头的转动和钻井液的冲刷会导致井壁坍塌、掉块等，尤其是在斜井段和近水平段，这些因素都会增加井壁失稳风险。为确保钻井安全的顺利进行，需要采取相应的措施，如调整钻井液性质等[19]。2016年，靖平61-10井等水平井在本溪层发生井壁失稳，处理此次故障损失的时间共792 h[20]。

4）位垂比大，水平段具有大的摩阻和扭矩，导致钻进过程缓慢，钻压传递低效，钻进速度下降，延长了钻井周期。2013 年，FZF47P1 井在下钻600 m之后出现“竖旗杆”现象，水平6段摩阻过大，钻具出现屈曲现象，机械钻速明显下降，施工周期延长[13-16]。

1.2 地层分布特征

马五1+2气藏：下古储层展布受古风化壳地层残余厚度控制，马五1+2储层主要分布于东部延873 区块、延969区块，西部延929区块东部，南部延439井区东侧、延694 井区，有效储层分布于侵蚀沟槽两侧，岩溶残丘为有效储层发育有利位置，有效储层平面分布零散、规模小，厚度4.0～10.0 m。

马五41气藏：储层主要分布于西部延929区块-延439区块，延694井区西南部，储层沿西部剥蚀带分布。岩溶残丘为有效储层发育有利位置，平面分布较零散、规模小，有效厚度2.0～6.0 m。

马五5气藏：储层主要分布于延929 区块西部，吴起区域、志丹延439井区西侧，延储层沿西部剥蚀带分布，规模较大，连片性相对较好。岩溶残丘为有效储层发育有利位置，有效厚度4.0～10.0 m。

2 水平井钻井提速技术

优选钻头和优化防塌钻井液性能，为缩短钻机、钻井泵等设备的调试搬迁时间，提高钻完井各阶段的施工效率，缩短建井周期，采用“井工厂”开发技术，形成延安气田富县区域下古生界水平井优快钻井技术。

2.1 井身结构优化

由于该区块延262井钻至井深2 451 m，发生井渗漏失严重，只进不出，因此优选二开井身结构将漏失井段封堵。钻进过程中，为确保不会出现加压失效现象，采用大井眼井深结构。通过选择合适的井眼剖面和优化钻具组合，进行摩阻扭矩分析计算，可以确定钻进中钻具所能承受的最大扭矩，从而得到临界井深。这是保证钻井作业安全和高效进行的重要措施之一。结合水平井段的机械钻速和地质条件等多个因素，经过优化计算，确定了水平段的最佳长度为850 m。这一优化决策可以提高钻井作业的效率和安全性，并最大限度地满足开发需求，井身结构优化设计结果见表1。

表1 井身结构优化设计结果

一开采用Φ159 mm 钻铤、Φ127 mm 钻杆，在钻进时采用低钻压、高转速、大排量快速钻井，采用塔式钻具组合，每50～60 m 测一次井斜，控制井斜在2°以内，钻至胶结较好的基岩层，循环充分后起钻，采用钻头直径Φ311.1 mm，钻至直罗组。

二开中，Φ215.9 mm钻头二开，下Φ244.5 mm技术套管至石千峰组。钻进采用中钻压、高转速，在控制井斜、防止井内掉块的基础上尽量提高机械钻速，勤活动转盘和钻具，以免井内出现复杂情况。

2.2 钻头优选

通过比较牙轮钻头与PDC 钻头的可钻性极值均值（表2），结合钻井参数与机械钻速的现场试验，优选确定出高效钻头。一开直井段选用Φ40 mm单排切削齿Φ311 mm PDC钻头；二开直井段选用Φ35 mm 单排切削齿Φ215.9 mm PDC 钻头；稳斜段选用Φ35 mm 双排切削齿、长保径、深内锥的Φ215.9 mm PDC钻头，提高钻进面的稳定性和机械钻速，“一趟钻”完成二开稳斜段（表3）。

表2 牙轮钻头与PDC钻头的可钻性极值均值对比表

表3 钻头优选结果

2.3 钻井液分段优化

由于富县区块探井所钻遇地层易塌、易漏，地层成岩性差且容易分散垮塌，在钻井过程中，延262井共发生了6次遇卡和遇阻事件。这些地质特点增加了钻井的复杂度和风险，需要采取相应的措施，如加强井壁稳定、调整钻井液性质等，以确保钻井作业的顺利进行。鉴于该地层特点，为保证钻井作业的安全和高效进行，需要优化钻井液体系，其中钻井液技术难点主要包括井壁稳定性、防止膏盐层盐侵以及储层保护等方面[19-21]。

为了优化富县下古生界水平井的钻井液体系，借鉴了华北油气分公司在古生界气探井中成功应用的钾铵基聚磺钻井液体系，并进行了相关研究工作。这一研究旨在提高钻井液的性能和适应性，以满足富县下古生界水平井钻井的特殊需求。为确保钻进过程的顺利进行，通过室内实验，采用低伤害、低成本、高效率的原则，对钻井液进行处理剂的筛选、配方的优化以及岩心伤害实验等工作，以此调整钻井液配方，取得了良好的效果，形成一套低成本、优质快速的分段钻井液体系[22-25]。

1）第四系地层稳定性差，易垮塌和压差性漏失，入窗密度窗口窄。综合考虑优选斑土CMC钻井液，因为足够的斑土含量、黏度切力和排量可以处理大井眼的漏失与岩屑携带。钻井液配方：水+（4%～5%）土粉（国标土）+（0.1%～0.2%）烧碱+（0.2%～0.3%）纯碱+（0.1%～0.3%）HV-PAC，可以预防斜井段泥岩垮塌。

2）钻至延长组直井段，直罗组坍塌造成起下钻柱阻卡严重。综合考虑选用无固相聚合物钻井液，通过利用聚合物的强絮凝和包被作用，在钻井液中抑制延安组和延长组缩径，同时改善地层造浆情况，以解决起下钻阻卡问题，并提高机械钻速。钻井液配方：水+（0.1%～0.2%）烧碱+（0.2%～0.3%）纯碱+（0.1%～0.2%）KPAM（或FA-367）+（0.1%～0.3%）HV-PAC。

3）延长组钻至纸坊组，该斜井段易坍塌、掉块，主要是防塌、防漏，大斜度井段的防黏卡，综合考虑选用无固相聚合物钻井液，目的层防喷。钻井液配方：水+（3%～5%）土粉（国标土）+（0.1%～0.2%）烧碱+（0.2%～0.3%）纯碱+（0.5%～1%）GWSSL-Ⅱ+（1%～2%）SMP-Ⅱ+（1%～2%）低软沥青+（0.1%～0.2%）HV-PAC+（0.5%～1%）固体润滑剂+（0.2%～0.5%）液体润滑剂+（0.2%～0.4%）超低渗透剂+0.2%单项压力封闭剂。有利于确保钻具的润滑性和较低的失水，泥饼坚韧致密光滑，较好的高温流变性。

4）纸坊组钻至刘家沟组，该段井眼小、泵压高、排量受限。该层位中间夹有泥岩，容易剥落和垮塌，综合考虑选用三磺防塌钻井液。钻井液配方：（2.5%～3%）土粉+（0.1%～0.2%）NaOH+（5%～8%）KCl+2%GWSSL-Ⅱ+1%SMP-Ⅱ+（0.1%～0.3%）LVPAC+（0.1%～0.3%）HV-PAC+（0.1%～0.3%）XC+（1%～2%）乳化沥青+（1%～2%）白沥青+（1%～2%）固体润滑剂+（2%～5%）液体润滑剂+（1%～2%）RT9051+（0.2%～0.4%）超低渗透剂。

分段钻井液优化后的性能优化结果与性能指标分别见表4、表5。在优化钻井液后，滤失量显著降低，抑制性提高。通过对优化后的钻井液进行储层伤害性评价，结果显示钻井液岩芯伤害恢复率高于90%，表明其对储层的损害程度较低。

表4 钻井液性能优化结果

表5 钻井液性能优化指标

3 现场应用效果

在富县区域下古生界8口井进行优快钻井技术应用，优化后的各项数据指标见表6。优化后钻井速度明显提升。

表6 优化后8口井的数据指标

1）井身结构优化设计采用二开井身结构，钻井液分段分层优化。由表6可知，通过优化钻井液，平均钻井周期从76.42 d 缩短至52.36 d，缩短了31.48%；同时，平均机械钻速从3.26 m/h提高至6.47 m/h，提高了88.43%。这些结果表明优化后的钻井液在提高钻井效率方面取得了显著成果，并且对于钻井周期和机械钻速的改善具有重要意义。尤其是延564井，钻井周期、完井周期和建井周期明显缩短，平均机械钻速达到9.94 m/h，大大降低了综合开发成本。

2）延625 井在进行二开作业时选用PDC 钻头，单只钻头的进尺达到1 458 m，机械钻速为11 m/h，纯钻率为33.23%，最高日进尺达到424.61 m，达到了富县下古生界区块的最高标准。这些数据表明该井在钻井效率方面取得了显著成果，并且达到了预期目标。

3）在对富县区域下古生界水平井进行优化后，井径规则得到改善，井壁稳定性得到提高，卡钻事故明显减少。

延625井在山西组以上地层的平均井径扩大率为5.37%，低于15%的考核标准；而目的层的平均井径扩大率为3.72%，低于10%的考核标准；全井的井径扩大率为5.21%，达到了钻进高效的目标。

4 结论

1）通过采用富县下古生界水平井优快钻井技术，该区块的钻井效率得到有效提升，包括机械钻速、钻井周期、建井周期和完井周期显著缩短。平均钻井周期缩短了31.48%，机械钻速提高了88.43%。特别是延625 井，该井机械钻速达到11 m/h，纯钻率为33.23%，最高日进尺达到424.61 m。这些数据表明，优快钻井技术在提高钻井效率方面效果显著，并且延625井的表现尤为突出。

2）分段优化钻井液体系降低了滤失量，储层伤害小，有效减少钻井事故，确保井下安全，降低了复杂情况发生率，保持井壁稳定和规则井径。

3）富县下古生界水平井优快钻井技术为该区块油气井的经济高效开发提供了有力支持，实现了高产、低成本的钻井操作。