TP267X三开制长裸眼井优快钻井钻井液技术

汪露，邓小卫

（中国石化西北油田分公司工程监督中心，新疆 乌鲁木齐 830011）

1 概况

塔河油田钻遇第四系—震旦系全系列地层［1］，托普台区块位于塔河油田西南部，地质构造位于阿克库勒凸起西南斜坡，TP267X井为托普台2区块首口三开结构开发井，TP267X井和邻井典型井身结构见表1。

2 地层特点与钻井液技术难点

塔河油田地层特点与钻井液技术难点主要包括：

1）第四系—三叠系上统哈拉哈塘组为砂泥岩互层，地层可钻性好，康村组和吉迪克组交界面存在膏质泥岩，易缩径阻卡，砂岩段渗透性好，易形成厚泥饼，造成起下钻阻卡。

2）三叠系下统柯吐尔组、二叠系、石炭系卡拉沙依组、志留系柯坪塔格组岩性为火成岩和硬脆性泥页岩，在钻井过程中井壁稳定性差［2-7］，易坍塌掉块，造成卡钻事故和井径扩大。部分井平均井径扩大率高达60%，邻井处理井壁失稳复杂长达15 d。

3）二开裸眼段长5 228 m，井底温度130℃，同一开次揭开多套地层，且存在166 m二叠系地层（易漏失和垮塌），邻井二叠系处理井漏时间达20 d。石炭系孔隙压力当量密度1.25 g/cm3，同一裸眼井段康村组孔隙压力当量密度1.10 g/cm3，钻具接触面积大，可能引起钻具压差卡钻。4）三开定向钻进，小井眼、短半径定向，狗腿度大，易造成卡钻，硫化氢质量浓度2 500 mg/m3，孔隙裂缝发育，极易产生恶性漏失。

表1 TP267X井和邻井典型井身结构

3 技术措施

3.1 上部地层防阻卡措施

50～4 200 m井段主要揭开第四系—白垩系地层，为砂泥岩互层，地层可钻性好，渗透性好，易形成厚泥饼阻卡。钻井液处理思路采取“三低、一高、两及时”，三低即低密度（尽可能近平衡）、低黏切（满足携岩）、低固相；一高即适当高失水（3 000 m以前不控制，3 000～4 200 m适度控制）；两及时即及时封堵、及时短起下。同时结合大排量冲刷井壁，形成薄、密、韧泥饼，可以避免上部地层阻卡和显著提高机械钻速，钻井液配方为（3.0%～3.5%）膨润土+0.2%烧碱+0.8%KPAM+0.5%FT-1+（3.0%～5.0%）QS-2+1%NH4HPAN，基本性能见表 2。

表2 聚合物钻井液基本性能

防阻卡措施主要有以下几方面：

1）固相控制。100%运转四级固控设备，使用200目高频振动筛配合中高速离心机，勤放沉砂灌。

2）中压失水和黏切控制。3 000 m以浅地层采取0.8%KPAM+0.5%FA367胶液维护处理，不控制失水，使用加足大分子包被剂的聚合物钻井液［4，8-10］，保持钻井液包被抑制性能，提速提效；3 000～4 200 m采取0.8%KPAM+1%NH4HPAN+0.5%CMC-LV胶液维护处理，适度控制中压失水在10 mL以内。在钻铤未出导管鞋和表层套管鞋之前，适当控制黏度在60～80 s，其余井段控制黏度在35～40 s，保持动塑比在0.36～0.48。

3）密度控制。康村组底部开始加重，钻井液密度1.15 g/cm3（3 500 m以前），主要采用石灰石和QS-2提密度（提不上去时采用重晶石粉）。根据地层孔隙压力，尽可能近平衡钻进，白垩系底部密度提至1.20 g/cm3。

4）工程措施。每钻进200～300 m，短起下一次，及时修整井壁，确保井眼畅通。康村组和吉迪克组交界面加密短起下，在泵压许可范围内，尽可能增大排量（50 L/s以上），配合适当低黏度（35～40 s）冲刷井壁，减小环空压耗，释放泥浆泵功率限制，提升钻进排量，增强水力破岩能力，同时使用0.5°单弯螺杆增大上部地层井径扩大率来弥补上部地层缩径引起的起下钻困难。

5）屏蔽暂堵。采用石灰石和QS-2提密度（3 700 m以浅地层）的方法暂堵，同时采取沥青和PB-1复配封堵，加强对上部渗透性好的砂岩封堵，形成良好泥饼质量，预防下部地层提密度时压差卡钻。

3.2 二叠系防塌、防漏钻井液技术

二叠系地层（4 945～5 106 m）为灰绿、深灰色英安岩，垂厚166 m，易发生井漏和垮塌。处理好井漏和井壁稳定的关系尤为重要，密度选择是关键，表3为该区块已钻井二叠系密度选择和井漏的关系。

表3 邻井二叠系钻井液密度和井漏的关系

从表3可知，该区块二叠系密度选择1.28 g/cm3可以顺利钻穿，而邻井结合电测资料总结的防塌钻井液密度过高（1.30 g/cm3），电测资料推算出来的地层坍塌压力无法消除钻井液滤液入侵引起的坍塌压力增量。钻井中地层坍塌压力有2部分：其一由地应力和岩石力学因素产生，一般情况下都不太大，正常情况下多为0（异常地应力除外）；其二由钻井液各种作用而产生的坍塌压力，其增加的值因地层和钻井液类型而异（因工程师处理措施而异），可达0～2.00 g/cm3，有较大降低空间［9-11］。二叠系火成岩坍塌压力升高机理为：钻井液或滤液沿孔隙和裂缝侵入，降低弱界面之间的摩擦；英安岩水敏性不强，防塌防漏关键在于严封堵，做好封堵前提下才能选择较低钻井液密度钻进。

3.2.1 严封堵技术措施

进入二叠系地层前，采用2%QS-2+（1%～2%）PB-1+1.5%FT-1复配封堵。二叠系钻进过程中如遇起下钻，在封闭浆中加入（3%～4%）QS-2+1%PB-1+1%FT-1，单独配制好顶替至二叠系地层。利用起下钻激动压力封堵，起下钻作业时钻头钻具会刮划井壁，破坏井壁泥饼，在每次起下钻下钻到底后，便是修复和改善泥饼的最佳时期，干加2%超细碳酸钙和0.5%磺化沥青，重新形成好的泥饼。

3.2.2 钻井液性能控制

在二叠系钻进过程中，钻井液密度采用1.28 g/cm3，进入二叠系前将钻井液转化为KCl-聚璜防塌体系，调整钻井液性能，将塑性黏度控制在22～28 mPa·s，动切力在8～12 Pa，使钻井液的流性指数在0.3～0.5，保证钻井液达到平板层流型，减少井壁冲刷，加大抗高温磺化材料的用量（（2%～3%）SMP-2+（2%～3%）SPNH），降低钻井液的高温高压失水（10 mL以内），减小滤液对地层的浸泡深度，减小微裂缝压力传递引起井壁的链锁剥落。

3.2.3 工程技术措施

由柯吐尔组钻进时的30 L/s，降低为26 L/s，减小对井壁的冲刷，钻完二叠系后，在起下钻过程中，过二叠系井段时刹把操作要平稳缓慢，尽量避免在二叠系井段开泵、划眼；钻井液需要加重时，单独在储备罐配罐重浆，按每个循环周密度不大于0.02 g/cm3均匀补入，防止钻井液局部密度过高压漏地层。

3.3 下部地层防塌措施

石炭系、志留系地层（5 106～6 428 m）泥岩易水化膨胀形成较高的膨胀压。解决井壁失稳主要从物理方法和化学方法2方面着手［12-16］：物理方法主要是提高钻井液的密度；化学方法主要是提高钻井液的抑制性能，降低高温高压滤失量，防止泥页岩的水化膨胀来保证井壁稳定。同时，要注意坍塌压力随时间增加不断增大，必须“以快制胜”，使下部地层坍塌压力小于二叠系漏失压力；否则，窗口为负，未抑制垮塌时二叠系出现井漏，井筒条件会变得十分复杂。邻井TP35-2井壁失稳伴随井漏，处理复杂时间长达25 d。

3.3.1 快速钻进技术措施

5 160 m以深井段采用阿特拉PDC钻头+扭力冲击器钻进，一趟钻钻至中完井深，大大提高了钻井速度，坍塌压力上升至1.33 g/cm3（常规四级井身结构下部地层防塌钻井液密度1.35 g/cm3）。扭力冲击器与该区块该井段使用成熟螺杆相比具有以下优势：扭力冲击器内部纯机械构造能抗300°C以上高温；没有最低排量限制，钻井设备可在安全范围内正常运转；使用寿命长，一般都能达到300 h以上。阿特拉PDC钻头+扭力冲击器总进尺1 268 m，纯钻时间301 h，平均钻速4.21 m/h。

3.3.2 钻井液性能控制和配方

在钻进柯坪塔格组6 060 m时，掉块严重，将钻井液密度提高到1.33 g/cm3，同时配合加大使用磺化沥青FT-1、聚合醇防塌润滑剂XCS-3的用量，严格控制中压失水在2.4 mL以内，HTHP（130°C）失水在 9.2 mL以内，掉快情况得到缓解，钻井液配方为（3%～5%）膨润 土+0.2%烧 碱+0.5%KPAM+（2%～3%）SMP+（2%～3%）SPNH+（2%～3% ）FT-1+（2%～3% ）XCS-3+（3%～5%）KCl钻井液性能见表4。

表4 5 106～6 428 m钻井液性能

3.4 二开长裸眼段中完作业钻井液技术

中完难点为：二开中完裸眼长达5 228 m，存在易漏二叠系，柯坪塔格组井壁失稳形成大段扩径段可能引起电测遇阻卡，良里塔格组出油花和稠油，存在很高井控风险，整个中完作业过程风险高、难度大。

3.4.1 钻井液技术措施

一趟起下钻消耗钻井液60 m3，同时本井在中完作业中下钻到底开泵发生井漏，中完起下钻作业频繁，必须提前储备好足够的钻井液量，保证钻井液性能不能有太大的波动（胶液补充量太大会引起钻井液密度偏低，造成柯坪塔格组井壁失稳）。下钻到底采取40 m3稠浆分2段携岩，封闭浆封至三叠系地层（井底到4 500 m），配制好封闭浆后应取样做实验，尤其注意高温下钻井液静切力（悬浮部分岩屑，保证套管能下到底）。

3.4.2 工程技术措施

对于含易漏二叠系长裸眼段，下钻开泵必须缓慢，每次开泵泵压不超过3 MPa。对于起钻遇阻严重井段，井壁刮落的沉砂较多，必须采取分段循环，起下钻作业中精细化操作，不放弃任何一个异常井段、异常点，反复上提、下放甚至接方钻杆开泵划眼，电测和下套管之前循环2周以上，振动筛无明显返砂方可起钻。

3.5 小井眼、短半径定向钻井液技术

在钻6 428～6 660 m时使用φ165.1 mm钻头，在井深6 428 m处进行裸眼定向钻进，并且采取弯螺杆导向钻进，造斜率高达21°/30 m。60%～90%循环压力损耗在环空中，不利于水力能量的有效利用和发挥，且奥陶系缝洞发育，容易引发井漏。要选择流动性好、静切力小的低固相聚磺钻井液，以降低环空压耗和压力激动为主要控制原则，实现确保井内安全、保护储层、经济合理、易于施工的工程目标［17-18］。钻井液基本配方：3%膨润土+0.2%烧碱+0.3%KPAM+3%SMP+3%SPNH+2%FT-1+（6%～8%）原油+0.5%乳化剂，性能见表5。

表5 6 428～6 660 m钻井液性能

为了保持钻井液具有一定的悬浮性，在岩屑密度2.60 g/cm3、钻井液密度1.17 g/cm3的条件下，根据静切力公式 τs=5ds（ρs-ρ）/3（其中，τs为岩屑完全悬浮时所需最小 10 min 静切力值，Pa；ds为岩屑直径，mm；ρs为岩屑密度，g/cm3；ρ为钻井液密度，g/cm3）可计算出 φ3 mm岩屑完全悬浮的最小静切力值为7.15，因此该井钻井液的终切值为 8～9。 此外，采用了略高的 φ3（2～3）和φ6 值（4.0～7.3），并视其数值大小，补充胶液和膨润土浆进行调节；起下钻循环时间打入稠浆并配合钻具旋转，破坏形成的岩屑床，严格执行短程起下钻措施，以减少岩屑床的形成。

4 应用效果

本井实钻过程中，通过优化上部地层防阻卡技术、二叠系钻井液密度选择技术、下部地层扭力冲击器配合PDC钻头快速钻进技术、二开中完作业精细化操作技术及短半径小井眼净化技术，钻井周期比设计节约20 d，较邻井最大节约周期72 d，钻井工程费用大幅度缩减。全井安全无故障，综合评定为优秀，提速提效显著。TP267X与邻井设计/实际钻井周期见表6。

表6 TP267X井与邻井设计及实际钻井周期对比

5 结论

1）上部地层采用“三低、一高、两及时”可以显著提速和减少阻卡，采用200目高频振动筛配合中高速离心机可以有效控制固相，运用QS-2和石灰石粉提密度，可以有效封堵和改善泥饼质量。

2）区块内二叠系根据测井资料计算坍塌压力偏高，建议在加强封堵和抑制情况下，二叠系钻井液密度控制在1.28 g/cm3，进入石炭系地层密度提至1.30 g/cm3，可以处理好井壁失稳和井漏的关系。

3）石炭系下部地层快速安全钻进要“以快制胜”。建议采取PDC+扭力冲击器提速提效，缩短滤液浸泡时间，尽可能减缓坍塌压力上升，保持钻井液密度（1.30 g/cm3）钻至中完井深。

4）小井眼短半径定向应选择选择流动性好、静切力小的低固相聚磺钻井液，漏斗黏度为45 s，终切值控制在 8～9 ，φ3 值为 2～3，φ6 值为 4.0～7.3， 起钻前稠浆清扫井眼。

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