锦州25-1 南油田钻井难点分析及对策

王克洋 李进 唐启胜 林家昱 王桂萍(.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459；.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

为了实现渤海油田稳产增产的目标，渤海油田的开发井项目及调整井项目意义重大。锦州25-1 南油田位于渤海湾辽东海域，是规模较大的海上油田，有较高的油气储量。但该区块在二开钻井作业中，Φ311mm 井眼部分井段会出现复杂情况，非生产时间影响了作业时效，制约着渤海油田钻井提速提效[1-3]，亟需对锦州25-1 南油田的钻井难点进行分析，形成针对性的技术对策，对渤海油田钻井提效具有重要意义。

1 地质概况

锦州25-1 南油气田区域构造上位于辽西低凸起中北段，西侧以辽西大断层为界紧邻辽西凹陷中洼，东南呈缓坡向凹陷过渡，毗邻辽中凹陷中北洼，处于油气富集的有利位置。锦州25-1 南油气田钻遇的地层自上而下有：第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组和沙河街组及太古界。含油层系为沙河街组和太古界。

2 钻井作业难点分析

结合锦州25-1 南油田地质概况，分析存在的钻井作业难点如下：

(1)上部地层疏松，井眼扩大率高：区域内平原组底深为垂深400m 左右，地层疏松，容易扩径和坍塌。该区域内表层作业采用海水及膨润土浆开路钻进，钻井液冲刷能力强，作业排量高，容易形成“大肚子”，在起下钻及下表层套管时，容易出现新井眼、套管遇阻等复杂情况。

(2)馆陶组底部砾岩厚度大，耐研磨性强，机械钻速低：馆陶组下部地层含有粗砂岩及砂砾岩，特别是底砾岩对PDC 钻头的损坏极为严重，且机械钻速(5～15m/h)较慢。

(3)东营组地层易垮塌：东营组地层为大段的泥岩夹薄层砂岩。泥岩厚度大，易垮塌，导致起下钻困难、下套管困难、电缆测井困难。

(4)沙河街组地层机械钻速较慢：本套地层为砂泥岩，其中均含有灰质及高岭土成分，机械钻速较低(15～40m/h)，且钻头、扶正器容易被泥包。

(5)太古界地层容易发生漏失：潜山地层属于太古界，地层为正常压力，钻井液密度安全窗口窄，因此，钻井过程中容易发生井漏。

3 应对措施及对策

3.1 预防井径扩大的措施

为降低上部松软地层的井眼扩大率，采取如下措施：Φ311mm 井眼在一开井段采用海水膨润土浆钻进，控制排量在3300～3600L/min，正常情况下，每柱钻完后，不进行倒划眼作业，直接接立柱。为防止岩屑下沉，接立柱时晚停泵、早开泵，每钻进1～2 柱扫6～8m3稠浆携砂。转速控制在70r/min 以内，减少机械转动产生的离心力对井壁的破坏。钻压要跟上，但不控制钻速，以减少水力作用对松软地层井壁的冲刷。增强钻井液的携带性，若钻井液具有良好的携砂能力，就不需要大排量(高的环空返速)便可以将大颗粒岩屑带出井筒，可减轻钻井液对井壁的冲刷。

3.2 底砾岩钻井措施

由于该区块馆陶组底部砾岩较厚，一般厚度达70～80m，再考虑到井斜因素，所以实际需要破碎的底砾岩厚度会更大。优化设计PDC 钻头，首创了双排齿七刀翼的PDC 钻头。在距离预测的底砾岩顶测深50～60m 时，开始降低参数保护钻头，降低转速至30r/min，排量2900～3000L/min，钻压3t。若机械钻速可观，参数控制上可不必过于保守。值得注意的是，使用PDC 钻头确认钻穿底砾岩后，应当及时提高钻井参数。

3.3 井壁稳定技术措施

该区块在东下段至沙河街组出现了较为严重的井壁坍塌和起下钻阻卡问题，部分井段划眼异常困难，频繁憋压蹩扭矩，返出的岩屑既有粘软岩屑又有硬质碎屑。循环、倒划眼所占的非生产时间占到了钻井总时间的10%～15%。资料显示：该区块A 平台某井在1850m 左右井段处粘土矿物质量分数高达60%以上，说明该处泥岩易水化分散，不利于井壁稳定。为解决这一现象，应严格控制钻井液密度：东营组1.32～1.35g/cm3，沙河街组1.35～1.38 g/cm3。钻进过程中要随时观察返出岩屑情况，是否有掉块和掉片。采用抑制性较强的综合阳离子体系钻井液，抑制粘土水化膨胀、分散。同时，严格控制钻井液失水在3.6mL 以下，增强泥岩段稳定性，防止井塌。

3.4 预防起下钻阻卡的对策

针对起下钻过程中的钻具阻卡问题，采取如下技术措施：(1)在钻井液中加入包被剂。加入后，岩屑一经形成就处于包被剂的包裹中，尤其是长链高分子包被剂，吸附在岩屑上，形成覆盖整个岩屑的水化层。(2)降失水。综合阳离子体系采用CPA 作为降失水剂，尽量保证钻井液体系的阳离子环境，降低钻井液的滤失量。(3)保证充足的循环时间。循环可以减少岩屑因在钻井液中浸泡时间过长而造成的粘土水化、膨胀和分散，有利于岩屑被固控设备清除。由于岩屑在上行的过程中会发生不同程度的沉降，所以在扫稠浆或循环时，循环时间在1.5～2 个迟到时间为宜。(4)短起下钻，拉顺井眼。当井壁上堆积的“杂物”过多、过厚之前，及时拉顺井眼，防患于未然。由于钻具对井壁反复刮拉、挤压、摩擦，在井壁上就可以形成薄而韧的新泥饼，新泥饼的粘附力大大降低，不易粘附岩屑。(5)高效固控，最大程度清洁钻井液。提高固控设备的清除效率，最大程度地清除无用固相、确保入井钻井液的清洁是解决阻卡的关键。

3.5 预防井漏的技术措施

数据分析表明，该区块在钻进、起下钻、下套管、固井作业中多次发生井漏。主要原因有：井身结构不合理、地层中存在断层或尖灭、钻井液密度不合理等。为防止发生井漏，有以下措施：

(1)优化井身结构，对于进潜山的井，原则为进山3m 或见坡积砂中完，上层套管下至潜山顶，需要准确卡层。在潜山中采用低密度无固相钻井液钻进，在钻井作业中保持轻微过平衡的状态。对于风险较高的井，二开最后一趟钻可采用简易钻具，既降低了经济损失的风险，在紧急情况下又便于堵漏。

(2)对于有断层的井，确认断层的深度、断距系断层的发育情况，分析对钻井作业的影响。可在钻井液中加入堵漏材料，提前预防。

(3)下套管前保证井眼顺畅，调整钻井液性能，做到“三低一高”。下套管过程中应注意泥浆池液面变化，实际减小量应为套管的开端排代量，注意返出流量，保证连续灌浆等。

(4)固井前循环时采用小排量开泵打通，阶梯式逐级提高排量，不得猛提排量。

4 结语

结合锦州25-1 南油田地质概况，深入分析了该区钻井作业存在的技术难点与风险。研究形成针对性的技术对策，包括预防井径扩大的措施、底砾岩钻井措施、井壁稳定技术措施、预防起下钻阻卡和钻井漏失的措施。研究结论对锦州25-1 南油田提速提效具有重要指导作用，助力实现渤海油田稳产增产的目标。