南哈中科气田快速钻井技术研究与应用

张海忠，范成浪，王永国，刘龙林，杨 兴

（中石油西部钻探国际工程公司，新疆乌鲁木齐830026）

1 中科气田背景

中科气田可勘探面积18000km2，属于勘探初期，构造属楚河—萨雷苏盆地南哈探区，该盆地自泥盆纪时期开始形成，中生代地层缺失，500m后进入古生代地层，石炭—二叠纪是主发育期，地层较古老。盆地地层沉积厚度在1000～4500m，石炭—二叠纪发育了大套的钙质泥岩层、酸盐岩层、盐膏岩地层，灰岩内部的溶蚀性缝洞和后期发育的构造裂缝以及泥盆系地层的碎屑岩存在漏失风险，受到区域挤压和基底抬升作用的影响，该区内断裂作用普遍发育，导致形成了广泛的背斜型褶皱和遮挡构造，给井斜控制增加了难度。该区域地层岩性压实性强，可钻性差，钻头吃入困难，整体机速较低。广泛发育的石灰岩地层存在漏失风险，断裂作用形成的背斜构造为井斜控制增加难度。

2 地质情况

2.1 地层压力情况

（1）邻井实测压力数据，具体统计见表1。

（2）地层压力预测：根据已钻邻井资料分析，预计储层石炭系维宪阶地层孔隙压力系数1.00～1.05g/cm3，泥盆系法门阶地层孔隙压力系数为1.06g/cm3。

2.2 地层可钻性评价

取该区块ASSA-1井石炭系1620m一块岩样进行力学性质评价，可见该岩样对应的地层岩石属于中等硬度，研磨性为低研磨性，PDC施工中，复合片的损坏主要来自钻进时不平稳带来的冲击，因此选用抗冲击性能优越的复合片，能有效地提高钻头的抗冲击能力，延长钻头的使用寿命。该岩样硬度和塑性系数表明岩样属于中软地层，基本没有塑性，具体结果见表2。

表1 邻井实测压力数据统计

3 技术难点

中科气田处于勘探初期，为探明区域储量，所布井位间距都较远，大跨度使得各井位相同层位间岩性可比性较差，为钻井施工带来许多不确定因素。从已完成井情况来看，机速和月速均较低，钻井周期长，钻井液复杂和事故多发生在2000m以前，下部地层易发生钻具事故。综合来看，主要存在如下技术难点：

（1）100m左右出现的绿色胶质泥岩极易泥包钻头和扶正器，返出过程中易结块堵塞导管和高架槽。

表2 ASSA-1井岩样进行力学性质评价表

（2）二叠系井段存在不均等泥岩、粉砂互层和少量石膏泥岩，易发生水化膨胀造成缩径或坍塌卡钻。

（3）在1000～2000m存在大段盐层，易造成井径不规则和井壁失稳复杂。

（4）二叠系棕褐色泥岩和硬质泥岩交接面井壁不稳定，易剥落掉块。

（5）石炭系下部井段存在裂缝发育带，易发生漏失和坍塌，并有可能引发先漏后喷复杂。

（6）石炭系下部和泥盆系地层压实程度好，地层富含石英和硅质，可钻性差，对钻头损伤大，钻井机速慢，钻井周期长。

（7）产层伴生H2S气体，井控风险高。

4 钻头选型方案及现场应用

根据岩石可钻性评级和地质岩性变化情况，对钻头的适应能力进行了现场验证，试验应用了江汉、川石、百施特、深远等生产厂家的各型号牙轮和PDC钻头，钻头使用情况见表3。

表3 实钻钻头使用情况统计

从现场使用情况来看，上部地层岩性松散，可钻性较好，采用钢齿牙轮钻头效果好；二开井段上部存在泥岩、砾岩互层，采用ST437GK牙轮钻头穿过该层位后，下入大复合片的T1955 PDC钻头钻进；三开进入地层后及时下入DF系列PDC钻头钻进，进入泥盆系后地层岩性硅质含量增加，PDC钻头进尺减少，钻头磨损严重，更换HJ537G和HJ637G牙轮钻头钻进。

5 钻具结构优化及实际使用情况

根据井斜变化情况，及时改换钻具结构，通过防斜钻具主动防斜钻进，在不借助MWD仪器的前提下，完成的7口井井斜均控制在设计范围内，结果见表4。

6 钻井液体系优选

中科区块地层古老，属海相沉积，地层富含盐，通过对地层岩性及前期资料调研，2000m是该区块地层的分水岭，井径扩大率前后相差较明显，决定采用欠饱和盐水强抑制聚合物钻井液体系，突出上部抑制，下部封堵特性。

配方1（2000m以前）：4%土粉+0.1%NaOH+0.3%IND30+1.5%Redu1+2%NFA25+0.5%Visco1+5%KCl+20%NaCl+重晶石；

配方2（2000m后）：4%土粉+0.1%NaOH+0.3%IND30+1.2%Redu1+3%NFA25+0.5%Visco1+3%KCl+7%NaCl+2%QCX-2重晶石。

该区块7口井施工过程中钻井液性能稳定，起下钻无阻卡，无因钻井液引起的复杂、事故，完井电测与固井施工顺利。不同井段钻井液性能见表5。

为取得较准确的气层显示，在TGTR-8井储层段试验应用了微泡沫钻井液体系，该体系具有密度低、屏蔽效果好、携岩能力强、润滑性好等优点，主要适用于衰竭油藏、低压储层和裂缝发育地层的钻井。全部施工井井径统计见表6。

7 完成井总体效果评价（见表7）

表4 完成井井斜统计表

表5 不同井段钻井液性能

表6 完成井井径统计及事故复杂损失数据表

表7 完成井指标统计表

从指标完成情况看，平均钻井周期65.9d，较同区块钻井指标降低43.82%，2900m井平均钻井周期74.79d，较同区块钻井指标降低37.64%，平均机速较区块指标提高17.32%，钻井平均月速度1210.93m/台月，较区块指标提高76.36%,复杂损失率0.5%，较区块指标降低83.11%，事故损失率1.42%，较区块指标降低52.98%。

8 认识与建议

（1）该区域密西西比（亚）系中统维宪阶以下，地层可钻性变差，机速变慢，PDC钻头与牙轮钻头使用过程中均无明显优势，PDC钻头和HJ537G牙轮钻头钻进中均不能达到钻头寿命周期，钻头先期的破坏和牙齿均磨平，不能有效地吃入地层，最下部地层选用HJ637G牙轮钻头钻进。

（2）钻井液预防事故复杂技术优化了井壁质量，大大降低了套管遇阻、盐层、油层段事故复杂发生率，实现了中科气田优快钻井。进入含盐段施工时，欠饱和盐水钻井液使用中泡沫较多，有进一步的优化改进空间。

（3）储层段施工微泡钻井液是一个选择方向，不但能有效提高机速，还能保护和及时发现新储层。