范丰年

中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司（天津300452）

伊拉克M油田地质结构复杂，区块内可借鉴的作业经验较少，油田开发初始阶段，水平井钻井时效较低，平均钻井周期129.37 d，为降低钻井成本，钻井提速势在必行。通过对钻井难点的针对性分析，采取优化井身结构和作业程序，优选钻井液及固井水泥浆性能，减少井下复杂情况，提高钻井效率。通过优选井下工具和钻头，提高机械钻速。M油田优快钻井配套技术措施的应用，为中海油M油田的生产开发提供了技术指导。

1 油田地质特点

M油田上部地层以第四系疏松砂岩、泥岩为主，厚度约2 000 m，易垮塌；中部地层为第三系Lower Fars 组、以石膏、盐岩、页岩为主，夹层存在高压盐水，地层孔隙压力系数最高为2.27～2.28，压力过渡带为硬石膏层，隔层厚度5 m；盐下层为第三系Jeribe 组、Mishrif 组以碳酸盐岩为主，厚约1 200 m，地层孔隙压力系数为1.08～1.11，缝洞发育，易漏失，给钻井作业带来了诸多的困难[1-2]。

2 钻井作业面临主要困难

1）第四系大段泥岩段钻头易泥包，起下钻困难，钻井时效低。

2）盐膏层埋深2 000～3 000 m，厚约800 m，压力系数大于2.2，钻井液密度安全窗口窄，井漏、井涌风险并存。

3）盐膏层塑性蠕变导致井径变小易引起钻具卡钻和套管阻卡，盐膏层蠕变速度过快或地层漏失，固井质量难以保证，高压盐水层的存在，易污染钻井液，导致钻井液性能恶化。

4）灰岩地层裂缝发育，极易发生漏失，且存在异常高压层，易造成上漏下喷的复杂情况。

5）Φ215.9 mm裸眼段长1 400 m左右，井壁暴露时间长，存在易坍塌地层。

3 优快钻井配套技术措施

3.1 优化井身结构及套管程序

要实现安全、高效、优质钻井，满足勘探开发的需要，首先要设计合理的井身结构。合理的井身结构设计既要满足工程要求，又要尽量避免“漏、喷、塌、卡”等复杂情况的发生，从而保证施工安全[3]。

为进一步优化井身结构，决定取消Φ914.4 mm井眼和Φ762 mm 导管，通过调研和计算，Φ508 mm套管可以支撑井口设备重量、满足后期套管悬挂要求，且取消后不存在地质风险。另外，选用高抗外挤强度的公称质量为79.7 kg∕m 的Φ244.5 mm 套管来代替目前的公称质量为86.7 kg∕m 的Φ244.5 mm套管，套管内径增加后，在下一开次钻Φ215.9 mm的井眼来取代Φ209.6 mm的井眼，从而下入Φ177.8 mm 尾管，避免了使用Φ168.2 mm 尾管。经套管强度校核，公称质量为79.7 kg∕m的Φ244.5 mm满足作业要求，强度校核见表1。

3.2 采用高密度饱和复合盐钻井液

Φ311 mm 盐膏层井段使用高密度饱和复合盐钻井液，密度最大2.30 g∕cm3，通过控制复合盐体系有害固相，制定了低切高黏的钻井液策略，保障流变性，精准控制井底当量循环钻井液密度（ECD），如图1和图2所示，它保证了井壁稳定性，减少了漏失发生机率。钻井液体系采用无机盐和有机盐复配的方式，配方：0.3%NaOH+0.3%Na2CO3+0.3%包被抑制剂+3%降滤失剂+ 35%NaCl + 8%NaCOOH + 5%KCl。钻遇地层中存在多种无机盐，在饱和复合盐钻井液中均不溶解，有效解决了盐的重结晶问题，控制了盐膏层的溶解，通过强抑制性，抑制地层中泥岩的水化膨胀能力[4-5]。

表1 套管强度校核

图1 井底当量密度随塑性黏度变化

图2 井底当量密度随动切力变化

充分利用好一级固控设备，尽可能地使用高目数的振动筛筛布，对于高密度钻井液固相控制至关重要，而固相控制是高密度钻井液的黏切控制的关键[6]。保持较低的黏切既能提高水力学冲刷效果，又能充分清洁井壁，有效地提高钻速的同时，也能提高起下钻时效。

3.3 盐膏层安全固井技术

安全压力窗口窄，钻井液和水泥浆密度设计难，容易引起盐膏层蠕变速度过快或地层漏失。研究表明，盐膏岩埋深超过1 500 m 时，受温度和压力的影响，随埋深的增加，强度不断下降[7]。由于常规高密度NaCl 水泥浆存在触变性强、早期强度低、临界静胶凝强度达到240 Pa的过渡时间长等缺点，为此研发出了抗盐、防漏和防窜的高密度KCl 水泥浆体系，通过改善水泥浆体系、优化固井工艺、提高顶替效率、评价封隔能力等方法，解决了困扰现场固井作业已久的技术难题。

施工过程中采用扶正器安放优化、施工参数优化等措施，有效提高顶替效率，从而提高固井质量，套管居中度达90.8%，钻井液动切力≤11 Pa，水泥浆与钻井液密度差在0.05～0.11 g∕cm3，施工排量大于1.9 m3∕min。通过室内实验，采用工作压力为120 MPa 的增压泵和壁厚为12 mm 的套管，监测不同长度水泥环下封固模块的压力变化，建立了高压盐水层固井水泥环封隔能力评价模型（图3），模型关系为y=9.017 2lnx+0.269 1，提高了对水泥浆体系的封隔评价能力的认识。

3.4 定向井作业程序优化

复合钻进与常规转盘（顶驱）钻井相比，具有钻速快、钻头寿命长、井眼轨迹易控制、下部钻具组合相对简单、井下故障少等优点[8]。在M 油田水平井钻进过程中采用复合定向钻进，合理地控制井眼轨迹，确保了井眼轨迹平滑；着陆前200 m 更换LWD钻具组合，实时跟踪地层情况，确保着陆准确；补全随钻地质资料录取，降低电缆测井带中子源进入斜井段发生卡电缆的风险；螺杆+MWD 钻进，简化易垮塌、易卡、易漏层位钻进钻具组合，更利于井下复杂情况的处理和预防卡钻等事故。

图3 最小封隔长度及强度关系对比

M油田水平井第一造斜点选择在第三系和白垩系之间的灰岩地层，造斜点较深。钻具托压问题是深部灰岩地层定向井钻井面临的最大挑战。为此，在下部斜井段，采用增斜钻具组合[9]。为避免钻具产生屈曲，在井斜大于45°后，对钻具进行倒装，保证在下部井段可以施加足够钻压。同时用Φ127 mm 无磁加重钻杆代替Φ171.5 mm 无磁钻铤，减小了钻具接触井壁的面积。为保证水平井顺利着陆，同时降低井眼轨迹控制难度，将井眼轨道设计为双增式轨道，为井眼轨迹调整预留空间。

3.5 井下工具及钻头优选

定向井作业中，由于井斜较大造成钻柱和井壁之间摩阻较大，钻具对下井壁的正压力和作用面积越来越大，钻压传递效率降低[10-11]。为进一步提高钻进效率，考虑使用高质量的井下动力钻具，并对部分井段钻头进行优选，具体措施如下：①在Φ215.9 mm 井段使用水力振荡器，推荐加放位置在距离钻头251～400 m处，减小托压效应；②根据实钻井的地层资料，得出Φ215.9 mm 井段地层的抗压强度和内摩擦角（图4），有针对性地选择适合该井段的PDC钻头。

图4 地层抗压强度和内摩擦角

根据实钻资料，在Φ215.9 mm井段使用NOV水力振荡器配合优选后的PDC 钻头，提速效果明显，对区块内已实施的3口井进行统计（表2），可看出滑动钻进平均钻速4 m∕h，与仅使用马达时钻速2.4 m∕h相比提速60%。

4 M油田实施效果

优快钻井技术措施在油田的推广应用，钻井提速效果明显，水平井钻井周期连续创历史记录。2019 年完成水平井8 口，平均钻井周期104.14 d。其中有3 口井低于90 d，5 口井低于100 d。优快前后各井段钻井周期都出现显著降低，见表3。

表2 定向钻进钻速统计

表3 优快措施后钻井工期统计

1）优化后的井身结构和套管程序显著缩短了钻井周期，随着油田作业量的增加和对井下风险认识的提高，井身结构还存在进一步优化的空间，如使用Φ406.4 mm代替目前的Φ444.5 mm井段。

2）高密度饱和复合盐钻井液具有良好的流变性，有利于井壁稳定和控制井底循环当量密度，减少井底复杂情况出现的机率。

3）使用高密度KCl水泥浆体系并优化固井作业施工参数，提高套管居中度，可实现高压盐膏层的安全封固。

4）水力振荡器结合优选后的PDC钻头使用，有效地提高了油田的机械钻速。