准噶尔盆地南缘呼图壁背斜探井钻井提速技术难点与对策

2022-04-18张茂林曹光福

西部探矿工程 2022年4期

张茂林，辛飞，张晨，曹光福

（1.西部钻探工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000；2.西部钻探克拉玛依钻井公司，新疆克拉玛依 834009；3.中国石油新疆油田公司勘探公司，新疆克拉玛依 834000）

2020 年呼图壁背斜带呼探1 井获得重大突破，在7367～7382m井段试获高产工业油气流，日产天然气61×104m3，日产原油106.3m3，初步估算气藏规模千亿立方米。呼探1井的突破，是继准噶尔盆地南缘西段高探1井历史性突破后，在南缘中段首次获得天然气勘探重大发现。

南缘中段下组合勘探程度低，地质工程难点突出，呼探1井采用油基钻井液、精细控压、垂直钻井、随钻扩眼等工艺技术措施，保障顺利完井。实钻情况表明，构造地质情况复杂，存在钻井故障、复杂率高、周期长等难题。为了进一步缩短钻井周期，降低故障复杂率，急需形成该区域安全快速钻井配套技术，进一步实现该地区油气勘探的安全钻井和降本增效。

1 钻井提速难点分析

呼图壁背斜构造位于准噶尔盆地南缘冲断带安集海—呼图壁构造带中段。钻井地层自上而下主要有第四系，新近系独山子组、塔西河组、沙湾组，古近系安集海河组、紫泥泉子组，白垩系东沟组、吐谷鲁群，侏罗系喀拉扎组、齐古组，地层压力呈“低—高—低—高—低”特征[1-2]。

（1）紫泥泉子组以下地层勘探程度低。同构造上钻达侏罗系2口井，两井相距20km，井身结构设计均为非常规五开结构，下部地层压力系统、地质分层，纵向上两口井特征相似，横向上压力存在一定变化，越靠山前压力差异性强，下部地层井身结构确定难度大，导致井下复杂多。

（2）塔西河组地层理化破碎特征，易发生井壁垮塌复杂。DF1 井使用水基钻井液体系，使用密度1.15～1.35g/m3，井径曲线较规则，反映井壁较稳定。呼探1井使用油基钻井液密度1.20～1.53g/m3，井壁失稳现象严重，井径扩大率达89%。由于井壁失稳出现大量掉块，基于掉块造成卡钻风险高，钻进时频繁提离井底，严重影响钻井速度。

（3）下部胜金口组至清水河组(K1q),喀拉扎组(J3k)，地层压力呈“高—低”趋势特点。压力高点为K1s或K1h上部，K1q至J3k压力回落，溢漏同存。DF1井在K1q至J3k井深7026～7336m，钻井过程发生井漏13次。呼探1井在K1s井深6100～6104m地层出水，钻井液密度2.18g/cm3基本保持钻井液性能稳定，J3k地层压力系数下降至2.02，钻进中发生16次漏失，地层出水引发井壁失稳。

（4）地层造斜强，井身质量控制难度大。地层自然造斜、井壁垮塌、井径变化大、钻遇夹层的破碎或振动等带来的载荷变化等造成井斜增加，常规工艺钻井参数难以强化，严重影响机械钻速。呼探1井钻井井身轨迹自然方位受构造和层理特点出现延续趋势，闭合方位整体向正北方向330°～30°之间漂移。塔西河组中上部2153～2362m 井段钻进出现大量掉块憋卡严重，甩扶正器后井斜升至5.7°。下部井段钻井过程中出现井斜，钻井参数难以强化，影响机械钻速。

（5）多个地层可钻性差，机械钻速低。第四系和独山子组含砾岩井段，岩石可钻性差；东沟组、连木沁组、呼图壁组泥岩呈现硬朔性，钻头破岩效率低，清水河下部岩石强度高，喀拉扎组地层以砂砾岩为主，硬度高、研磨性强，呼探1井190mm井眼进尺233m，使用钻头5只，平均进尺46.6m，平均钻速0.44m/h。

2 钻井提速技术对策

2.1 完善井身结构

目前使用五开备六开和大六开备七开井身结构，上部采取大井眼尺寸，预留一层或多层备用套管，为钻遇复杂情况预留调整空间；下部可以采用较大的尺寸钻具、钻头、提速工具等使钻井参数实现合理优化；同时增大完井的井眼尺寸，为油气井开发创造良好的条件；为井身结构的设计带来更大的灵活性，可以持续开展井身结构优化[3-5]。

呼图壁背斜带钻井复杂主要是下部胜金口组至清水河组的地层压力变化造成。DF1井处于储气库边缘区紫泥泉子组是储气层，DF1井和呼探1井五开井段地层压力都呈现由高向低的趋势，胜金口组高压气水层是压力高点，清水河组存在裂缝带承压能力低，薄砂层发生渗透性漏失，漏溢转换频繁，对该井段增加封隔点进行压力系统分隔，保障下部钻井安全提速实施。一开套管下至井深300.00m，封固上部疏松地层；二开套管下至安集海河组顶部，封上部低压层，为安集海河组高密度钻进创造条件；三开套管下至紫泥泉子组顶部，封隔安集海组高压易垮地层；四开套管下至连木沁底部封隔紫泥泉子组—连木沁低压层，五开套管下至清水河中部，封隔胜金口高压气水层，应对清水河砂岩及侏罗系压力回落，为安全钻进目的层奠定基础；六开实施清水河组、喀拉扎组储层专打。井身结构见图1。

2.2 钻头优选及个性化钻头

呼图壁背斜构造地层特点，第四系至独山子组上部砂砾岩段以复合钻头、镶齿牙轮钻头提速。独山子中下部塔西河组以泥岩粉砂岩为主,属低剪切、中高塑性、软到中硬地层,沙湾组以粉砂岩为主，部分井存在砂砾岩可钻性较差；安集海河组以泥岩为主，PDC可钻性4～5，受构造应力和高密度围压产生强塑性，使钻头吃入困难。使用个性化调整钻头后倾角，4刀翼非平面齿和尖圆混合布齿PDC钻头解决了塑性泥岩吃入难题，呼探1井使用一只GT46s钻头进尺759m，钻速4.42m/h。

紫泥泉子组和东沟组主要为泥岩和砂岩互层,部分层段为含砾不等粒砂岩,PDC可钻性4～6。连木沁组至清水河组中部岩石成岩随井深增加，泥岩地层受山前地壳造山运动的挤压，成岩压实强度和岩石强度增加，PDC可钻性5～6，含砂质岩性石英成份增加研磨性较强，泥岩段多呈现朔性特征，钻头破岩效率低；清水河组中下部以砂质岩性为主，复合片快速磨损，泥岩存在裂缝长石或石英填充及夹层造成钻头崩齿。采用个性化PDC 钻头，5刀翼布齿抛物线型和中等大小切削齿后角设计，提高钻头穿夹层能力，进口复合片提高钻头的攻击性和耐磨性，防止钻头早期损坏[6-7]，配合螺杆近钻头提供动力减少钻具振动对钻头切削地层平稳性的影响，提高钻头的切削效率。TA1井在呼图壁河组地层使用两只进口钻头进尺694m，机速平均2.44m/h，钻速较前单只钻头平均机速1.42m/h，提高144%。

喀拉扎组含砾砂岩，研磨性强，强度最高达198MPa，PDC可钻性大于8，试验速螺杆（或涡轮）配合孕镶钻头使钻头工作时间长，减少起下钻时间，获得单只钻头进尺，提高钻井速度[8]。

2.3 防斜打快技术

上中部井段采取强化钻井参数，提高钻井速度。上部大尺寸井眼通过优化钻具组合技术，提升钻机装机功率，解决在钻进过程中所需要的能量和排量问题，采用减震器+大尺寸钻杆和钻铤，钻进过程中针对不同的地质特性，使用螺杆钻具和垂钻钻进技术实现防斜打快[9-10]。在独山子组上部砾石层使用混合钻头+大尺寸钻铤+双扶+减震防斜，在中下部砂砾含量、粒径减少地层，优选7LZ系列高扭矩、高钻压和承受高交变应力特性的大井眼螺杆配合减震器，解决跳钻严重、趟钻行程钻速低、参数难以强化等难题，GQ6井在独山子组中上部砂砾岩地层，进行复合钻头配套减震器、螺杆、水力加压器等提速工具集成提速试验，单只钻头进尺684m（提高3倍），机械钻速5.01m/h（提高85%），节约6趟钻，钻井机速提高65%，实现防斜打快。强化参数为强化前钻压2～10t，转速65～100r/min，排量42～55L/s，泵压25～33MPa，扭矩5～14kN.m；强化后钻压8～18t，转速45～70r/min+螺杆，排量41～55L/s，泵压33～35MPa，扭矩10～22kN·m。

在下部井段地层钻进中，安集海河组采用主动防斜垂钻钻井系统，强化钻井参数防斜打快。东沟组至清水河组中部地层高效PDC钻头+螺杆或垂钻+螺杆，提高破岩效率防斜打快。呼探1井Power-V垂钻工具，在安集海河组地层3036～3795m，井斜2.32°↓0.06°提速68%。LT1井使用Power-v垂钻在安集海河至连木沁组地层平均地层倾角55°，进尺1812m，平均提高24%、井斜小于0.5°。DF1井在连木沁至呼图壁河组井段使用高效+螺杆+MWD 在5572～6018m，进尺446m，机速6.79m/h；TA1井333.4mm使用进口PDC+PV+进口螺杆，油基泥浆体系，在井段4956～5382m 使用的德瑞弗曼进口PDC，单只钻头进尺426m，较相邻井段提速120%。

2.4 精细控压钻井技术

通过引进控压钻井配套技术解决压力复杂地层安全钻井难题，改造完成15MPa高控压能力设备、建立井下异常情况实时诊断与控制系统、完善重浆帽工艺，有效解决了窄密度窗口地层气液置换和气体侵入井筒识别困难、控制难度大等问题。LT1井在井深4642～5746m地层压力呈现高压—低压的变化趋势。随着地层压力逐渐释放，配合精细控压钻井，控制井底ECD在2.60～2.62之间，大幅减少地层出水及漏失。呼探1井五开完钻井深7601m，采用精细控压固井技术，控制井底ECD为2.15～2.16g/cm3，顺利完成控压下套管、循环、固井、循环候凝等工艺流程，实现全过程井底压力控制。

2.5 钻井液优化技术

准噶尔盆地南缘地区中下部井段油基钻井液的成功运用，为钻井液体系选择及优化提供依据。呼图壁背斜使用水基钾钙基有机盐体系强化封堵能力解决第四系、独山子组上部含膏砾石层阻卡问题，强化抑制能力解决独山子组下部、塔西河组泥岩的缩径阻卡问题。在中下部安集海河组及以下优选油基钻井液的组分，综合性能优良，在温度180℃、密度2.60g/cm3的条件下，流变性优良、乳化性能稳定，抗污染性能强，添加复合封堵剂形成的高密度防漏型油基钻井液，大幅降低了井下复杂事故，提高钻井速度[11-12]。