5-东营北带深井钻井技术探索.doc

东营北带深井钻井施工技术探索钻井五公司刘同富张敬智摘要东营北带指东营洼陷北侧的斜坡带，东至永安，西至利津。所钻井井深大都在4000米5600米之间，在该地区进行钻井施工，需要克服地层倾角大易井斜、钻穿大段盐膏层、钻遇大段砂砾岩地层、高压油气层、高温对钻井液性能的影响、井漏、地层可钻性差等困难。还要解决技术套管防磨、如何提高固井质量等难题。因此，在该地区进行钻井施工，需要有一整套严密科学的钻井技术，本文对该地区钻井难点进行了分析，对我公司在该地区施工多口井后形成的一套钻井方式进行了总结分析，总结了该地区钻井施工取得的一些经验和成果，提出了仍然存在的目前技术难以解决的问题，对下一步在该地区进行钻井施工提出了建议。关键词 东营 北带 钻井 技术一、区域地质、钻井情况简介东营北带指东营洼陷北侧的斜坡带，东至永安，西至利津，包括了民丰、永安、盐家、胜坨、利津等区块。在东营北带深部地层的钻探中，大部分井设计井深在4000米5600米，上述区块的地质特点为：上部是常规的地层，02500米为平原组至沙三中地层，结构平缓，可钻性较好。沙四段地层有不确定的高压层；盐膏层；砂砾岩集中段；底部为前震旦潜山。地层倾角在525。较早在该地区完成的井有：丰深1井、永559井、丰8井。2007年6月以前，我公司已经完成的井有：丰深1井、丰深2井、丰深3井、丰深4井、丰深5井、丰深1-斜1井、丰深6井、盐22井、盐222-1井、盐23井、盐223井、盐222井、永928井、丰深10井、盐227井、新利深1井等。正在施工的井有利深101井、永930井等。二、钻井过程中遇到的难题1、技术套管防磨。深井施工，技术套管都较深，一般都封隔沙三中地层，下深在2500米3000米之间。三开施工时间长，一般自三开至完井用34个月时间。为了充分利用技术套管，节约投资，现在的井身结构大部分都是设计挂尾管完井。所以，要求244.5mm技术套管始终要满足井控安全，同时，完井后技术套管仍需要作为生产套管使用。因此做好技术套管防磨工作是非常重要的。但是，长期施工、钻具的转动、敲击、摩擦、钻头牙齿的划拉，都会给技术套管造成损伤。2、大倾角地层防斜问题。东营北带沙三段及以下地层存在较大倾角，一般在525，地层硬，岩石可钻性差，防斜难度大。目前的多种防斜钻具其防斜能力都不能满足这种深部大倾角硬地层钻进时的防斜要求。3、盐膏层以上有高压地层，一般含有油或天然气，钻至该地层时可能发生井涌井喷。压力系数在1.601.90不等。4、大部分井存在大段盐膏层。钻遇盐膏层使钻井液受到污染，性能发生较大变化，淡水钻井液施工盐膏层时溶化快，使井径扩大，形成较大掉块，给后期施工带来困难。5、砂砾岩集中段承压能力不确定。在盐膏层以下为砂砾岩集中段，承压能力相差较大，有的1.90不漏，有的1.60就发生漏失。由于现在的设计大都是用高密度钻开该地层，因此发生井漏的机率较大。6、用高密度直接钻至前震旦潜山井漏。有的井设计用高密度直接钻至前震旦潜山界面以下完钻，这种井几乎都会发生井漏，给钻井施工带来较大危险和难度。7、机械钻速低。由于地层可钻性差，钻井液密度高等原因，全井平均机械钻速较低。序号井 号队 号完钻井深244.5技套177.8技套机械钻速1丰深2705785760.4m3001.785638m尾管2.3m/h2丰深34570650502506.044740.4尾管2.353丰深4454194621.652551.561.584丰深55010944862947.112.995盐234541940401502.673.866永9284570341062396.182.087新利深17057844753226.972.678、216mm井眼下177.8mm套管困难，在216mm井眼内下177.8mm套管，主要难点在于：间隙小，井段长，开泵困难，固井质量难以保证。三、施工过程中采取的技术对策1、完成井指标情况序号井 号完钻井深钻井周期建井周期机械钻速m/h1丰深25760.424411267122.32丰深350502112323672.353丰深44621.65219825111.584丰深5448611423135222.995盐23404075693123.866永92841062041621852.087新利深1447513120161222.67从已完成井统计数据来看，第一轮施工的丰深2、3、4，永928，利深1等井施工周期普遍较长，第二轮施工的新利深1、丰深5、盐23明显周期缩短。其主要原因是第一轮井施工经验少，地层复杂，各个技术环节需要摸索总结，施工中发生了许多复杂情况和井下事故。发生事故和复杂情况较多的井有永928井、盐222井、利深1井。2、311.1mm大井眼施工。上述井技术套管下深在2400米3000米之间，地层为沙三上至沙四段。一般用一只H437牙轮钻头+一只PDC钻头钻较深的井，一只PDC钻头钻完较浅的井比较合理。由于上部地层结构平缓，不容易发生井斜，所以用塔式钻具效果较好。3、技术套管防磨。一般每口井使用防磨接头1015只，重点是水泥返高以上井段和井口附近。一般200300米一只，从完成井套管试压情况看，基本达到了防磨的目的。4、三开钻头选型。三开后地层可钻性变差，在实钻中，尽量选用进口复合片的PDC钻头，实践中选用了钻井院、大港中成、上海中曼几个厂家的进口复合片PDC钻头，保持了较高的机械钻速。在进入砂砾岩集中段后改用牙轮钻头，一般选用HJ517、HJ537、HJ537GK等金属密封和宽齿钻头，机械钻速明显降低。同时高密度下深井的钻井液性能使循环时的损耗压力较高，光钻杆下至井底循环泵压达到16Mpa，所以钻进时受总泵压限制，井底处钻头水眼的压降十分有限，喷射钻井的作用发挥不出来。5、防斜打直。用PDC钻头偏心钻具18米稳定器作为防斜的主要钻具，如果井斜难以控制，用动力钻具进行纠斜。在施工中所有完成井都发生了不同程度地井斜，其中有两口井使用了动力钻井纠斜，虽然对井斜控制有一定效果，但耗费时间长，生产效率低。完成井井斜统计序号井 号最大井斜所在井深方位角纠斜方法1丰深25.493075242丰深37.7742502653丰深412.53527243动力钻具4丰深56.59261524.55盐239.7931752956永928动力钻具7新利深17.08403847从上表可以看出，该地区施工所钻遇的地层倾角比较大，井斜在常规防斜钻具下难以控制，在控制钻压、用动力钻具纠斜过程中降低了机械钻速，延长了钻井周期。6、钻大段盐膏层。该地区的盐膏层没有夹杂软泥岩，基本没有缩径现象。但在用淡水钻井液钻至盐膏层时，因地层不断溶化，导致钻井液性能变差，井径扩大。在后期的钻井施工中，凡是有大段盐膏层的井，设计讨论时我们提出使用欠饱和钻井液体系，在丰深5井、新利深1井应用后效果不错。7、钻大段砂砾岩。东营北带大部分井在盐下有大段砂砾岩和泥岩夹层，钻井过程中不能使用PDC钻头，只能用牙轮钻头钻过该地层，机械钻速较低。8、钻具管理。施工中，我们对下井钻铤进行定期探伤，一般两趟钻探伤一次，钻头在井下使用时间长时，一趟钻一探伤，避免了断钻具事故。9、215.9mm钻头下177.8mm技术套管。三开后下177.8mm技术套管的井，一部分是设计上有的，一部分是因为井漏原因补下的。在施工中，尽量做到井眼畅通，不下或少下扶正器，开泵排量由小到大，下套管和循环时，钻井液上返速度接近钻进时的返速。如果在钻进时有井漏现象，要进行堵漏后再下套管。在下入套管后开泵循环时，不同程度地存在开泵困难的现象，有的因地层承压能力低造成井漏，影响了固井的正常进行。如：丰深3井下完177.8mm技术套管后开泵造成漏失，漏失量超过100m3， 经反复开泵后建立循环，然后进行固井作业。盐222井下完177.8mm技术套管后开泵造成严重漏失，无法建立循环，被迫强行固井，对该井的固井质量造成较大影响。10、井控工作。在该地区施工中，首先做好防喷器的安装，按设计的试压值进行试压。经常组织防喷演习，做好重泥浆和加重料的储备。安装泥气分离器，落实井控坐岗观察制度。在钻开高压层前进行技术检查和措施交底，充分做好钻开油气层的准备工作，做到万无一失。11、防漏。该地区井漏的特点是钻遇渗透层或裂缝发育地层发生井漏，漏速较快，有时只进不出。但静止时液面距井口较近，有时能通过静止达到堵漏的目的。如果在钻进中发生井漏，如果静止堵漏效果不明显，在钻井液中加入堵漏材料，适当降低钻井液密度，通过实施，基本达到 消除井漏的目的。在钻进前震旦潜山后发生的井漏，一般不容易堵住。为了完井电测和下套管安全，采用了水泥或凝胶进行硬堵的方式，保证固井时不发生井漏。12、深井抗盐膏侵高温钻井液。1） 东营北带深井钻井对钻井液的要求主要突出在以下几方面： 解决井壁稳定问题； 解决淡水钻井液钻大段盐膏层的污染问题； 解决高温稳定问题； 解决高密度、长裸眼中途测试的井下安全问题。2） 钻井液施工 合理调整钻井液的流变参数，主要通过控制钻井液的稠度系数K值和初切力，达到既能有效悬浮携带钻屑又要防止钻屑粘附井壁的目的。 尽量保持较高的钻井液环空返速，配合短起下钻等作业，保证井壁清洁，井眼畅通。 配备的新型高频震动筛，对提高钻井液的固控能力作出了巨大贡献，有效降低了钻井液中的劣质固相，保证了钻井液性能的稳定。 采用封堵防塌与抑制防塌相结合的方法解决泥页岩地层的井壁稳定问题，主要是使用沥青类和聚合醇类防塌剂加强对泥页岩微裂缝的封堵，将井壁表面由亲水性转化为亲油性，同时增强滤液的抑制性。 井眼尺寸越大，围岩的坍塌应力越高，为保证井壁稳定采用了合适的钻井液密度。3） 解决淡水钻井液钻大段盐膏层的问题。有三口井通过对淡水钻井液性能进行改进后成功钻穿盐膏层，钻井液主要做了以下工作。 严格控制钻井液中粘土的含量。粘土含量必须低于20g/l 。使用120目以上震动筛配合钻井液的抑制絮凝作用，控制钻井液中粘土含量在要求范围内。 使用抗盐型护胶降滤失剂，提高钻井液抗盐膏污染的能力。 使用了两种复合表面活性剂，通过改变粘土的表面性质，增加处理剂在粘土表面的吸附量加强钻井液的抗盐膏污染能力。4） 解决高密度高矿化度盐水钻井液抗高温问题严格控制钻井液中粘土的含量。优选了多种抗高温的钻井液处理剂，保证了钻井液的高温稳定性。通过使用少量除氧剂和高价离子(主要是Fe3+)清除剂，提高了钻井液的高温稳定性，延长了钻井液的稳定周期。优选了两种表面活性剂型的高温保护剂，对修复受高温破坏高分子处理剂，加强钻井液处理剂在粘土上的吸附起到了重要作用，提高了钻井液的高温稳定性。13、下114mm尾管。下114mm尾管的井，一般井眼比较稳定，下入过程较正常。主要存在的问题是阻流环容易失灵和测声波容易遇阻，这是今后施工中需要重点解决的问题。四、取得的成果1、完成井井深、套管下深等方面创造了较高指标，完成井平均井深4864.78m。2、在提高高密度盐水钻井液高温稳定性方面取得了明显效果。通过实验评价优选了多种改进钻井液高温稳定性的处理剂，成功将施工井高密度盐水钻井液的抗温稳定能力由小于200提高到220以上，基本满足了胜利油田深井施工的需要，同比进口的国外抗高温处理剂效果更好、成本更低。丰深2井成功钻至井深5673m时，测试显示井底温度达200，丰深3井三开完钻井深4782m，井底温度172。3、解决了淡水钻井液钻盐膏层时，钻井液抗盐膏污染及盐水钻井液稳定性的问题。丰深2井自3902m至5513m钻遇盐膏层，盐膏层总厚度达占所钻地层的36.9%，单层最大厚度35m， 丰深1、3、4、5井也钻穿多套盐膏层、膏层、膏泥岩，钻井液性能稳定、施工顺利，盐膏层井眼畅通无阻。4、在高密度盐水钻井液中，成功进行了裸眼地层测试，为准确评估地层产能，提供了依据。丰深2井三开完钻后，在裸眼段长达2670m，钻井液高温高密度高矿化度的条件下，成功进行了裸眼试油，创造了胜利油田裸眼试油的新记录，丰深3、4、5井也均进行了裸眼试油，所有测试均安全顺利。5、成功解决了高浓度酸性离子CO32-和HCO3-的污染，总结出了解决该类污染的钻井液处理方法。丰深地区沙三段、沙四段灰质泥岩中含CO32-和HCO3-，对钻井液性能造成很大影响，如丰深4井钻井液HCO3-最高达到28000g/l，通过使用CaOH与表面活性剂配合处理很好地解决了该问题。6、对低压连通性差的薄层漏层堵漏有了新的认识。丰深3、4井和丰深1-斜1井在三开施工中，都因为技术套管没有封住沙三下的薄层砂岩，而导致在钻井液密度较高时发生不同程度的漏失。丰深3、4井采用使用桥堵钻井液提高地层承压能力的方法，均没有效果。由于该类漏层孔隙度低、连通性差，对流体的吃入量有限，承压堵漏结束放压后，堵漏钻井液往往反吐回井内，导致承压堵漏失败，而且钻井液回吐往往引起井塌。在丰深1-斜1井，通过使用纤维水泥并配合蹩压侯凝的方法，有效提高了地层承压能力，为提高该类漏层的承压能力提供了经验。7、在高密度条件下成功进行了淡水钻井液向盐水钻井液的转化。在丰深5井和丰深1-斜1井三开施工中，为提高钻井液钻盐膏层时的稳定性、降低盐膏层段井眼的井径扩大率，对钻井液体系进行了转化。高密度钻井液转化为盐水钻井液时因钻井液固相含量高，钻井液常常会出现严重增稠的现象，流变性难以调整。我们通过加强对转化前钻井液的处理，主要是严格控制钻井液黏土含量，使用抗盐的护胶剂，提高了钻井液抗盐污染的能力。在转化时通过使用强抑制剂控制黏土的水化分散状态，很好地解决了高密度淡水钻井液向盐水钻井液转化的技术难题。8、总结了新型震动筛对钻井液固控效果的影响，成功使用新型震动筛实现了对高密度钻井液劣质固相和黏土含量的有效控制。9、形成了地区钻井钻头选型、井身结构、套管防磨、井控、防斜打快、盐膏层和大段砂砾岩安全钻进、钻具安全、小间隙下套管和固井、小井眼钻进和完井等一套施工经验和复杂情况处理办法。五、施工中发生的问题井下事故和复杂情况1、卡钻：在施工中发生了4起卡钻，两起粘卡，1起加重卡钻，1起凝胶堵漏卡钻。2、井漏：丰深2、3、4、5、，盐222，永928，丰深1-斜1井都发生了不同程度的井漏。漏失较严重的永928井漏失共300余m3。3、溢流井涌：丰深5、丰深1-斜1、盐222、永928、利深1井都发生了溢流现象，利深1井最为严重，最后导致井眼报废。4、井斜：所钻井都发生了不同程度的井斜，最严重的是丰深4井。（见前表）5、177.8mm技术套管固井质量差：由于间隙小，井段长，又有井漏，固井难度大，质量难以保证。有时因为阻流环失灵造成留水泥塞和水泥低返。六、针对技术难点和发生的事故复杂进一步采取的对策1、抓关键环节，预防事故复杂情况的发生。2、在预告的油层井段发现快钻时，尽量少钻开，每0.51米循环观察一次，减少高压地层的裸露面积。3、防磨接头尽量多加，有顶驱的钻机以井口附近为防护重点。4、上部大井眼使用塔式钻具、三开使用双偏钻具18米稳定器进行防斜，难以控制的井使用动力钻