威远311.1 mm井眼优快钻井技术的难点与对策

常杨，李永钊，朱俊武，李鹏娜

(中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124000)

1 311.1 mm井眼现状

威远属扬子陆台四川分区西南部，出露有中生界和新生界地层。境内地质构造为荣威穹窿(亦称威远穹窿、威远背斜)与新店子向斜。威远地势自西北向东南倾斜，西北高、东南低，低山、丘陵比例相当，东南冲沟曲折，流向多变，西北山岭连绵，沟壑纵横。储层埋深平均3710 m，压实作用强，地层压力系数高。在页岩气勘探开发过程中，油基钻井液因其具有优异的抑制、润滑、封堵性能，成为页岩气水平井钻井的主流钻井液。但油基钻井液及其钻屑被列为危险废弃物，环保处理成本高，处理后仍存在安全隐患，开展水基钻井液替代或部分替代油基钻井液研究与应用成为近年的热点［1-3］。通过XX区块数据调研，311.1 mm井段属于多层系、多压力系统油气富集区，存在多套易漏、易气侵地层，茅口、栖霞等地层含黄铁矿、燧石结核，地层可钻性差。在气侵风险预警、机械钻速、降低仪器故障率等方面，存在较大提升空间。

2 施工难点分析

2.1 轨迹控制困难

多年实钻表明，须家河地层石英含量高，岩性致密，硬度大，研磨性极强，可钻性极差［4］。该井段为主力造斜饶障井段因夹杂层位较多，地层构造复杂，倾角存在不确定性，导致方位偏移严重。常规仪器零长过长，复合井段轨迹自然趋势起势后，调整效果缓慢，托压抑制了控制效果，且后续大段井段可钻性差，地层风险高，无法实现轨迹控制，增加下步井段控制难度，并且制约机械钻速提升。

2.2 石膏层发育，易发生缩径卡钻或泥包

雷口坡和嘉陵江段有膏盐，易发生井眼缩颈，损害钻井液性能，造成钻头泥包、卡钻等故障［5］。飞仙关组紫红色、深紫色泥岩具有吸水性强、可塑性强、易造浆的特点，所以相对低的钻井液密度可以大幅提高机械钻速。如果钻井液密度不均易造成虚生泥饼厚，容易形成钻头泥包，造成动力钻具失效，无法有效破岩，最终导致井眼不规则，机械钻速降低，并伴随故障发生。

2.3 漏喷共存，井控风险较高

威远XX、XX区块311.1 mm井眼压力系统复杂，由于地层压力系数异常变化和局部圈闭压力存在，同时茅口、栖霞裂缝发育，漏喷转换风险极高，在钻进过程中往往出现气侵溢流，设计钻井液密度与实际钻井液密度差异较大，导致气侵溢流频繁发生，处理时间较长。其中，威XXX井关井套管达到18 MPa，放喷点火高度达10～20 m。

2.4 多地层可钻性差，机械钻速低

龙潭组可钻性差，且埋深较深，压实作用明显，因上部长兴组地层高压圈闭，导致钻穿该层位时密度过高，机械钻速低。栖霞地层含黄铁矿、燧石结核，PDC钻头适应性不强，目前机械钻速1.5～3.0 m/h，普遍要2～3趟钻，成为制约钻井提速的瓶颈。

3 优快钻井技术

3.1 优化轨迹，巧用组合

对现有井位轨迹剖面设计进行优化，将设计造斜段控制在造斜率高、可钻性强的须家河中上部井段，并考虑到区块地层自然倾角方向，降低施工难度。在上部井段严格控制轨迹，不盲目复合钻进，整体采用“上紧下松”的轨迹控制方式，防止轨迹失控。

“四合一”钻具组合是目前为止控制微调井斜效果较好的工具，在不同区块得到了很好的实际应用，对提速有很显著的效果。

该井段即可根据不同地层特性，总结复合规律，巧用四合一钻具组合，合理使用短钻铤和欠尺寸扶正器以达到减少滑动井段，依靠地层自然增降斜规律复合钻进，实现减少滑动钻进和实现提高机械钻速的目的。

3.2 提升钻井液性能，严格执行钻井操作

进入嘉陵江后加入聚胺帮助增强抑制性，保持钻井液中K离子浓度(KCl含量7%～8%)，抑制盐膏层缩径，增强钻井液的冲洗能力和润滑性，保持低黏度、高切力、强抑制性。

嘉陵江组定向时预留轨迹漂移的空间，加大水功率，复合钻进快速通过淤泥包井段。在嘉五段—嘉三段发育石膏层、白云岩互层，打完立柱后快速上下拉划两遍，以防卡钻。严禁定点循环超过2 min，接立柱停泵时间不超过3 min。在滑动钻进钻时异常增大或者显示拖压严重时立即上提活动钻具，保证井下安全。

坚持使用好现有固控设备，要求振动筛、除砂器、除泥器使用率达到100%，中速、高速离心机交替使用，两者使用率60%以上，及时控制钻井液中有害固相含量小于0.2%。各种设备合理有效地工作，才能保证钻井液固相控制的整体效果。

3.3 井下环空压力监测，配合精细控压施工

通过测量井下压力和实时监测外环空压力和ECD变化，可以确定钻遇气层前是否可以稳定地层压力，保证正常钻进。出现气测异常时，通过监测和记录环空压力数据，完成井口控压。后续对数据进行校核，分析异常时及接单根前后环空压力变化。

通过结合井下随钻工程参数测量仪和地面流量计所测参数，建立钻井工况和复杂情况数据库模型，与真实井下复杂情况进行比较，实现对井下复杂压力变化情况提前自动预判并预警，从而降低井控风险、提升井控能力。

利用实时监测井下压力变化，完成井下预警监测。事后分析气侵时井底压力变化，确定平衡地层压力值，作为报警阈值。通过软件计算，给出精确的泥浆密度和地面回压，配合旋转防喷器、节流管汇，实现安全精细控压钻进。配套优选旋转防喷器胶芯等配件，优化井口偏磨问题，提升现场井控风险监测预警和精细控压钻井技术能力。不断地对理论模型进行对比分析，校准地层真实压力，不间断地完成溢流、漏失监测，完成井底压力实时控制。

3.4 优化各层位钻井参数，提高破岩效率

针对典型井、边缘井、大偏靶距井，引进新的钻井工具，优化钻井参数，结合数据应用计算分析软件跟踪评价钻压传递效率、钻头使用、井眼净化、摩阻监控等情况。提前预判轨迹趋势，优化地面钻井参数，提升钻进效率。

如图1和图2所示，同平台最优和最差的两口井，在同一地层下优化钻井参数后，呈现不同结果。机械钻速最优X-6井，平均达到5.72 m/h，而最差的X-2井仅1.19 m/h。

图2 X-2井机械钻速最慢时，地面钻井参数关系

X-6井(最优)：钻压保持约110 kN时，机械钻速出现最快点，且整体提升明显。钻压140 kN以上时，随着钻压增加，机械钻速反而降低，所以钻压140 kN就是施工中的不稳定点。X-2井(最慢)：随着钻压增加，机械钻速成正比上涨，表明不稳定点还未出现，应尝试持续加压寻求最优钻压。

X-6井地面与井下数据对比，机械钻速反应的破岩状态如图3所示。

图3 X-6井地面与井下钻压、转速、扭矩与机械钻速关系

监测地面与井下转速差值1～2 r/min，已经有效传递至井底。扭矩差值约10 kN·m，龙潭组埋深较深，压实作用明显，地层岩性绵软，钻头深入地层后扭矩明显小于其他地层。地面与井下钻压差值整体保持约90 kN，变化趋势基本一致。在扭矩、转速和钻压参数稳定状态下，需要合理调整钻井参数，实现机械钻速最大化。井深2820～2836 m和2866～2916 m复合钻进时，井下转速70 r/min，扭矩稳定5～6 kN·m，地面钻压110～120 kN，对应井下钻压30～50 kN，并非当前监测井段施加最大值。但机械钻速在此区间表现最优，当前的井下参数可以认为真实有效地作用于钻头处。

4 结语

为了有效地提升311.1 mm井段的优快钻井技术，通过井下数据监测，软件统计分析，真实地还原井下工具真实工作状态。建立井下工具最优功率输出、使用寿命和提速提效等工作模式评价，继而结合大量的井下数据对井下工具进行统计分析，从而在其中优选，并分析各层位地面与井下参数差值，寻找井下最优钻井参数。针对已施工井开展分析总结，汲取优秀指标井施工经验，分析问题井原因，完善井下动力工具模板、钻井参数模板和钻井操作技术模板，形成“模板指导施工，施工纠正模板”的技术管理模式，促进整体施工水平再提升。通过合理有效的优快钻井技术，为同平台以至后续井规避井下作业风险和提速提效带来宝贵的施工经验。