1、1准噶尔盆地石南油田钻井应用技术张茂林 张长安 徐先国新疆石油管理局钻井准东公司摘要：准噶尔盆地石南油田为新疆油田公司 2004 年新增产能建设的主力开发区块之一，石南 21 井区为主要开发区块，石南 31 井区为已探明的试验开发区块。这两个钻井区块的主要技术难点：一是低压易漏；二是地层倾角虽然不大但具有较强造斜趋势；三是清水河组井段易缩径，造成提下钻和完井电测阻卡。针对难点确定合理的井身结构，优化钻井参数，提高钻井速度；分析地层特点采取有效的方漏堵漏钻井技术，减少井漏复杂，缩短钻井周期；结合实钻和地层倾角及地层岩石力学特性理论分析，通过运用井斜控制理论，防斜打直，防斜打快，确保了井身质量合格
2、率 100% ；采取措施保证完井电测一次成功率和完井作业效率，加快完井速度，达到了减少油层浸泡时间，保护储层的目的。主题词：钻井 钻头 防漏堵漏 防斜 油层保护2004 年准噶尔盆地石南油田被新疆油田公司确立为新疆油田原油上产的主力开发区块，计划建产能 58.08 万吨，当年计划新井产油 28.7 万吨。石南 21 井区 2004 年全年完成钻井242 口。石南 31 井区 2004 年 7 月投入开发评价，先后实施了一个试验井组 8 口井，开发评价井 4 口，合计 12 口井。2004 年石南油田的钻井技术工作紧紧围绕新疆油田开发公司第二项目经理部的开发钻井工作要求，结合战区实际特点制定任务
3、与目标，针对钻井中存在的技术难题，坚持科技进步，大力推进新技术、新工艺的应用；强化现场技术管理，制定科学的施工方案，形成了低压易漏地区优快钻井技术，低压易漏地区油层保护技术，低压易漏地区固井技术，确保了工程质量，加快了钻井速度，缩短了钻井周期，取得了经济效益。1 石南油田地层特点石南油田头屯河组构造形态总体上为被断层切割的北东西南向鼻状构造，地层倾角2 3，根据头屯河组 J2t2 油藏地层压力资料所建立的地层压力与海拔深度关系式，折算至油藏中部，地层压力为 23.73MPa，压力系数为 0.97。油层温度 72。饱和压力为20.8MPa，地饱压差为 2.93MPa，饱和程度为 87.7%，为未
4、饱和油藏，头屯河组油藏为受断裂、岩性和构造等多种因素控制的构造岩性油藏。全井段砂泥岩交互层多，地层各向异性指数变化，断层、孔隙、裂缝发育，属低压低渗油气藏，具有低压易漏、易斜、易塌等特点。2 石南油田快速钻井工艺技术研究分析2.1 地层压力特点：根据 2003 年石南 21 井区已钻的 23 口井有 8 口井发生 21 次漏失，发生漏失井占钻井的 34.78%，其中有 9 次漏失有进无出，漏失量 40270 m3，14 次渗漏漏速在 0.51.2 m3/min。漏失多发生井深 1500m2300m (呼图壁河组中部以下地层)，漏失时钻井液密度一般为 1.121.15g/cm 3。图 1、图 2
5、。2图 1 2003 年井漏数据图 2 石南 21 井区三压力剖面图（石南油田钻井开发方案） 2.1.1 地层孔隙压力特征全井不存在异常压力，孔隙压力当量密度从 0.85g/cm30.97 g/cm 3。2.1.2 坍塌压力分布在 600m1000m 砂砾岩与砂泥岩交互地层，胶结疏松，呼吐壁至清水河坍塌压力当量3密度 0.95 g/cm31.14 g/cm 3，略高于地层孔隙压力，其分布是两头低，中部高。2.1.3 地层破裂压力分布特征在 600 米1000 米砂砾岩与砂泥岩交互地层和油层段，破裂压力当量密度 1.46 g/cm31.54 g/cm3之间，中部破裂压力当量密度 1.65 g/c
6、m31.92 g/cm3之间。石南油田呼吐壁组至清水河组井段地破压力分布不均衡，漏失压力变化大，存在裂缝、孔隙性大的砂体，根据堵漏和承压试验换算破裂压力当量密度变化范围在 1.12 g/cm31.28 g/cm 3。2.2 简化井身结构论证2.2.1 长裸眼段井下安全石南油田地表水深在 400m 左右，一开表套下深 500m 以封隔地表水层。二开有 2100m 左右的裸眼段，从井壁稳定性分析看，井径扩大主要是 K2a 砂砾岩与砂泥岩交互地层, 胶结疏松，砾岩段井壁跨塌，使用泥浆技术可以稳定。下部井段1450m2600m 存在局部缩径，以厚泥饼和泥岩膨胀为主，跨塌压力与孔隙压力相当，井壁较稳定。
7、2.2.2 井身结构简化设计依据已钻井资料分析，二开段 600m1000m 砂砾岩交互，砾石胶结弱易跨塌，按设计要求采用 241mm 牙轮钻头1400m+216mmPDC 钻头2562m/139.7mm 套管2560m 的复合井眼钻井，实钻中，该段井径扩大率普遍在 20%左右，使用 PDC 钻头后钻速快，大井眼段返速降低，环空钻井液当量高，易形成砂桥和液柱压力大而发生井漏，不利于钻速提高。通过对比，二开采用 216mm 的单一井眼，钻具结构简化，钻井液环空返速提高，有利于降低环空当量密度。两种井眼循环压耗计算对比，216mm 的单一井眼虽然比复合井眼最大压耗提高 0.235Mpa，相当井深 2
8、560m，当量密度提高 0.01 g/cm3，但可以通过采取工程和泥浆措施可以消减。表 1、表 2。表 1 241mm 井眼与 216mm 井眼实钻井径对比表钻头直径 井段(m) 实测平均井径(mm) 扩大率(%)216mm 620890 254.4 17.78241mm 620900 292.1 21.02表 2 两种井身结构环空压降对比分析计算结果表环空压耗(MPa)井深(m) 复合井眼 单一井眼环空循环压耗降低值(MPa)单一井眼-复合井眼719 0.24935 0.30364 0.054925 0.31905 0.42416 0.1051336 0.45846 0.66521 0.20
9、71953 0.91824 1.15302 0.2352364 1.29277 1.52755 0.2352560 1.63869 1.87347 0.2352.3 钻头选型研究分析岩石力学特性参数是实现科学钻井的基础数据之一，它反映了岩石在外力作用下，从变形到破碎的物理性质。岩石力学特性参数包括岩石硬度、塑性系数、抗压系数、可钻性、研磨性等。目前主要利用测井资料中的声波时差、岩石密度、自然伽玛等数据，通过一定4的数学模式关系，来反映岩石硬度、塑性系数、抗压系数、可钻性、研磨性等地层的岩石力学性能。利用上述方法，建立了石南油田地层的岩石力学特性参数剖面。图 3 石南油田岩石力学特性纵向剖面图2
10、004 年石南油田钻头选型方案，运用新疆油田公司研究院绘制的石南油田三压力剖面图和地层岩石可钻性评估，进行了现场对比试验得出钻头选型方案见下表。表 3 钻头选型方案地 层 底界深度(m) 厚度(m) 地层可钻性 钻头选型K2aK 1h 5001400 900 13 216mmH437、JD437K1qJ 2x 14002560 1160 25 216mmPDC2.4 井斜控制石南油田地层倾角 23 ，地层倾角虽然不大但具有较强造斜趋势，二开使用 PDC 钻头钻进在 K1h K1q 为易斜井段，钻进中发生井斜时，提钻换牙轮钻头纠斜时间长，不利于缩短钻井周期,达不到快速钻井的目的。表 4 石南油田
11、井斜统计井 号 初 始 井 斜 趋 势 井 深 全 井 最 大 井 斜 井 深 纠 斜 措 施SN6422 2.31 1600 4.90 1750 下 牙 轮SN6442 2.20 2025 4.72 2250 下 牙 轮SN6445 2.20 2025 4.70 2275 下 牙 轮SN6344 1.94 1950 5.66 2450 下 牙 轮SN6627 2.10 1825 4.24 2050 下 牙 轮SN6509 1.93 1775 3.60 2250 下 牙 轮2.4.1 井斜规律认识通过实钻经验分析，结合地层倾角和地层岩石力学特性，认识到井斜段地层岩石硬度增大，同时结合 PDC
12、钻头钻进原理，得出石南油田地层各向异性系数与钻压的匹配是控制5井斜的根本。2.4.2 井身质量控制技术通过对发生井斜原因分析，地层倾角 23为一定量，钻具结构为了满足防漏要求，采用单钟摆固定扶正器位置钻具结构为一定量，1700m 以下井段岩性软硬交错，地层各向异性为变量。根据井斜控制理论，设定井斜角小于 2 范围时，确定出使用合理的 PDC 钻头钻压范围。3 石南油田开发井钻井关键技术应用3.1 合理的井身结构，优化钻井参数，提高钻井速度3.1.1 石南油田表层设计 500m，地表为风成砂，白垩系上部为红褐色泥岩，易发生下套管阻卡的复杂情况。一开井身结构为 381mm500m/273mm500
13、m，经实践，381mm 钻头与 311mm 钻头钻速相比变化不大，使用该井身结构杜绝了下表套的阻卡问题，提高了下套管作业速度。3.1.2 二开 600m1000m 砂砾岩交互，砾石胶结弱易跨塌，按设计要求使用 241mm 钻头1400m+216mm 钻头2562m/139.7mm 套管2560m 的复合井眼，实钻中，由于砂砾岩段地层松散，井径扩大率普遍在 20%以上，易造成砂桥而发生井漏和卡钻。通过分析，调整井身结构二开采用了 216mm 的单一井眼，钻具结构简化，减少了复杂，降低了成本，免除了下 PDC 钻头换钻具的时间，缩短了钻井周期。3.1.3 优化钻井参数依据该油区地层特性，上部井段使
14、用高压喷射钻井，下部井段全部使用 PDC 钻头钻井技术，优选钻井参数，提高机械钻速。表 5 实钻参数和技术指标钻井参数 泥浆性能井 段 钻头 型号 平均机械钻速 钻压KN转速rad/min排量L/s泵压Mpa密度g/cm3粘度 s5001400 三牙轮 35.52 140160 90110 2530 1519 1.071.12 456014002560 PDC 23.05 4050 90120 2530 1416 1.121.15 50653.2 减少井漏复杂，缩短钻井周期石南油田是低压易漏地区，地层压力系数 0.850.97，井漏属于孔隙、裂缝发育和欠压实的地层破裂性漏失，后者与环空压耗有直
15、接关系，2004 年 3 月份起步后钻的 20 口井中，6 口井发生了 11 次井漏，其中 9 次是下钻中的压力激动漏失。3.2.1 采取了重点防漏的技术措施1）加强钻井液密度的控制，及时清出钻屑，使井筒当量密度小于地层漏失压力；2）保持钻井液良好的流变性能（ FV：5060S， G10G10：13Pa37Pa） ，合理控制循环压耗；3） 证钻井液的强抑制性和防塌能力，防止井眼缩径和垮塌蹩漏地层；4） 钻前充分洗井，保持井眼畅通；控制下钻速度，减小压力激动；下钻分段循环，减少瞬时流动阻力；5） 采用合理的钻具结构，减小环空压耗；细化措施保障井眼规则，减少和避免出现砂桥。63.2.2 运用桥塞堵
16、漏和灰塞堵漏等方法，提高了堵漏成功率，缩短了处理井漏时间。堵漏根据漏失现象及漏速，对石南油田漏失分了三种类型，对各不同工况漏失，采用相应的堵漏方法，选择不同粒径的堵漏材料，根据不同漏失类型合理确定堵漏剂的加量和级配桥塞堵漏；堵漏后钻进 2030m 进行蹩压 23Mpa，使不同粒径堵漏剂进入地层，填充裂缝、孔隙，形成屏蔽。3.2.3 取得的效果2004 年石南油田钻井 234 口中有 31 口井发生井漏，占该区所钻井数的 13.24%，比 2003 年 23 口井有 8 口井发生漏失的 34.78降低了 21.54。在 31 口井共发生井漏 65 次，堵漏一次成功率为 94.1%，发生漏失和井漏
17、处理过程中，2004 年 31 口井共漏失 5451 方，2003 年 8 口井漏失 1898 方，单井次钻井液漏失量大幅度降低。复杂时率由 3.94降低了1.85，缩短了钻井周期。3.3 防斜、纠斜确保井身质量3.3.1 防斜钻井技术在 1700m2480m 易发生井斜段，控制 PDC 钻头钻压在 50KN 以内，泵排量在2530l/s，转盘转速为 90120Rpm； 配合进行单点监测，每次提下钻必须对传压器、指重表、传压管线进行检查，每钻进一个单根必须校正指重表。通过措施实施起到了防斜效果，提高了钻井速度。3.3.2 加强监测，及时发现井斜趋势在 1700 米以下井段 150200 米对井
18、斜进行一次单点监测，根据监测结果合理调整钻井参数。由于现场条件的影响，井斜角达到 3 度时，必须提钻换牙轮钻头进行纠斜，使用吊打 30 米，钻进 50100 米后换 PDC 钻头，确保井身质量合格率达 100%。3.4 提高完井电测一次成功率，缩短油层浸泡时间石南油田完井测井阻卡的特点是：完井测井中第一趟线或测完几项后，余项下仪器测井过程中出现缩径，井段在 23002500 米。通过井径分析认为，产生电测阻卡的原因是：1） 南油田为低压地层，地层孔隙发育，渗透性好，液柱压力与地层孔隙压力存在一定的压差，造成井壁周围固相堆积，形成厚泥饼，使井眼缩径。2） 井液性能和质量引起的缩径。3） 进中加压
19、不均匀或定点转动钻头形成台阶和不规则井眼，造成眼屑堆积形成砂桥。采取的主要技术：1） 钻井液密度控制在 1.141.15g/cm3。2）2000m 以后严格控制泥浆失水小于 5ml，改善泥饼质量，增强泥浆的封护井壁的能力，增加聚合物包被剂的用量，保证钻井液的抑制性。3）在进入油气层前对钻井液性能的检查和调整，使之满足完井液要求。PDC 钻头完钻后，采用牙轮钻头通井，下钻通井在 1500m1800m 和 2000m2200m，泥岩井段中途洗井，控制提钻速度，防止抽吸造成的井壁不稳定。3.5 低压易漏油层保护技术3.5.1 石南 21 主力油层 J2t2 的储集空间以原生粒间孔为主，井区储层类型主
20、要以原生粒间孔（66） ，剩余粒间溶孔（31.8）为主，孔隙直径 18.3117.6m，平均为57.97m，孔隙度一般在 12以上，渗透率一般在 10.0103m2 以上，属渗透性好的储层。为此在进入油气层前 300 米开始，分三次按设计加入油层保护剂，钻井中保持其含量，并加入 2%的胶体磺化沥青，以保证及时在近井壁附近形成致密高强度的“屏蔽环” ，7防止钻井液对储层的污染，为解堵创造条件。钻开油气层前后钻井液性能完全达到保护储层的要求，减少井漏复杂，加快钻穿储层钻井速度、快速完井，减少钻井完井液对目的层的污染。3.5.2 石南 31K1q12-1 砂岩储层段和 K1q12-2 砂砾岩储层段岩
21、性为砂砾岩和砂质砾岩，该段属于中孔、低渗，孔隙结构较好的储层。 严格按储层保护的基本措施执行，以降低井漏复杂，快速钻穿油气层，加快完井作业速度，减少油层浸泡时间为主。3.5.3 油层保护效果：通过降低复杂提高钻井速度，有效保护了油气层，单井产能达到平均 12.4 吨/日超过单井设计产能 11 吨/日。快速钻穿油气层，实现电测一次成功率 88。 2003 年石南油田 23 口井平均测井时间为 26.04 小时，2004 年石南油田 234 口井，平均测井时间为 19.12 小时，缩短了钻井液对油气层浸泡时间。石南油田针对储层水敏和盐敏，合理配制泥浆和缩短浸泡时间，监测泥浆侵入岩芯渗透率恢复达到
22、88%，为该区油井自喷生产提供了条件。3.6 石南油田固井技术点a) 做好下套管前的地层承压、稳压试验。使用低密度水泥浆固井。 b) 石南油田固井在陆粱固井成熟的配方基础上，加入 SEP 和 KQ-C，调整浆态稳定，增加稳定性加入 2WG，以防水窜。c) 对区块常规承压困难的井，钻井中漏失严重的井，完井使用自锁座下部结构。确保了固井质量。 d) 石南 31 下套前做好地层承压试验，提高地层的承压能力，承压值达到 5MPa,使用方案一：采用常规 G 级水泥固井。承压值达不到 5MPa,使用方案二：采用低密度微珠水泥固井。4 结论及建议1）石南油田井漏规律分布有其特殊性，地层压力系数低易井漏，漏失
23、层位在白垩系呼图壁河组、清水河组、头屯河组；在井深 2100m 以下清水河组地层红色泥岩层段易缩径，钻井过程中提下钻困难挂卡频繁；完井测井易遇阻；断层附近的井易井斜。2）石南 31 井区渗透性漏失和下部井段缩径密度视窗的确定，随钻堵漏剂颗粒选择的研究和试验，可以降低钻井液漏失量和提高堵漏效果。3）南 31 井区油井气油比较高，在 350 m3/t550 m3/t 之间，远高于原始溶解气油比 141 m3/t，优选水泥浆体系，提高水泥浆的稳定性和抗水浸、油气窜的能力。 4）石南油田主力油层 J2t2 的储集空间以原生粒间孔为主，储层需压裂投产。上部清水河组和下部西山窑组均有水层存在，油水层夹层薄的特点，压裂改造对层间封隔质量要求高。5）2004 年有 3 口井声幅优质，压裂后出水修井。 加强固井前井眼准备，对油水层夹层薄的特点，从改善水泥石的抗冲击韧性、弹性模量等塑性参量上调整，引进锁水剂防水窜。第一作者简介：张茂林，新疆石油管理局钻井准东公司，工程师。邮编：834000 手机：13579507631 办公室电话：0990- 6801728
