玉門油田鴨西區塊鉆井提速關鍵技術

涂福洪，陶瑞東，趙永杰，呂東華，楊敬雪，許京國

（中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第三鉆井工程分公司，天津 300280）

玉門油田鴨西區塊機械鉆速普遍偏低，鉆井速度慢[1-5]。4 000 m 以上深井，多為2 層套管結構，設計周期90 d 以上。淺層存在大段礫石層，易漏，易斜，PDC鉆頭使用效果差；中部白楊河地層水敏性極強，易吸水膨脹導致縮徑卡鉆及水化裂解形成“ 大肚子”井眼，下部中溝組存在高壓水層及地層不整合面，屬于區域性復雜層位；目的層下溝組可鉆性差，PDC 鉆頭選型困難[6，7]。長裸眼段摩擦阻力大，井眼軌跡控制困難，易發生粘卡事故。所以鉆井速度慢，周期長，投入大，效率低。為此筆者從優選高效PDC 鉆頭、鉆井提速工具、鉆具組合、陽離子鉆井液體系、井眼軌跡控制、事故復雜防控等技術進行研究，為今后玉門油田鴨西區塊鉆井提速提供寶貴經驗。

1 制約鉆井提速因素

（1）地層可鉆性差。地質構造復雜，下溝組地層存在含礫不等粒、砂巖不等厚互層，局部地區存在“ 逆斷層”。

（2）地層傾角高，直井防斜困難。白楊河以下地層普遍地層傾角較大（11°～35°），直井防斜存在極大困難，很容易產生井斜。

（3）易發生事故復雜。二開裸眼井段長，鉆井液密度偏高；白楊河組棕紅色泥巖易縮徑；下部中溝組存在高壓水層及地層不整合面易垮塌；目的層下溝組地層巖性致密，井眼擴大率小。

2 鉆井關鍵技術

針對上述技術難點，從鉆頭優選、鉆具組合優化、減摩減扭、井眼軌跡控制、鉆井液體系優化、事故復雜防控等開展技術研究，形成玉門油田鴨西區塊鉆井提速關鍵技術。

2.1 鉆頭優化改進

玉門油田鴨西區塊中下部地層軟硬懸殊，交互劇烈，硬夾層多，前期試驗過牙輪PDC 混合鉆頭，由于性價比不高未能推廣。在這種復雜地層快速鉆進，鉆頭受各種因素影響側向力方向和大小均飄忽不定，極易引起PDC 鉆頭早期失效而頻繁起鉆更換鉆頭[8]。因此需從鉆頭穩定性和攻擊性進行改進。

2.1.1 穩定性優化

2.1.1.1 非等圓周分割刀翼的設定 非等圓周分割刀翼設計（見圖1） 可以解決井底產生周期性振動的概率，規避鉆頭發生回旋工況。降低鉆頭的側向沖擊載荷，從而提高鉆頭的穩定性。

圖1 刀翼設計

2.1.1.2 切削結構的設定 施工中由于地層破碎性高，PDC 切削齒吃入地層不均，不適當的切削結構會致使鉆頭與地層產生較大幅度的不均反扭（某一刀翼過深切入地層，而其他刀翼吃入較淺而發生打滑），故在破碎地層中PDC 鉆頭采用較大的錐部圓弧可增大布齒數量（見圖2），錐部與地層接觸面積增多，可避免切削齒受沖擊過大而過早受損的不良現象。

2.1.2 切削角度的優化 PDC 切削齒空間角度的選擇是非常重要的，不適當的角度會產生鉆頭早期失效或機速過低的情況。通過不斷驗證，將該角度進行了優化，從以往的18°～20°進行了適當的增大為23°～29°，實踐證明，優化后的鉆頭機械鉆速沒有降低而使用壽命有了一定的提高，減少了起下鉆次數，有效地縮短了鉆井周期。

圖2 載荷示意圖

2.1.3 獨特的后排齒設定 在內錐復合片后加裝深度控制墊提高鉆頭的抗沖蝕能力，外錐部加裝后排齒，可有效釋放作用在鉆頭上的動能量作用于井壁，降低鉆進中的反扭波動，提高鉆頭的動態穩定性。

2.1.4 抗研磨性能提升 針對致密泥巖研磨性較強的問題，采用專利切削齒，提高切削元件的抗研磨性能，減緩其失效速度，達到快速度，高壽命的目標。

2.1.5 防卡設計 針對地層失水嚴重導致井壁掉塊，在鉆頭接頭與冠部連接處容易堆積，形成掉塊卡鉆問題。采用在刀翼上開槽設計，能快速沖刷井壁掉塊，有效解決卡鉆風險。

2.2 提速工具

電動機、減摩減扭工具優選主要原則滿足PDC 鉆頭高轉速、克服地層傾角和降摩扭要求，通過提速工具優選形成推薦鉆具組合。

2.2.1 螺桿鉆具優選 玉門油田鴨西區塊鉆井提速主要井段為井深3 000 m 第三系以深地層，該地層適合PDC（牙輪）鉆頭鉆進，但由于地層傾角大（一般在15°～35°），井斜控制困難，直井以往普遍采用降鉆壓吊打、改變鉆具結構防斜，嚴重影響了鉆井速度，甚至井斜超標時，須下入螺桿鉆具糾斜，嚴重制約鉆井提速。常規的塔式鉆具、鐘擺鉆具等傳統防斜鉆具組合難以適應該區塊快速鉆井。

1.25°螺桿鉆具能克服地層傾角影響，目前主要應用預彎曲動力防斜打快技術，在加快鉆井速度的同時,也確保了井身質量。螺桿優化優選目前主要使用等壁厚螺桿和高效能長壽命螺桿，使用至200 h 故障率很低，上部地層主要使用1.25°五頭高速螺桿，下部地層使用1.25°七頭高扭距螺桿，發揮螺桿特點，提高鉆井速度。經現場試驗優選出7LZ172-5T-1.25 型號螺桿（見表1），入井工作時間長，平均機械鉆速高，能滿足該油田提速要求。

2.2.2 水力振蕩器 鴨兒峽構造白堊系中溝組、下溝組地層傾角大，井斜易超標；巖性致密，直井穩斜難度大；直井深部地層傾角大的井段滑動鉆進出現定向托壓的現象，影響工具面的穩定性和定向的連續性，為緩解托壓現象和保證定向的連續性，水力振蕩器通過自身產生的縱向振動來提高鉆進過程中鉆壓傳遞的有效性和減少井眼之間的摩阻[9-12]，可以在所有的鉆進模式中，特別是在有螺桿鉆具的定向滑動鉆進過程中改善鉆壓的傳遞，有效提高了定向鉆井工具的工作效率（見圖3）。

水力振蕩器的兼容性及壽命：

（1）MWD/LWD 配合使用不會對鉆頭和鉆具產生沖擊破壞:溫和蠕動，振幅3.175 mm～9.525 mm 振動加速度＜3 g。

（2）水力振蕩器產生的壓力脈沖不干擾MWD 的信號傳輸，可安放在MWD 儀器的上部或下部。

表1 常用螺桿型號使用情況統計表

圖3 NOV 水力振蕩器

（3）與鉆頭配合使用可以和牙輪鉆頭或者任何固定切削齒類型的鉆頭使用。不會對鉆頭的切削齒或者軸承造成沖擊破壞；平穩的傳遞鉆壓，有效的延長PDC鉆頭的使用壽命，不會產生頓鉆現象。

（4）壽命：與螺桿鉆具相當，水力振蕩器的壽命在200 h 以上。

水力振蕩器的主要作用：

（1）緩解托壓:軸向振動減少鉆具與井壁間的不良摩擦，減少鉆桿壓縮量，鉆壓有效傳遞，大大減少滑動鉆速和復合鉆速之間的差異。

（2）減少黏滑:轉盤鉆進減少黏滯滑動，減小鉆具的橫向振動和扭轉振動，降低鉆頭損壞，提高機械鉆速。

（3）易擺工具面:定向鉆進與導向馬達之配合，防止鉆具堆聚，改善對工具面的控制，增強鉆具的定向能力，增加機械鉆速。

2.2.3 推薦鉆具組合 φ215.9 mm PDC 鉆頭+φ172 mm螺桿（1.25°）+φ208 mm 穩定器+φ172 mmMWD 短節+φ172 mm 無磁×1 根+φ165 mm 鉆鋌×6 根+φ127 mm加重鉆桿×16 根+φ172 mm 水力振蕩器+φ127 mm 加重鉆桿×2 根+φ127 mm 鉆桿。

2.3 井眼軌跡控制

原則：全井使用PDC（牙輪）+單彎螺桿+穩定器+MWD 鉆具組合復合鉆進；中溝組為分界線，上部控制井斜和井底位移，下部控制地層方位穩斜鉆進。

做法： 中溝組上部第三系地層控制井斜在2.5°以內，控制反向位移30 m～35 m；下部地層控制方位穩斜鉆進，白堊系中溝組、下溝組地層，地層傾角大，實鉆過程中地層自然增斜能力強，自然造斜方位60°～90°，井斜方位均難以控制，采用直螺桿“ 單2”鐘擺鉆具，直螺桿“ 單1”鐘擺鉆具鉆進穩斜效果差，井斜微增趨于超標；常規單彎螺桿（1.25°）鉆具滑動鉆進，托壓黏卡嚴重，工具面不穩定，井斜控制不理想；采用PDC（牙輪）鉆頭單彎螺桿（1.25°）配合NOV 水力振蕩器，滑動鉆進中工具面穩定，緩解了定向托壓黏卡現象，井斜方位能得到有效控制；控制方位為自然方位的反向使用預彎曲動力鉆具至完鉆，跟蹤測斜，根據井斜情況及時調整鉆井參數控制井眼軌跡，保證了后期井身質量，加快了鉆井速度。

2.4 鉆井液體系優選

玉門油田鴨西區塊優選陽離子聚合物鉆井液體系[13]，鉆井液維護處理采取“ 一強、三低”的原則。

（1）第三系地層保證低黏切、低固相、低失水和強抑制性，防止地層水化膨脹，預防井眼縮徑。

（2）鉆遇牛胳套-胳塘溝組與弓形山組交界面和柳溝莊與中溝組交界面時加強封堵，一次性投入1%～2%細目碳酸鈣、2 %～3 %防塌瀝青等處理劑，提高地層的承壓能力，實現封堵裂縫防塌。

（3）進入中溝組地層后及時提高鉆井液密度，防止地層出水，保持合適坂含，保持大、小陽離子的加量濃度，加大瀝青和封堵劑的加量，封堵泥巖地層微裂縫防止坍塌，嚴格控制HTHP 失水，提高鉆井液的抗溫能力。

（4）進入下溝組保證低失水、低固相、低坂含和強抑制性，保證陽離子的正電性及潤滑性，提高鉆井液的抗溫能力，確保優良的鉆井液體系。

鉆井液配方（井段1 000 m～3 190 m）：0.3 %～0.5 %CHM+0.4%～0.6%NW-1（干量）+2%～4%HS-1+0.5%～1 %HS-2+0.5 %CaO+1 %～2 %稀釋劑+1 %～2 %乳化瀝青+0.3 %～0.5 %潤滑劑+石灰石粉（適量）

鉆井液配方（井段3 190 m～4 580 m）：0.3 %～0.5 %CHM+0.3 %～0.5 %NW-1（干量）+2 %～3 %HS-1+1 %～2 %HS-2+0.5 %CaO+1 %～2 %稀釋劑+2 %～4 %乳化瀝青+0.5%～4%膨潤土+0.3%～0.4%CHM+0.4%～0.6%NW-1（干量）+2 %～3 %HS-1+2 %～3 %HS-2+2 %～3 %封堵防塌劑+0.5 %CaO+1 %～2 %稀釋劑+0.5 %～1 %潤滑劑+0.5 %NaOH+重晶石粉（適量）

主要特點：

（1）坂土含量、固相含量低，泥餅質量較好，再配合適量的潤滑劑，摩阻系數一般情況下小于0.10，具有一定的防黏卡能力。

（2）大、小陽離子加量均衡，具有較強的強抑制能力，其井眼比較規則，具有較好的防塌能力。

（3）小陽離子含季胺基團，能夠提高鉆井液礦化度，具有很強的抗鹽能力，柳溝莊地層含石膏，該層位鉆進時，性能穩定。

（4）陽離子鉆井液抑制和抗污染能力強，流動性好，阻力小，易開泵，鉆井液排放量小。

（5）目的層井段的鉆井液密度一般在1.45 g/cm3～1.55 g/cm3，密度偏高，控制鉆井液API 濾失量小于4 mL，含砂量小于0.3 %，有利于快速鉆進，縮短對儲層的浸泡時間，保護油氣層。

2.5 事故復雜防控

玉門油田鴨西區塊上部地層有600 m～800 m 松散礫石層，極易發生漏、塌、卡、斜等井下復雜情況[14]。白楊河組及上部棕黃色、棕紅色砂質泥巖水敏性強，易造漿、吸水膨脹使井眼縮徑，柳溝莊組的膏泥巖極易對鉆井液造成污染；柳溝莊組至中溝組的地層不整合交界面巖石破碎極易產生垮塌；下溝組地層巖性質硬，可鉆性差，井壁較規則，井眼擴大率小，巖性吸水易剝落，極易發生掉塊卡鉆。為確保該地區鉆井施工順利，對復雜地層特點和已鉆井的資料進行詳細分析研究，探索出各層位的事故復雜防控技術。

2.5.1 牛-胳組、弓形山組地層 φ215.9 mm 井眼排量提高到35 L/s～38 L/s，提高環空返速，改變鉆井液流型，配合低黏切保證鉆井液對井壁的沖刷、清洗能力；適當提高井徑擴大率，每鉆進24 h 進行一次短起下作業，拉刮、修整、清潔井壁，保證井壁軌跡圓滑、起下鉆暢通。

加足大陽離子、小陽離子，保證鉆井液體系的正電性、包被能力、強抑制性、確保井壁穩定；控制坂土含量20 g/L～30 g/L，降低鉆井液黏度切力，控制鉆井液黏度50 s～60 s，切力1～2/2～4 Pa，提高鉆井液對井壁的沖刷、清潔能力；適當加入HS-1，控制鉆井液API 失水4 mL～6 mL，配合低黏切適當提高井徑擴大率；及時補充防卡潤滑劑、瀝青、沖生石灰維持[Ca2+]含量，改善泥餅質量。

2.5.2 白楊河組上部軟泥巖 φ215.9 mm 井眼保持排量在35 L/s～38 L/s 鉆進，進一步提高環空返速增強沖刷能力；短起下每24 h 進行一次，長短結合，短起進入弓形山組、長短起至牛-胳組，修整拉刮井壁保證起下鉆井眼暢通；增加劃眼次數，單根打完劃眼3 次以上，適當增加井徑擴大率。

適當提高鉆井液密度至1.35 g/cm3～1.38 g/cm3，提高物理支撐能力，防止白楊河軟泥巖縮徑；加入HS-1/HS-2，逐步降低API 失水至5 mL 以下，并加入白瀝青、低滲透封堵劑、細目碳酸鈣、乳化瀝青等處理劑，加強封堵、改善泥餅質量，防止白楊河上部強水敏性泥巖縮徑。

2.5.3 白楊河組下部泥巖、柳溝莊組、中溝組不整合交界面地層 φ215.9 mm 井眼降低排量至30 L/s～35 L/s，減少對該井段的沖刷能力，保持較低的環空返速，提高鉆井液的切力、通過改變鉆井液流型來攜帶巖屑，維持井壁穩定；同時適當減少短起下次數（每48 h 進行一次）及短拉長度，給優質泥餅的形成留出更多的時間，但要通過短拉，將不穩定的井壁掉塊去掉并循環帶出，形成穩定的井眼；每次起鉆前要打加入了防塌、封堵材料的封閉漿，防止掉塊堆積造成起下鉆阻卡。

提高鉆井液密度至1.45 g/cm3～1.55 g/cm3的設計上線，提高物理支撐力，保證防塌能力，增大靜液柱壓力平衡中溝組高壓層，防止地層出水；加大大、小陽離子及CaO 的加量，突出陽離子鉆井液的強抑制能力，強化泥餅質量，加入HS-1/HS-2，逐步降低API 失水至4 mL 以下，HTHP 濾失量≤15 mL，并加大瀝青類、細目碳酸鈣、低滲透封堵劑等處理劑加量，加強封堵，防止該段破碎帶地層、強水性泥巖發生掉塊及垮塌；逐步提高鉆井液黏度至80 s，提高鉆井液的懸浮、攜帶能力，發生掉塊時能夠懸浮住防止掉塊卡鉆、攜帶出保證井眼清潔。

2.5.4 中溝組、下溝組地層 中溝組及下溝組下部地層可鉆性差，井壁較規則，鉆井液性能好的情況下井徑擴大率低；地層掉塊較硬，在規則的井眼與鉆頭、穩定器位置容易形成掉塊卡鉆。

每次鉆進期間第一次向上活動鉆具時，鉆壓扭矩釋放，再停轉盤試起，進行微操作、精細化操作；遇到阻卡，反向活動鉆具至鉆具能安全活動井段，再試著通過阻卡位置；鉆進期間多劃眼，修整好井眼，盡量保證適當的井徑擴大率，并清理井壁棱角、掉塊；起鉆前打入加了防塌、封堵材料的封閉漿，封閉該井段及上部的易塌井段。

φ215.9 mm 井眼長裸眼井段，鉆井液保持適當的黏度（60 s～70 s）、切力以保證鉆井液的攜砂、懸浮性能，降低巖屑滑脫下行速度，防止掉塊沉積在鉆頭、穩定器位置；強化鉆井液的強抑制、防塌、封堵能力，加入適量的潤滑劑，保證鉆井液的潤滑性預防黏卡。

3 現場試驗

3.1 總體應用情況

從鉆頭優選、鉆具組合優化、減摩減扭、井眼軌跡控制、鉆井液體系優化、事故復雜防控等開展技術研究，形成玉門油田鴨西區塊鉆井提速關鍵技術。先后完成了鴨兒峽鴨西區塊6 口井施工，共節約周期193 d，其中2 口井創鴨西區塊同類型井鉆井技術指標，首次鉆井周期突破50 d。通過該油田鉆井提速關鍵技術研究和現場試驗，形成了一整套深井鉆井工藝技術，有效預防了事故復雜，提高了鉆井速度，取得了較好的經濟效益。

3.2 鴨西1-31 井應用情況

鴨西1-31 井是酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷鴨兒峽鼻狀構造上布置的一口開發井，井型為直井，完鉆井深4 585 m，完鉆層位白惡系下統下溝組K1g0。

井身結構：φ311.1 mm 鉆頭×1 000 m+φ244.5 mm表層套管×999.75 m+φ215.9 mm 鉆頭×4 585 m+φ139.7 mm油層套管×4 583.96 m

施工簡況及成績：該井表層φ311.1 mm 井眼，從井口開始使用預彎曲動力鉆具防斜打快技術，表層完鉆井深1 000 m。鉆井周期3.46 d，平均機械鉆速22.9 m/h，24 h 進尺440 m 均創區塊最高紀錄。

該井二開φ215.9 mm 井眼，常規鉆具鉆至井深1 016 m 打夠穩定器位置，更換PDC 鉆頭配合預彎曲動力鉆具防斜打快（3 036 m～4 337 m 井段使用NOV水力振蕩器） 技術至完鉆，1 016 m～3 036 m 井段實現一趟鉆單支鉆頭進尺2 020 m，創區塊最好紀錄。該井平均機械鉆速7.19 m/h，鉆機月速2 388.02 米/臺，鉆井周期49.87 d，完井周期7.63 d，刷新玉門油田鴨西區塊同類型井鉆井技術指標。

4 結論及認識

（1）優化后的PDC 鉆頭提高了穩定性和攻擊性，機速高，進尺多，單只PDC 鉆頭單趟進尺高達2 020 m。

（2）優選高效能長壽命螺桿和NOV 水力振蕩器提速工具，同時采用井眼軌跡控制技術，既保證了井身質量又加快了鉆井速度，建議在該區塊推廣使用。

（3）通過基礎技術研究和現場試驗，形成了一套適用于該油田優快鉆井技術系列，提高了鉆井速度，降低了事故復雜，成功推動了玉門油田鴨西區塊鉆井配套技術的完善升級。