鄂尔多斯盆地超低渗气藏钻井技术难点与对策

  钻井技术的合理实施是天然气勘探开发过程中的一项重要工作，直接关系到一个油田勘探开发的综合经济效益。超低渗气藏由于岩性致密，导致渗流阻力大、压力传导能力差，影响到钻井技术的实施效果［1］。近年来，随着油气勘探和评价的不断深入，鄂尔多斯盆地晚三叠统开发井气藏储层显示出较大的资源潜力和开发前景。鄂尔多斯盆地钻井区地处山区，地表沟壑纵横交错，地形复杂，平均完钻井深3 000~3 500 m，平均机械钻速小于 6 m/h。该区气藏储层致密、物性差、丰度低，具有地层可钻性差、漏失严重、地层研磨性强和钻具失效频繁等特性，这些特性是制约钻井速度的技术“瓶颈”，导致钻井难度较大［2］。为此，针对该区气藏的综合开发能力，结合储层地质特征，有针对性地提出了应对各种难题的技术对策，现场应用效果较好，钻具失效得到有效遏制，机械钻速得到大幅度地提高。

 

  1 储层地质特征根据新一轮油气资源评价结果，鄂尔多斯盆地油气资源十分丰富［3-4］。鄂尔多斯盆地开发井气藏1# 井和 2# 井，主要目的层为二叠系鄂 1-1 层和 1-2层，埋深为 3 670~3 755 m。其中鄂 1-2 为重点目的层段。

 

  储层岩性以岩屑石英砂岩与岩屑砂岩为主，成熟度中等 ~ 高（石英含量 46.0%~98.8%），填隙物含量平均 12.6%，以硅质、高岭石和含铁方解石为主，杂基平均5.3%（含水云母等）。胶结物含量平均7.3%，主要以自生黏土矿物与碳酸盐矿物为主，其次为硅质。储层平均孔隙度 7.2%，平均渗透率 0.43 mD，属于特低孔、超低渗致密储层。储层敏感性属弱酸敏（0.275）、弱碱敏（0.212）、中等盐敏（59 405 mg/L）、水敏（0.029）及速敏（无 ~ 强均有）。储层流体物性较好，气体体积系数 4.204×10–3m3/（标）m3，压缩系数2.305×10–21，黏度 2.1928×10–2mPa·s。储层砂岩最小水平主应力 50.43 MPa，最大水平主应力 71.52MPa；泥岩最小水平主应力 56.62 MPa，最大水平主应力 72.56 MPa［5-6］。

 

  2 钻井技术难点分析2.1 地质因素根据鄂尔多斯盆地开发井储层地质特征，结合试验井井下复杂情况（表 1），分析断定出该气藏钻井地质情况较为复杂，主要钻井技术难点如下：

 

  （1）地层时代古老。区块自上而下钻遇新生界（第四系）、中生界（白垩系、侏罗系和三叠系）、上古生界（二叠系和石炭系）、下古生界（奥陶系）等多套地层。

 

  （2）可钻性较差，研磨性强。鄂尔多斯盆地 1# 井和 2# 井地层岩石从三叠系到奥陶系随着地层的加深可钻性均值逐渐增大，采用 PDC 钻头和牙轮钻头钻进岩石可钻性相差较大。结合地层岩性特点，对该地区地层的软硬程度进行划分：三叠系、石炭系和奥陶系整体属于中硬地层；二叠系属于软到中硬地层。该区探井地层均为砂泥岩互层，抗压强度低和可钻性差异较大，与岩石可钻性试验测定结果相符。此外，随着层段不同、岩石力学性质各不相同，三叠系各层段地层泥岩有一定的塑性，所以要采用不同的破岩方式提高效率。

 

  （3）非均质性强。中生界和上古生界均含有砾岩地层、煤系地层，特别是侏罗系底部和三叠系上部地层含有不同直径的泥岩，在石炭系地层含铁铝矿等硬夹层，下古生界为碳酸盐、云岩等脆性地层和盐膏层。但随着区块的差异，上述特征变化较大。

 

  （4）地层破裂压力与孔隙压力相近。三叠系和上古生界部分层段存在低破裂压力层，导致固井过程中动态压力难以控制，固井质量不易保证［7-8］。

 

  （5）地层易受伤害。区块气藏储层属致密性砂岩储层，具有低地层孔隙压力、超低渗透率和毛孔压力高、有效应力高的特点，钻井过程中极易伤害地层，应采取保护措施以减轻钻井液对地层的伤害［9-10］。

 

  （6）钻具失效地层。钻具失效集中发生在三叠系及二叠系等地层厚约 1 100 m 井段，发生钻具失效最浅的地层为侏罗系，井深 1 530 m；钻具失效最深的地层为二叠系，井深 3 690 m。

 

  （7）钻井事故。钻井过程中还存在井斜、井漏、掉块、井塌、井喷、扩径、卡钻等风险。

 

  表 1 试验井井下主要复杂情况复杂类型 复杂情况提示井漏三叠系下部层段底部为区域漏失层（一般为渗漏层）。预计可能漏失段在 2 950~3 000 m，注意在钻开该层之后进行工艺堵漏井塌二叠系鄂 1-2 层段以下及石炭系层段煤层发育，单层厚 1~2 m，易坍塌，注意在钻开该层之后防塌地层受害上古气层段，钻井液处理时还应考虑保护气层。

 

  钻达二叠系鄂 1-2 层段气层前转化为保护气层完井液，在气层钻井过程中及固井前均要维护好该保护气层的性能卡钻侏罗系整个层段及三叠系上部层段主要以泥岩为主，夹煤层，易发生坍塌卡钻，注意在钻开该层之后防井斜第四系及白垩系整个层段主要为黏土、流沙、砂岩，夹泥岩，斜层理十分发育，易发生井斜，注意在钻开该层之后防斜井喷二叠系鄂 1-2 层段以下及石炭系整体泥岩与砂岩互层，夹煤层，易发生井喷，注意在钻开该层之后防喷2.2 工程因素实际钻井过程中，由于区块存在着可钻性差、非均质性强等固有特性，易造成钻具失效频繁发生，预测主要失效形式为钻杆接头刺漏、管体刺穿、断裂；钻铤黏扣、内外螺纹根部黏裂、螺纹刺裂、连接密封失效、窜浆等。

 

  2.2.1 断扣分析 公扣和母扣螺纹断裂，是钻具失岳艳芳等：鄂尔多斯盆地超低渗气藏钻井技术难点与对策35效的主要类型。其主要原因是在公扣最末完全扣处和母扣段，容易形成应力集中，最终导致疲劳失效。

 

  由于地层年代老、岩性硬、夹层多，跳钻和蹩钻严重，预计钻具失效井段岩性主要为含砾砂岩和泥岩，砾间充填主要以钙胶结为主，地层可钻性级值为 5~7，为中 - 中硬地层，钻井过程中会频繁发生跳钻和蹩钻，引起钻具纵向、横向和扭转振动及其耦合振动，最终导致钻具公扣和母扣断裂。

 

  不合理的钻井参数引发下部钻具共振，如用三牙轮钻头钻井过程中容易产生 3 波状井底，引起 3倍频出现，导致钻具失效；钻具受力特性及其自身结构引起周期性弯曲应力，是其失效的内在原因；此外，钻铤螺纹连接部分为薄弱环节，在钻压作用下，易弯曲，加速钻具失效，预计钻铤失效多数发生在下部钻具组合中，以疲劳断裂为主。

 

  2.2.2 钻具刺扣和黏扣分析 钻具刺扣和黏扣在该区块主要发生在二叠系鄂 1-1 层段以上地层，预计其主要失效原因为上扣扭矩不足，螺纹密封脂性能差，使用不规范。

 

  2.2.3 钻杆接头偏磨和管体刺裂分析 钻杆接头偏磨失效最普遍，其主要失效原因为地层研磨性强（以含砾石砂泥岩为主）；钻柱涡动，钻柱在井眼内顺时针转动与井壁接触产生摩擦力，使其以一定的速度按逆时针方向绕井眼轴线转动，形成涡动，使钻具偏磨，承受高频应力而导致钻具破坏；管体刺裂发生在加厚过渡带，由于不光滑，易引起应力集中。为此，结合保护油气层的原则，需要合理选择安全、优质、高效钻井参数，有效防止钻井事故的发生，减少地层伤害。

 

  3 技术对策3.1 优化钻具组合二开三叠系下部层段优选钻具结构：?215.9mm（3A）钻头 +?165 mm 底部减震器 +?177.8 mm钻铤 ×18 m+?215 mm 扶正器 +×177.8 mm 钻铤×9 m+?215 mm 扶正器 +?177.8 mm 钻铤 ×81 m+?127 mm 钻杆。根据不同情况及时调整钻进参数；选用防斜、纠斜、稳斜钻具，用 PDC 钻头或 PDC 钻头加螺杆轻压吊打钻进，加强防斜效果。

 

  3.2 优选钻头类型，强化钻井参数二开-白垩系整个层段：选用?215.9 mm GA114钻头，力争1只钻头穿过白垩系；侏罗系—三叠系层段：选用?215.9 mm SKH447G牙轮钻头或其他5刀翼 PDC 钻头；三叠系—二叠系层段：选用 ?215.9mm MD9535ZCPDC 钻头或其他 6 刀翼 PDC 钻头；二叠系 - 石炭系层段：选用 ?215.9 mm HJT537G钻头或 SKH517G 牙轮钻头；钻井参数选用钻压180 kN，排量 35 L/s，转速 50~70 r/min。“双石层”：

 

  以选用 ?215.9 mm S537GK 型牙轮钻头钻进为主，钻压 180 kN，加大排量和泵压（不漏失时），可选用MD517J 复合齿钻头 + 直螺杆 + 转盘复合钻进。换用新钻头时，不一次下钻到底。在接近井底时，小排量开泵，启动转盘，慢慢下到井底，再用 20~30 kN 的钻压磨合钻头约半小时后，逐渐加至正常钻压钻进。

 

  3.3 优选钻井液类型及配方二开二叠系鄂 1-1 和 1-2 层段优选聚合物钻井液，其基本配方：淡水+（4~5）%膨润土+（0.2~0.3）%包被剂 +（0.3~0.5）%NH4-HPAN+（0.3~0.5）%COP-HFL/LFL+（0.2~0.5）% ZSC201+（0.1~0.3）%NaOH［11-12］。

 

  聚合物钻井液主要性能要求见表 2。另外，根据井下摩阻情况，加入润滑剂（、1~2）% 聚醚防塌润滑剂JHF-2、白油等材料，改善钻井液的润滑性；如遇井涌、井喷、H2S 含量高等异常情况，现场可根据实测地层压力按井控要求调整钻井液密度。

 

  表 2 聚合物钻井液主要性能参数密度 /g·cm–3黏度 /s滤失量 /mL滤饼厚度 /mm含砂量 /%pH 值静切力 /Pa塑性黏度 /mPa·s动切力 /Pakf膨润土含量 /g·L–110 s 10 min1.15~1.25 35~45 ≤ 10 ≤ 1.0 ≤ 0.5 7~8 0~1 1~2 7~15 5~8 ≤ 0.12 30~503.4 优化气层保护完井液体系由于地区气藏属特低孔、超低渗致密储集层，结合储层敏感性分析结果，针对二开二叠系鄂 1-1 和1-2 层段，优化设计了储层屏蔽暂堵完井液体系配方，其基本配方：基浆（4~5）% 膨润土 +（5~6）%复合暂堵剂 FH+（1~2）% 屏蔽暂堵剂（PD-1 ）+（2~3）%油溶性暂堵剂 WZD-2+ 稀胶液［13］。在裂缝较发育的层段适当增加复合暂堵剂的用量。

 

  屏蔽暂堵实施的技术参数：井底最小正压差3.5 MPa，环空上返速度小于 1.6 m/s，暂堵剂粒子粒度与钻井液粒度达到相应的技术指标。

 

  3.5 预防钻具失效的工艺措施（1）提高钻杆抗弯曲疲劳强度。

 

  （2）检查螺纹密封脂是否符合标准。推荐采用API 标准螺纹密封脂，检查压膜强度和摩擦因数 2项性能指标。36石油钻采工艺 2014 年 9 月（第 36 卷）第 5 期（3）检查上扣扭矩。上扣扭矩过紧和过松均不允许，旧钻具上扣扭矩选用低限值。?127 mm 加重钻杆上扣扭矩为 30 kN·m，?127 mm 钻杆上扣扭矩为26 kN·m，?158.75 mm 钻铤上扣扭矩为 24 kN·m［2］。

 

  （4）建立钻具钻杆使用管理规范。该规范应对钻具的质量要求、送井钻具的验收、井场钻具存放的管理、入井钻具的管理、钻具现场无损探伤、钻具使用过程中的非正常磨损、钻具回收、钻具故障的调查等问题做出明确的要求和规定。同时钻柱下部钻铤的数量必须加足，以保证钻具“中和点”中性截面在钻铤上。

 

  （5）根据现场钻具使用情况，做出“改进钻具结构”的应急预案。比如，跳钻井段的底部钻具中加入减震器和悬浮器，减少钻具的振动。扶正器有利于钻具工作状态的稳定，尽可能增加扶正器的使用井段。同时合理设计钻井参数，避免钻具共振。

 

  （6）改进钻具的螺纹结构。使用根部圆角较大的数字型高疲劳寿命螺纹，同时在公扣最末安全扣处和母扣消失段，设应力减轻槽；此外，对有应力减轻槽的接头，修扣时截断长度要长。

 

  （7）加强钻井液的维护和处理，有效地控制井径扩大率，减少钻具在井内的弯曲度，降低钻具疲劳损坏的程度和速度。

 

  （8）使用 PDC 钻头、井下动力钻具、液力加压器等工具改变钻具的工作状态，减轻钻具的弯曲和弯曲应力。

 

  （9）钻具选材。钻杆选用德国进口管体、内涂层的钻杆，提高钻井液的 pH 值，以控制钻杆的腐蚀。

 

  3.6 其他钻井控制对策（1）上部井段严格控制井斜，为下部井段的钻进争取主动。在表层钻进中，轻压吊打，严格控制井斜。

 

  开钻采用低参数吊打工艺（钻井参数钻压 0~50 kN，转速 50 r/min），防止起步井斜。在钻入 1 根钻铤后随钻铤增加逐渐增大钻压。随井深增加，钻铤增多，逐渐加大钻压，但必须保证所加钻压不得超过钻铤浮重的 70%。根据钻遇岩性变化适时调整钻压，防止井斜。

 

  （2）使用塔式钟摆防斜钻具组合保证开钻打直，为下开钻进创造良好的井身条件。

 

  （3）防止井口窜漏和防浅层井漏，禁止在导管鞋处定点循环，操作要求平稳，排量由小到大，以防止井壁垮塌，满足携带岩屑，及时冲刷井壁，避免重复破碎［14］。

 

  （4）钻进中密切注意泵压、转盘扭矩的变化，以及返出岩屑形状和数量，加强井内复杂情况的分析判断，防止掉块卡钻事故的发生；液面实行坐岗监测，及时发现井漏。

 

  （5）使用 PDC 钻头钻进时，采用低钻压、高转速控制井斜；用牙轮钻头时，采用高钻压、低转速控制井斜。

 

  （6）采用有效地井斜监测措施；坚持定进尺测斜，井斜变化严重时加密测量，并利用微机处理数据，做好井身质量预测。

 

  （7）起钻时观察下部钻铤的弯曲度、磨损情况，如发现弯曲或钻铤直径磨细应及时甩掉。

 

  （8）根据钻时的快慢及时调整钻压，处理好软硬交界面处的钻进；地层交界面、软硬交错地层至少吊打钻进 30~50 m。

 

  （9）钻遇裂缝地层时如有跳钻、放空、蹩钻等现象，降低钻压，并对裂缝井段反复划眼，消除可能出现的狗腿或台阶。

 

  （10）施工过程中特别注意加强对 H2S 气体的录井检测及防范。气测一旦发现 H2S 气体，立即书面通知钻井队长及甲方监督，现场人员严格按照上级有关规定和钻井安全操作规范果断处理，确保人身及钻井设备的安全［15］。

 

  4 现场应用以鄂尔多斯盆地北部上古生界山西组山 2 和山 1 为目的层段的 1 口开发井 MX 为例，该井井深3 800 m，目的层埋深 3 670~3 755 m，上古生界压力梯度 0.008 4~0.009 2 MPa/m，井身质量控制井斜小于 6°，目的层段井径扩大率小于等于 10%，采用优化井身结构 ?311.2 mm 钻头 ×?244.5 mm 套管 ×600m+?215.9 mm 钻头 ×?139.7 mm 套管 ×3 797 m，水泥返深到地面，上古生界为常压层，与下古生界低压层分属不同压力系统，整个上古生界岩性为砂泥岩加砾石互层，夹煤层，受构造应力影响，泥页岩性脆，微裂缝发育，钻井过程中地层压力系统复杂，储层需压裂改造，易发生掉块、井壁坍塌、起下钻遇阻、长时间划眼、井斜、井喷、地层受害等复杂情况。

 

  针对此钻井难点，在二开三叠系下部层段优选钻具组合，并采用 ?215.9 mm MD9535ZCPDC 钻头加螺杆轻压吊打钻进，实现快速钻进防斜；在钻头和钻铤之间加减震器，保证 600~3 800 m 井段加重钻杆抗拉安全系数小于 2.8，钻铤抗拉安全系数小于22.8，有效减少钻具振动失效；按照气密封和腐蚀环境设计加重钻杆上扣扭矩 35 kN·m，钻铤上扣扭矩 30 kN·m，有效地提高了钻具的连接强度。同时，为提高钻井液的悬浮、携带岩屑能力，采用低固相岳艳芳等：鄂尔多斯盆地超低渗气藏钻井技术难点与对策37钾氨基聚合物钻井液体系，密度 1.15~1.25 g/cm3，钻进时出现水侵，将钻井液密度调高至 1.45 g/cm3，有效控制出水，在进入保护层 20~40 m 前将钻井液转换为屏蔽暂堵完井液体系，优化配方设计：基浆 +（4~5）% 膨润土 +（4~5）% 复合暂堵剂 FH+（0~1）%屏蔽暂堵剂 PD-1+（2~3）% 油溶性暂堵剂 WZD-2+稀胶液，将原浆性能调至密度低于设计 0.03~0.04 g/cm3，严格控制失水小于 5 mL，pH 值为 8~10，保证井底最小正压差 3.5 MPa，环空上返速度 1.6 m/s，控制暂堵剂粒度与钻井液粒度，其酸溶液含量小于 5%，既有效减轻对地层的伤害，又利于井眼稳定、井径规则。应用上述技术解决了鄂尔多斯盆地山西组开发井的钻井难题，达到了 MX 井井身质量控制要求，使该井实际钻井周期缩短 30%，钻井速度提高 10%。

 

  5 结论及认识（1）鄂尔多斯盆地超低渗气藏地质构造特征表明，超低渗气藏钻井过程中易发生地层漏失严重、溢流井涌、井壁失稳、卡钻多、井斜、井喷、跳钻等井下事故。

 

  （2）防斜、稳斜钻具对鄂尔多斯盆地超低渗气藏上部易斜井段有着较好的防斜效果。

 

  （3）鄂尔多斯盆地超低渗气藏钻井过程中易遇到砾石砂岩地层、泥岩层、夹煤层、H2S 和 CO2气侵层等风险，需根据各风险因素特点制定相应的风险对策。

 

  （4）优选屏蔽暂堵完井液体系，可以有效地达到保护气层的要求。

 

  （5）对石炭系和奥陶系硬地层进行钻头优选及性能研究，建议分井段优选 PDC 钻头，以实现优质、快速、高效的钻进。

 

  （6）开展鄂尔多斯盆地超低渗气藏开发井地层岩石可钻性研究，建立各层段岩石可钻性数据，以期提高钻头机械钻速、缩短钻井周期及优化钻头参数与结构。