樊页平1钻井技术分析研究

樊页平 1钻井技术分析研究

李佳

黄河钻井总公司技术服务中心 257000

摘要：页岩油气开发已经是国内未来油气开发的重要战略方向。随着页岩油气勘探开发力度的加大、地下情况日益复杂、打井难度不断提升对我们来讲，这是困难，也是挑战，更是发挥本领的好机遇。本文依托樊页平1井的施工过程，从钻井液技术、井控技术管理、复杂故障控制等方面进行分析研究。总体来说，现在技术能够保证页岩油井安全高效的开发，值得推广应用。

关键词：页岩油；精细控压；井控；油基泥浆

一、钻井液类型性能维护处理

1、一开井段 （0—303m）采用配浆开钻，钻完一开井深循环后封井，钻井液具有良好的造壁性能和携砂性能。

2、樊页平1二开为311.2mm的井眼，在“百日攻坚创效”阶段，在“三高一延一适当”的要求下，大井眼存在携岩和控制造浆难度大等问题则更加突出。三高的条件下势必更容易形成大井眼，因此控制钻井液的造浆程度成为关键，前1500米使用氯化钙和聚合物双重作用下控制造浆，一开钻井液循环加入清水稀释，加入适量CaCl₂，将钻井液漏斗黏度调整至设计范围内，开钻后根据钻速情况及时补充CaCl₂，钻进期间维持钻井液低黏低切，避免停停打打、定点循环。按如下配方：井浆+2.5%氯化钙+0.6%高分子聚合物。使用3台离心机进行固相控制。钻井液性能维持在密度1.08-1.10g/cm³,粘度在29-31秒之间。比较好的完成对上部地层的固相控制，为沙二底进行第一次定性处理提供了良好的基础，

二开井段1500-2500米为沙一到沙三上地层，必须使振动筛、除砂器、离心机与钻井泵同步运转，严格控制钻井液中的劣质固相含量，低密度固相含量和适当控制滤失量，为2500米之后需要提高钻井液密度打好基础。

配方：井浆+0.4%干粉+2%抗温抗盐防塌降滤失剂+2%低粘CMC控制失水在6ml左右。

3、三开井段：提高合成基钻井液的封堵防塌能力，进一步稳定井壁。

优选复配抗温乳化剂，提高合成基钻井液整体抗高温稳定能力，保持好的流型。做好配方试验，及时调整钻井液性能

表1 钻井液体系

钻井液配方：合成基基液90～70：（25%）氯化钙水溶液10～30+（2～3）%主乳化剂+（1～2）%辅乳化剂+（1～4）%润湿剂+（1～3）% 碱度调节剂+（2～3）%有机土+（2～4）%降滤失剂 +（2～3）%油基封堵剂

其他处理剂：重晶石，超细碳酸钙，堵漏剂。

4钻井液维护处理措施

（1）开钻时，根据钻井液设计、振动筛返砂和地层压力变化情况及时调整钻井液密度，保证钻井液液柱压力平衡地层坍塌压力，防止井壁失稳。

（2）定期检测合成基钻井液性能，保持粘度在50-60s，根据返砂情况，及时调整粘切，保证井眼清洁。及时补充乳化剂，保持合成基钻井液性能稳定。

（3）钻遇油气活跃地层，及时汇报；提高钻井液密度，减少油气污染，保持钻井液性能稳定。加重钻井液时按照循环周进行，每个循环周加重钻井液密度不得超过0.03g/cm3，防止钻井液流变性失稳。

（4）根据固控设备损耗和井下渗透情况，及时补充合成基基浆，同时补充封堵剂，保证钻井液流变性稳定及减少合成基钻井液损耗。

（5）每钻进一定井段及其钻井液进行加重时，及时补充润湿剂，维护钻井液流变性。

（6）钻进过程中，根据振动筛返砂情况及时调整钻井液黏度和切力，保证钻井液具有良好的悬浮携带能力，及时观察返出岩屑情况，补充润湿剂，减少合成基钻井液损耗。

（7）井下出现剥蚀掉块，调整钻井液流变性及封堵性，提高井眼清洁能力及井壁封固能力。

(8)使用合成基钻井液期间严禁水相混入钻井液，用基础油冲洗振动筛。

二、复杂情况及处理

钻至井深3434m（垂深3243m）,钻时由10.2min/m降至8.1min/m，井口返出异常，有明显气泡返出，罐内泥浆体积未见明显变化，判断可能为气侵，立即停止钻进循环观察，此时全烃由3.05%升至100%，泥浆密度由1.46降至1.43，地质报告气泡含量7%。

将异常情况汇报监督后，监督指示循环观察并请示勘探中心是否加重，循环两周全烃值100%不降，11:20得到监督通知循环加重，至14:30泥浆密度提至1.50，全烃值在提泥浆密度过程中显示30%-80%之间上下浮动；请示监督后，15:00接甲方通知提泥浆密度至1.53，至17:30出口密度提至1.52全烃值70%；汇报监督，甲方通知恢复钻井，继续提泥浆密度，钻进至20:00泥浆密度1.53，全烃值20%，期间停泵接立柱用时10分钟，钻进至21:00停泵期间井底气体返至地面全烃100%，井口返出大量气泡，循环30分钟后全烃降至20%升恢复钻进。，至7月3日1:30，全烃值30%，达到相对稳定状态。

2、钻进至井深4614m，旋导仪器导向头损坏，尝试联系仪器多次，无法正常连接后，决定起钻，更换动力钻具，因旋导仪器钻具结构与计划下入动力钻具结构不同，决定先用常规钻具通井。通井钻具下钻至井深3254m，遇阻下压15t，多次上提下放活动钻具无果后，决定小钻压划眼，划眼钻压0-2t、扭矩4000，划眼5柱至井深3393m，接第六柱下放正常，连续下放5柱后，第六柱下放至井深3549m遇阻，下放钻压10t，无法继续下放，上提开泵，对接主轴划眼，钻压4t，加压不回最高加至10t，30min无进尺，此井深与导眼完钻井深3550m相差1m,怀疑划入导眼，循环加重起钻，更换带测斜仪器通井钻具入井。下钻至井深3540m，开泵测斜，井斜37.81。，方位18.83。，停泵复测井斜37.90。，方位18.83对比导眼该深度数据一致，判断进入导眼。循环排气，等措施。

三、经验总结及工作亮点

1、通力合作，高效下入技术套管

樊页平1井二开井深3207米，钻头规格φ311.2mm，自2020年6月4日13:00做完下套管准备后，于6月5日13:00，共计24h下入深度3206.63米，套管型号φ244.5mm×P110×11.99mm的技术套管，到底开泵正常 。

2、使用旋导ATC，增加钻进时效

井深3227m下入贝克修斯旋导ATC（集脉冲、随钻测斜仪、导向头）,优化钻具结构，Ф215.9mmPDC+旋导ATC（LCPM+MWD+SU）+无磁扶正器 +无磁承压钻杆+411*410浮阀+Ф127mm加重钻杆1根+震击器+Ф127mm加重钻杆7根+DP至井口，旋导ATC钻进井段1287m，水平段长965.93m，纯钻进时间225小时，使用时间320h，平均钻时5.72m/h。旋导ATC的使用大大减少了定向时间，减少了因拖压造成的憋泵，井下复杂等问题^[1]，增加了钻进时效。

3、优选高效PDC，增加钻头抗磨性

樊页平1井施工在项目部领导及公司领导“提速提效”要求下，为提高本井的生产时效，在各方领导的大力支持下，优选钻头，优化钻具结构和钻井参数，斜井段及水平段采用君临德意厂家为本井定制的高效PDC钻头，该钻头采用纯进口复合片及高压屋脊齿工艺，增强了PDC钻头的破岩能力和抗研磨性。

4、合成基钻井液应对泥页岩，减少井下复杂

本井水平位移2437.28m，水平段长1715.93m。为保证本井的顺利施工，施工后期采用气制油合成基钻井液，该钻井液体系具有非常强的抑制性，保证油泥岩及大段泥岩井段的稳定性。同时该体系钻井液具有良好的润滑性，减小摩阻，极大程度的降低了滑动钻进的难度。

5、耐油耐高温螺杆配合水利振荡器，顺利完钻

本井施工过程中井底温度较高，实测循环时最高温度148度，4614米后无法继续使用旋导ATC钻进，为保证钻进时效及井下安全，项目部召集各公司技术部门骨干就后期施工进行技术交底，确定了钻具结构为：215.9PDC钻头水眼7*14+172动力钻具1.5度+回止阀+210mm修壁器+127mm无磁承压+178mm无磁悬挂+127mm钻杆*15柱+160mm水力振荡器+127mm钻杆+127mm加重钻杆+127mm钻杆+转换接头DH55*411+139mm钻杆的稳斜钻具，定向段基本没有憋泵情况发生，复合钻扭矩8000-12000N.m，钻压4-6t，定向钻进钻压6-8t，无拖压现象。接立柱后上提钻具，磨阻18t，正常钻进完后，上提钻具开泵磨阻16t，无钻具粘卡现象，显示良好，顺利完钻。

参考文献：

[1]鄢捷年．钻井液工艺学[M]．山东东营：石油大学出版社，2001