准噶尔盆地中部地区石油钻井技术难点及对策.docx

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准噶尔盆地中部地区石油钻井技术难点及对策

准噶尔盆地中部地区

石油钻井技术难点及对策

摘要

主题词准噶尔准中钻井技术

（引言）

一、钻井难点分析

一、概述

中石化西部新区的塔里木盆地、准噶尔盆地和河西走廊地区油气资源丰富，现有登记勘探区块44个，勘探面积1.54×104km2，勘探前景良好，是实现中石化油气资源接替的重点钻探区域。

年代西部的钻探实践表明，这里蕴藏着丰富的石油资源，将为钻井系统提供重要的机遇，但同时也潜在着很大的难以预料的钻探风险。

地层，大部分地层的地质年代都比较古老。

准噶尔盆地主要目的层一般在二叠系以上地层；

常规区块地层岩性及钻井故障

由于西部新区的准噶尔盆地和塔里木盆地的地质条件特殊，地层年代久远，岩性复杂且变化大；

v第三系（N+E）和白垩系（K）地层中含有易吸水膨胀的泥岩和泥砂岩混层，钻进中易发生缩径和起下钻遇阻卡，拔活塞严重，常需划眼；

v侏罗系西山窑组（J2x）、八道湾组（J1b）为深灰色、灰黑色碳质泥岩夹煤线及煤层且厚度较大,碳质泥岩及煤层易垮塌掉块；

v侏罗系三工河组（J1s）灰色泥岩地层易掉块、垮塌，井壁很不稳定，实钻井径极度不规则，易出现复杂情况。

v三叠系（T）、二叠系（P）地层砂岩、砂砾岩、泥岩发育且互层嵌套,钻井过程中蹩跳钻严重,常发生钻具事故；

v奥陶系（O）地层属于碳酸盐岩地层，含钙质泥岩、灰岩，裂缝及溶洞发育，低压易井漏、井涌。

v个别区块还存在异常高压（盐）水层和钻遇H2S。

（如中部1区）

二、西部新区的主要地质特点：

1、目的层埋藏深，各区块地层和埋深差别大。

因为西部地区经过了几十年的勘探开发,一些易于勘探寻找的有利构造和区块已被不同程度地发现和开发,新区勘探正在寻找深部储层.深井（4500~6000m）和超深井（6000~9000m）数量比例增大。

据统计2003年西部新区部署井中就有7口设计井深超过6000m的超深井（分别为顺2井6900m、庄2井6610m、董1井6300m、董3井6800m、金1井6000m、永1井6400m、中4井6600m），各自处于不同的复杂区块中，给钻井施工带来很多不确定因素和风险。

2、地层压力变化大

地层压力高、变化幅度大、多套压力层系共存，地层压力系数可靠性差，钻井液密度难以确定，井身结构优化困难，钻井施工风险大；邻井庄1井、盆4井、盆参2井在八道湾组（4900~5300m）测试的地层压力系数最高达2.04，钻井液密度达到1.74~2.07g/cm3；在白碱滩组和百口泉组存在高压地层，情况难以掌握。

3、井身结构复杂

井身结构复杂，难以优化的结果，会直接导致钻井工艺技术难以满足工程需要，也可能会遇到难以预料到的复杂情况，钻井会面临很大的风险。

4、泥页岩地层、砾石地层、煤系地层和碳质泥岩发育

新疆地处山前构造带，钻井过程中遇到了砾石地层、煤系地层、碳质泥岩、页岩和塑性软泥岩层，产生了一系列的井下复杂问题。

5、山前构造地层倾角大、岩石破碎。

具有该特点的区块，如柴窝堡区块、准噶尔盆地南缘和塔里木孔雀河区块都属于山前构造带。

钻井施工中常有井斜、井漏、井塌、卡钻等复杂技术难题，加之井深，可钻性差，井下工况复杂，使钻井速度慢，钻井周期长，甚至导致上层套管磨损严重，井下复杂情况增多等。

6、复合盐膏层、碳酸盐岩地层和异常高（低）压（盐）水层多

西部存在巨厚盐岩层、异常高（低）压（盐）水层等特殊地层。

塔里木盆地膏盐层大致可分为两大类：

一类为纯盐层，纯盐层的NaCL含量在90-99%，易缩径、溶解和井径扩大。

另一类为复合膏盐层，除

含有大量NaCL外，还含有石膏、软泥岩等，易溶解、井径扩大和缩径等，易发生严重井壁垮塌，甚至造成卡钻事故。

含有大量NaCL外，还含有石膏、软泥岩等，易溶解、井径扩大和缩径等，易发生严重井壁垮塌，甚至造成卡钻事故。

地质特点概括为:

1、区域探井的地质不确定性，主要表现在：

（1）地层压力的不确定性；

（2）地层状态和岩性的不确定性；

（3）地层分层深度和完井深度的不确定性；

2、西部深井、超深井对钻井装备的技术性能要求高；

3、特殊的地面、地下情况对生产管理及队伍素质要求高；

4、井身结构难以合理优化，钻井施工风险增大；

5、存在多套复杂的压力系统，井壁稳定问题突出；

6、山前高陡构造多，井身质量难以控制；

7、超深井井底温度高，钻井液抗高温稳定性难于满足要求；

8、裸眼井段长、特殊地层多，固井施工困难，质量难保证。

以上复杂的地质特点，对工艺技术的要求高，有的要求,现有技术甚至难以满足。

施工中保护油气层与确保井壁稳定矛盾突出，有鱼和熊掌难以兼得的感觉。

三、钻井遇到的复杂情况

西部新区在过去两年多的钻探过程中，取得很多技术成就，但由于特殊的地质条件，如井深、地层压力变化大、压力预测不准、含盐膏层多、泥页岩、煤系地层发育、井壁不稳、山前构造带地层倾角大、岩石破碎、同时地层流体中含有高压油气层、（盐）水层等，钻井过程中出现很多复杂情况,从而给钻井施工带来了“喷、漏、塌、卡、斜”等多项技术问题。

（一）、地层压力预测精度不高所带来的各种问题

1、地层压力预测精度不高、监测方法和手段单一，

对工程设计和施工有很大影响

西部新区具有勘探开发程度低、储层埋藏深、岩性复杂，且大多数是探井等特点，对勘探区域的认识程度还有待于提高，并且存在砂岩、泥页岩、煤层、灰岩、碳酸盐岩等地层，邻井和参考资料少，井距远，地层深度变化大，参考价值低，仅靠地震资料，误差很大，致使地层压力难以准确预测，造成井身结构、钻井液密度等难以确定和优化，大大地增加了钻井施工的难度。

地层压力预测不准，也容易出现许多预想不到的工程问题：

如董1井，正常钻进时吐谷鲁群组的钻井液密度设计为1.10-1.15，而实际在钻至4730m左右时，突然钻遇高压油气层，压井液密度达到1.95，中途测试放喷获重大工业油流。

由于地层压力预测不准，给井控装备和下一段地层施工带来诸多预想不到的问题，同时，井身结构也无法按设计实施。

2、盐膏层和高压低渗地层的地层压力难以预测，

存在预测方法的研究与完善问题

在高压低渗地层中，孔隙度并没有随压力的升高而增大，同时由于渗透率极低，地层流体（油、气、水）在低密度钻井液钻井中渗入井筒。

但目前的压力预测方法都以砂泥岩剖面正常压实为基础，即在正常压力时，随地层埋深的增加，地层孔隙度逐渐降低，纵波速度逐渐加快；在异常压力井段，地层孔隙度增高，纵波速度降低。

以此为预测手段，存在预测方法和手段不匹配问题，因此很难准确地确定这些地层的孔隙压力。

Ø沙1井在百口泉组地层测试压力系数为2.02，其它方法（包括dc指数法）检测的地层压力系数大多分布在1.0-1.50，测井资料检测的压力系数为1.38；

Ø庄1井钻至侏罗系下部的八道湾组进入高压层，地层压力梯度高达1.78，而在此之前采用其它压力预测方法如dc指数法、VSP测井预测的地层压力梯度不超过1.3，测井资料检测的地层压力系数为1.46，实际测试的地层压力系数为1.796，预测的地层压力与实际相差很大；

Ø孔雀1井在井深4269-4275m测试压力系数1.44，但dc指数等其它方法检测的地层压力系数不超过1.12-1.15。

这些地层压力预测不准与地层岩性、预测方法、手段有密切的关系。

（二）、复杂条件下深井、超深井的井身结构优化设计难度大

由于探井（特别是区域探井）地质设计难以准确提供全井的地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力梯度剖面，以及难以提供准确的地层层序和复杂井段的准确深度和厚度，致使根据地质设计进行的井身结构设计在钻井过程中可操作性不强，造成套管程序和地层必封点设计先天不足，实钻与设计出入较大,给钻井施工带来很多隐患和风险。

（1）庄1井因为多压力体系致使149.2mm钻头钻至4906m遇到高压水层，处于保护油气层的目的，无法继续钻进，只得提前完井；

（2）董1井由于地层压力预测不准而突然钻遇高压层，被迫增下一层7〞套管；

（3）盆参2井和盆2井都因为地层压力预测不准，井身结构设计不合理，而无法钻至目的层；

（4）固1井171/2〞井眼钻遇流砂层，井壁不稳定，使套管设计从1500m加深到2100m；

（5）海参1井在987-1268m遇膏岩层，膏层蠕变缩径严重，导致起下钻过程中严重挂卡，不得已每钻进约40小时，要通井划眼，同时在2000m左右砾石层发育，存在井漏、井斜、卡钻等，在钻达井深2823.773m，当起钻至井深1358m时严重阻卡，采用倒划眼处理导致钻具落井事故，因事故无法解除，只好挪井架重钻。

出现以上情况的主要原因是地层压力剖面和地层岩性剖面不准确,造成井身结构和钻井施工的复杂情况,而且为实现地质目的所留余地太小.

（三）、准噶尔盆地井壁稳定问题矛盾突出

新区在钻井过程中遇到了砾石地层、煤系地层、碳质泥岩、页岩和塑性软泥岩层，产生了一系列的井下复杂情况;

尤其以准噶尔盆地井壁不稳定问题最为严重，如准噶尔盆地南缘地区从60年代开始钻探，所钻的几口探井均由于井壁不稳定而未能钻达目的层，其中1994年开钻的呼2井井径扩大率平均达50％，卡钻、阻卡事故频繁发生，使得钻井成本高达每米10000元之多.

盆4井在4486～4501m侏罗系西山窑组井段钻进时井壁坍塌严重，最大井径扩大率为64.43%，井壁很不稳定，钻井液密度1.21～1.37g/cm3,钻至井深4514m时被迫提高钻井液密度到1.70g/cm3完钻井深5290m时（白碱滩组）密度为1.91g/cm3,完井电测时密度达到2.01g/cm3。

盆参2井在4492m时（白垩系）进行中途测试10d，发生井壁坍塌,钻井液密度由1.23g/cm3提高到1.78g/cm3；在4514m钻进、划眼，密度由1.89g/cm3提到2.07g/cm3时发生井漏,堵漏后钻井液密度为1.81～1.83g/cm3；至5300m时钻井液密度达到1.98g/cm3,完井电测时的密度达到2.01～2.06g/cm3。

井壁坍塌失稳是造成井径不规则和影响测井、固井作业的直接原因。

出现井壁不稳定问题的因素:

一是力学因素，由于保护油气层的需要，而使钻井液密度保持在低限，不能平衡地应力，井壁岩石应力释放，井壁失稳，产生大量的掉块；

二是由于泥浆体系的不匹配，导致泥饼质量不高，失水控制不好，部分泥页岩等地层水化分散；

三是由于泥浆浸泡，钻井液与岩石产生固—液化学耦合作用，井壁岩石强度被弱化等原因导致井壁存在不稳定隐患，从而更加重了井壁的不稳定。

（四）、使用PDC钻头对地层压力检测存在的影响

PDC钻头的使用主要在于提高钻井时效。

西部新区的PDC钻头使用数量较大，几乎每一口井都有2~3只，对提高钻井时效起到了很大作用，但由于新区钻井基本上都是探井，地层岩性认识程度不高，而地层压力检测又非常重要，使用PDC钻头时，在目前的技术条件下对地层压力监测会带来一定影响，目前还主要用在非目的层段。

因为PDC钻头的切削方式与牙轮钻头不同，所携带的岩屑都较细，砂泥岩很难鉴别；同时PDC钻头在砂泥岩剖面钻井时，机械钻速相差不大。

以上因素决定着在PDC钻头使用井段地层压力监测的精度不高，为钻井施工带来很多的不确定因素。

如何在使用PDC钻头的情况下既搞好压力监测工作又有利于发现油气层值得深入研究。

（五）、准噶尔盆地南缘山前构造带井斜控制困难大

v准噶尔盆地柴窝堡地区为典型的山前构造类型，地质构造复杂，构造运动剧烈，断层多，地层倾角大，易井斜。

如河西走廊的六盘山盆地的海参1井的地层倾角达到42~45°；柴窝堡地区l800m以前地层倾角达45°。

v海参1井钻井至4665m时井斜为4°,而钻至4780m时井斜增为7°;

v滴北1井钻进至2156m时井斜达5.5°，采用钟摆钻具组合钻至2520m，井斜降至3.5°,钻至2635m时井斜又增至7.8°，到2670m井斜增为8°。

v井斜难以控制，井斜问题一直制约着在该区域所钻井的钻井效率和机械钻速的提高，常规的低压吊打，以牺牲机械钻速来防斜或减小井斜，效果并不理想。

（六）、井下复杂情况多

各种复杂特殊的地质特点，导致井下复杂情况时有发生：

①海参1井在井深987-1268m为膏层，膏层蠕变缩径严重，导致起下钻过程中严重挂卡，不得已每钻进约40小时，须对此膏层进行通井划眼，即使这样在钻达井深2823.73m，在起钻过程中，当起至井深1358m时严重挂卡，采用倒划眼处理导致钻具落井事故，处理事故未果，只好挪井架重钻。

如果当初预计有膏层，下技套将其封住，就不会发生因膏层蠕变缩径严重而导致的事故。

②固1井在钻至井深3240m时，地层渐渐由泥岩转变为膏泥岩和盐膏，井下情况越来越复杂，不仅常常出现蹩跳现象，而且钻进时扭矩增大，接单根上提遇卡，起下钻需大段划眼，虽及时由淡水泥浆体系转换为盐水泥浆体系。

但盐膏层的岩溶不断发生，导致3255-4173m出现大段的糖葫芦井眼，钻进过程中环空返速低，部分岩屑无法带出；同时3420-3425m的膏泥岩缩径十分严重，根据电测数据显示，该处井径为266.7mm（钻头直径311.2mm）。

当时钻进至井深4319m，起钻至3425m时由于起钻速度过快，钻具一次上提的吨位过大，悬重由160吨升至190吨造成卡钻，后经过两次泡油，三次泡解卡剂无法解卡，又经过爆炸松扣，下震击器，套铣倒扣等均无效，后实施填井侧钻，钻至原井深4319m，事故才解除。

事故损失时间53天18小时，事故返工进尺1280m。

③固2井在钻至井深3325m时，地层岩性渐渐由泥岩转变为膏泥岩和盐膏，当钻进至3548.44m，准备提起划眼，上提钻具时有挂卡显示，转盘负荷重，扭矩增大，刚提起有1m左右时，司钻在没有思想准备的情况下紧急停转盘，钻具脱扣，导致下部钻具卡死，井下情况越来越复杂，后经过两次泡解卡剂无法解卡，又经过爆炸松扣，下震击器，套铣倒扣等均无效，后实施填井侧钻，钻至原井深3548.33m，事故解除。

事故损失时间855.15小时，事故返工进尺71.33米。

（七）、深井、超深井井眼复杂固井难度大

地层低压易漏、高压气窜以及深井、超深井长裸眼、小环隙、双级或多级固井等均对固井作业提出了许多新的要求和挑战：

⑴在同一裸眼井段中揭开多个压力层系，各层间压力系数差异很大，容易造成层间互窜或井漏，固井质量难于保证。

⑵目的层深，一般都在5000m以深，井底静止温度在90-150℃左右，对水泥浆的性能稳定提出了更高的要求。

⑶下部井段环空间隙小，一般小于25.4mm。

小间隙对注水泥作业带来很多问题：

①难以保证套管居中要求，影响水泥浆的顶替效率；

②施工泵压高，难以实现紊流顶替；

③水泥环薄，降低了水泥环封隔地层的能力。

⑷膏盐层的固井问题突出，膏盐层的糖葫芦不规则井眼对固井施工的质量有很大影响。

（八）、压差卡钻、钻具损坏、卡套管、套管磨损问题

西部新区的深井、超深井大多为区域探井，地层压力、地层岩性等本身很难搞准确，同一井眼段内多套压力并存，并且往往压力值变化很大，上下地层之间的压差很大，有的井段的压差甚至达到0.7个压力梯度值，造成压差卡钻的几率很大。

同时，西部新区的深井、超深井地质特殊情况，由于地质年代久远，岩性复杂，砾石层和煤系地层发育，机械钻速慢，钻井周期长，钻具共振、蹩跳、疲劳破坏、扭矩破坏、刺钻具等钻具损害问题十分突出，上层套管的磨损情况也很严重，深井套管的防磨问题成为不能忽视的安全施工问题。

如塔中451井发生5次钻具事故：

分别在井深5472.37m、井深5694.66m、井深5812.25m、井深5906.83m、井深5039.53m等处发现钻杆、钻铤断裂。

钻具断裂的原因主要是疲劳破坏、钻具老化、钻具质量等。

盆参2井全井发生四次钻具事故。

分别在井深3702.56m、井深4514.08m、井深4936m、井深5127.7m等处发现钻杆、钻铤断裂；塔中451发生5次钻具事故：

分别在井深5472.37m、井深5694.66m、井深5812.25m、井深5906.83m、井深5039.53m等处发现钻杆、钻铤断裂。

钻具断裂的原因主要是疲劳破坏、钻具老化、钻具质量等。

满西2井卡套管：

井深4371m,被卡套管95/8″×4346.36m（二叠系）。

下最后一根95/8″套管至4358.28m遇阻，卸掉此单根后，开泵不通，上提7m，悬重由270T升至290T，蹩压22MPa不通，上下活动3.6m，最大上提290T，套管卡死。

原因：

1）地层垮塌，2）裸眼段长，下套管泥饼堆积；3）泵通后窜槽，循环，泥饼掉块上升堵死环空。

后在4305.40～4306.40m井段射16孔，泥浆泵蹩压10MPa，循环正常后固井。

二、钻井技术对策

随着西部油气勘探不断进入新领域，对复杂地层、复杂构造钻井技术的优选与完善，如防斜、防塌、防卡、防漏、防喷、防油气层污染、提高钻速与井壁稳定等多项技术的新进展，解放和保护了油气层，提高了油气勘探成功率。

钻井速度的提高，大大加快了西部地区油气勘探进程，缩短了钻探周期。

如在塔里木塔中地区成功引进和完善的负压钻井技术、近平衡压力钻井技术等大大提高了探井的成功率和钻探效益，为塔里木塔中地区快速探明资源量起到了重要作用。

在准中1区开始尝试新的泥浆体系以维护井壁稳定，目前也取得了较大进展。

（一）、高效PDC钻头应用技术

准噶尔盆地腹部地区，由于地质年代较新，在钻穿上部砾石层后，非常适合PDC钻头钻进。

目前施工的大井眼井段普遍使用PDC钻头钻进（见表1）。

通过推广应用PDC钻头，达到了钻进时间长、进尺多、成本低和钻井效率高的目的，还有进一步扩大应用的空间。

但PDC钻头的大量使用，对地层压力检测和岩屑录井又会带来相应的影响。

（二）、油气层保护技术

l通过地层压力预测、检测技术，在钻前根据地震层速度或邻井资料预测地层压力剖面，尽量合理地设计钻井液密度，指导下部井段的钻井施工，达到平衡压力钻井的目的。

庄1井钻井施工中，油气层段4331-4374m采用钻井液密度1.17，检测地层压力花1.10左右，录井中及时地发现了油气层，并在钻穿该层用套管封固。

通过储层岩心的物性实验，取得相关数据，结合钻井液常规性能和保护油气层实验，优选钻井完井液配方，应用屏蔽暂堵技术，取得了三工河组储层（井深4363.7m）表皮系数为-1.0，表明储层保护技术是成功的。

在中1井下部实施欠平衡钻井技术，发现了多套油气层。

l同时，在进入油气层段之前，建议加大力度对所有入井钻井泥浆处理剂的质量和性能进行检测，严格防止不合格的材料入井，以免造成对油气层的污染,影响钻探效果。

（三）、井况防治

采取的井况防治措施：

1、对于有盐膏层的井，技术套管（244.5mm）在盐膏层段设计下入NKHC110×11.99mm或P110×11.99mm的高强度厚壁套管；产层段（139.7mm套管）使用P110/9.17mm或（177.8mm套管）使用P110/12.65mm的高强度套管.对于套管外存在钻井液腐蚀套管的，采用提高环空水泥浆的返高和水泥环的胶结强度等措施来解决。

2、对于有H2S腐蚀套管的区域，采用防H2S腐蚀的套管或钢级略低的脆性小的套管。

3、引进专业化队伍从事各种尺寸的下套管作业，确保下套管的质量和控制扭矩值在API规定的范围内，提高套管的使用寿命。

4、根据所在区域的具体情况确定其它各项井况防治措施。

（四）、井控安全

è随着西部勘探不断深入，井控安全也遇到很多不可忽视的问题。

井控装置的配套、压力级别、设备的有效性和试压检验等各个环节都需要周密考虑。

如董1井，正常钻进时吐谷鲁群组的钻井液密度设计为1.10-1.15，而实际在钻至4730m左右时，突然钻遇高压油气层，压井液密度达到1.95，中途测试放喷获重大工业油流。

由于地层压力预测不准，给井控装备和下一段地层施工带来诸多问题。

所以在钻井工程设计时，井口装置的压力级别应留有一定的余量。

è同时，西指采取了有效措施对井控装置的有效性进行检验，引进了井口装置专业化试压队伍和设备，对每一口井各次井口装置的密封、承压情况进行试压检查，避免或减少了事故的发生，已经取得了很好的效果。

三、认识与建议

1．上部井段泥浆的窜漏问题

2．二开井段的起下阻卡问题

3．西三窑、三工河大段煤层的垮塌问题

4．董1井上部井段泥包钻头问题

5．盐膏层问题

6．高压差的卡钻问题

7．降萤光问题

8．井控与压井问题

9．57/8″井眼提高机械钻速问题

按以下几方面准备：

一、问题的提出

二、存在问题的典型实例

三、难点

四、对策五、预防复杂的技术措施