松南气田营城组火山岩地层钻井难点分析及提速对策

松南气田营城组火山岩地层钻井难点分析及提速对策

陈玉平

中国石油化工股份有限公司东北油气分公司 吉林 长春 130000

摘要：针对松南气田营城组火山岩地层可钻性极差、井壁稳定性差、低压裂缝性地层漏失严重等严重制约钻井提速的问题，从地质特点及钻井技术难点出发,结合近年来松南火山岩钻井主要经验与认识, 提出适合松南气田营城组火山岩地层钻井提速的方案。

关键词：松南气田；营城组；火山岩地层；钻井提速

0前言

近年来，松南气田火山岩储层开发井型全部为水平井，已完钻水平井深均主要分布在 4000～5000ｍ之间，且后续开发部署仍然以水平井为主。火山岩储层可钻性差，钻井提速难度大，加之油气不断开采后储层压力逐年降低，钻井漏失严重，钻井提速难 度 逐 渐 加大，2020-2021年施工的7口调整挖潜水平井，平均进尺4756m，全井平均机械钻速4.81m/h、平均钻井周期104.37天、完井时间15.32天。因此，对制约该区水平井提速的难点进行分析和总结，采取适合的钻井技术措施，对该区钻井提速、加快勘探开发步伐具有重要意义

1钻井难点分析

1.1地层可钻性差

松南气田纵向上主要钻遇地层为：第四系、泰康组、明水组、四方台组、嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组、登娄库组及营城组。上部第四系－登娄库组为碎屑岩，其中泉头组和登娄库组地层可钻性级值最高，主要分布在７～８级；下部营城组火山岩地层可钻性达10级以上，其中营城组火山岩地层可钻性极差，是该区钻井提速的重难点井段。

营城组主要发育凝灰岩、流纹岩，石英含量30-50%，可钻性级值8-10级，抗压强度为200～380MPa，属于高抗研磨地层；造斜段平均595.57m、钻头8.86只，平均单只进尺67m；水平段平均933.36m、钻头12.7只，平均单只进尺73.4m。

为了在该地层进行钻井提速，前期尝试过采用牙轮钻井、旋冲钻井孕镶钻头＋涡轮钻井等多种提速技术，但提速效果均不理想。平均机械钻速均低于１ｍ／ｈ，平均钻头单只进尺均不足50ｍ，应用孕镶钻头＋涡轮虽然单次进尺略高于平均水平，但采用该技术钻井投资大幅度增加，在未取得实质性突破以前，该区营城组火山岩地层基本采用国产牙轮钻头钻进。

1.2井壁稳定性差

上部碎屑岩地层粘土矿物含量高，钻井过程中粘土容易分散运移、水化膨胀，姚家组至登娄库组地层坍塌压力均达到1.20g/cm3以上，且下部营城组火山岩地层钻井周期长，上部地层长时间浸泡后易发生井壁失稳，引起钻具遇阻、卡钻等复杂情况。

1.3低压裂缝性地层漏失严重

营城组火山岩储层原始压力系数为1.12左右，为常压系统；但开发过程中地层孔隙压力系数逐步降低，近年来已降低至0.65～0.80，成为低压系统。

松南气田火山岩营城组火成岩储层裂缝较发育，以直立缝为主，少量网状缝，缝长0.24-2.09m之间，缝宽在0.1-5mm之间，其中在0.1-2mm之间居多。由于该区火山岩储层裂缝发育，钻井过程中漏失风险大，勘探开发初期储层为常压系统时，钻井过程中虽然伴有井漏发生，但水基钻井液采用近平衡钻井的情况下，井漏容易得到控制；目前，地层压力降低以后，水基钻井液在保证正常钻进的条件下，最低密度控制在1.08g/cm3左右，高出地层孔隙压力系数0.30左右，实际钻井过程中为过平衡钻井，极易发生恶性漏失，已完钻26口水平井，16口井发生漏失，营城组流纹岩地层漏失最严重，2015年至今漏失严重的9口井平均单井漏失2375m3。

2钻井提速技术对策

2.1井身结构设计优化

    通过建立并完善该区地层压力剖面，并结合液面监测技术、测试资料加以修正，目前该区营城组压力系数0.4-0.6，漏失严重，优化井身结构为三级：

（1）为保证精确中靶，设计采取五段制轨迹剖面“直-增-稳-增-稳”，在第一造斜段40°左右、A靶点、水平段中部单-多点复测；

（2）表层套管封固明水组（500m），保证封井能力。

（3）二开优化技术套管进入营城组地层20m左右，封固上部易失稳地层，三开采用低密度钻井液防漏。

（4）三开设计采用1.05g/ml低密度非渗透双聚封堵钻井液，完井采用筛管顶部一次性注水泥固井工艺，领浆采用超低密度泡沫水泥浆体系降低液柱压力，封固上部井段，尾浆采用常规密度水泥浆体系，保证下部井段封固质量，水泥浆返至地面。

2.2优选套管使用

松南气田预测CO2分压值为3.36MPa，不含H2S，设计采用P110-13Cr防腐套管。考虑到投资成本，底部使用筛管段我们采用不防腐套管割缝（表1）。

表1 套管选型

2.3提速方案

2.3.1二开直井段提速

提速思路：二开直井段泉头组上部地层可钻性好，推荐强攻击性异形齿PDC；登娄库含砂砾岩，营城组以凝灰岩和安山岩为主，需强抗冲击性异形齿PDC，提高穿夹层能力，配合提速工具使用，提高钻头进尺能力；

提速方案：泉头组以上KS1952FGRY（KSD1663DFRT）先锋系列PDC+ Ø244mm达坦超大扭矩螺杆，登娄库组含砾岩采用狮虎兽过渡，泉头组以下12 ¼ 哈里伯顿MM65RH+ Ø244mm达坦超大扭矩螺杆;

提速目标：2趟钻完成泉头组以上3400进尺，预计提速50%（表2）。

表2 超大扭矩螺杆参数表

2.3.2二开、三开定向段提速

提速思路：定向段钻从登娄库到营城组上部， 营城组以凝灰岩和流纹岩为主，大尺寸井眼定向过程中托压严重，常规PDC钻头工具面不稳，定向困难，机械钻速低，需来回上提下放摆工具面影响钻进周期。

提速方案：12 1/4KPM1642DFRTY定向混合钻头+Ø244mm达坦振荡螺杆；

2.3.3三开水平段提速

提速思路：三开水平段营城组以凝灰岩和流纹岩为主，地层研磨性强，易造成PDC崩齿环磨、进尺短。优选哈里伯顿GTD74DS，备选江钻7刀翼先锋型PDC钻头、斯密斯713（表3）。

提速方案：8 1/2GTD74DS（KSD1373DFGR）+Ø172振荡螺杆。

表3 近几年已完钻水平井钻头使用情况统计表

2.3.4钻头及提速工具推荐（表4）

表4 钻头选型优化

４ 现场应用效果

A井为部署于松南气田的一口水平井，井深4878ｍ，预测该井上部碎屑岩地层井壁稳定性差，目的层营城组可钻性极差且为低压裂缝性储层，在A井现场采用优化后的井身结构，三开至完钻过程中钻井液密度可控制在1.08g/cm3左右，有效降低了漏失程度；使用交联成膜堵漏技术后，堵漏成功率达到100％，且未出现复漏情况；配套改造后的随钻测量仪器，实现了不起钻堵漏，节约大量起下钻时间，且未出现堵漏材料堵塞仪器的情况；应用具有广谱性的高效牙轮钻头，配套高性能螺杆进行复合钻井，整体机械钻速得以提高。

A井采用优化后的新技术，与近５年６口邻井相比，在 完 钻 井 深 增 加400m以上，水平段长度延长300m以上的条件下，全井机械钻速提高28.8％，钻井周期缩短5.4％，钻井技术指标大幅度提高。

5结论和建议

（1）优化后的井身结构，能够有效降低三开施工难度，为营城组火山岩防漏及钻井提速提供了保障。建议今后该区块井身结构优化方向从提高机械钻速为主向有利于防漏堵漏方向转变。

（2）采用交联成膜堵漏技术能够有效地对营城组火山岩裂缝进行封堵，配套改进后的工具仪器实现不起钻堵漏，大幅度节约了堵漏时间，建议该区后续水平井钻进继续采用。

（3）本区火山岩储层钻井速度低的主要原因为地层坚硬致密，对于单纯因地层坚硬而导致的机械钻速慢的情况，建议钻头类型选取时优先考虑适应性广泛的PDC钻头，并同时结合工程地质条件探索配伍性好的大扭矩螺杆进行提速。

参考文献：
[1] 周祥林，张麒麟，惠正文，等．查干凹陷火山岩与泥岩地层安全钻井影响因素分析[J]．断块油气田，2014,11(02)：813-816.

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