南17叢式井組鉆井實踐與認識

（勝利石油工程有限公司渤海鉆井總公司鉆井一公司，山東東營257237）

王廣書*，姚良秀，張高峰

1 概述

南17叢式井組是孤島油區11口生產井組成，平均井深為1566m。其構造位于濟陽坳陷沾化凹陷孤島披覆背斜構造南區渤72中一區南部，其施工將提高南區渤72中一區南Ng1+2斷塊稠油剩余油富集區動用程度，增加可采儲量，提高整體采收率。該井組是“鉆井液不落地集中固化處理工藝”勝利油田項目的試點工程。

2 鉆井施工難點

（1）叢式井組井數多，造斜點淺。

（2）井口間距小，鄰井之間套管磁性嚴重干擾，井眼軌跡控制難度大，防碰和繞障問題突出。表1為部分周邊鄰井及同臺新井的防碰掃描數據。

表1 防碰掃描結果簡表

（3）全井段配漿開鉆，二開井段鉆遇較厚泥巖夾層，井徑擴大率小造成起下鉆遇阻遇卡，易發生鉆頭泥包。表2為鉆頭泥包時鉆時數據統計。

表2 鉆頭泥包井段鉆時數據

（4）南17叢式井組位于農田灌溉神仙溝水渠邊，距城鎮人口約6萬的孤島鎮2km，井場周圍是農田耕地，完井后要求恢復地貌，因而地理位置和環境特殊，環保要求程度高。

3 鉆井技術對策

（1）該井組11口定向井，均選用“直—增—穩”三段制剖面設計[1]，井口呈“一”字形排列，各井眼方位成放射狀分布，盡量加大地面井距以減少叢式井井眼相碰概率[2]。實際施工中，為確保直井段防碰工作，同臺第二口井與上口井一開井深錯開，因此多打或少打10m。定向過程中每打完一單根測斜一次，每測一點都要及時掃描正鉆井與鄰井的空間距離，預測出井眼軌跡的發展趨勢，提前做好防碰繞障的準備。

（2）一開鉆進過程中采用小“塔式鉆具”結構，輕壓吊打，防斜打直。

（3）根據各井的目標方位、位移以及對鄰井進行防碰掃描，通過調整造斜點、造斜率等措施合理安排鉆井順序，避免井眼交叉施工。

（4）鉆頭防泥包原因：一是地質因素：上部地層不成巖的軟泥巖極易粘附于鉆頭表面；砂巖地層鉆速快，環空巖屑含量高，易形成虛厚泥餅，兩者均容易造成下鉆泥包。二是工程因素：排量不足，不能有效地清潔井底和鉆頭，巖屑不能及時有效地攜帶出來；操作不當，下鉆速度過快，遇阻時強壓，井壁上的泥餅和鉆屑堵塞水眼和流道，壓實后造成泥包。三是鉆井液因素：鉆井液體系潤濕性差[3]，鉆頭表面無法形成有效保護膜，劣質固相易被吸附；鉆井液體系塑性粘度和動切力過高[4]，流變性能惡化，巖屑難以攜帶并清除，巖屑下沉時，被高速旋轉的鉆具粘附在井壁上，形成較厚的泥餅，形成泥包鉆頭。

發生鉆頭泥包時及時停止鉆進，提高泵沖，增大排量，加強水力沖洗效果，及時在鉆井液中加入處理劑調節體系性能，上提鉆具使鉆頭離開井底，提高轉盤轉速增大離心力使泥塊甩出，并上下大幅度活動鉆具，反復數次，最終解除泥包。

（5）針對該地區的地理位置和生態環境，為了適應油田可持續發展的需要，節約鉆井使用場地面積，鉆井數量高度集中，按照“井工廠”模式施工，同時采用“鉆井液不落地集中固化處理”技術，從根本上消除了對周圍環境的污染，確保井場在完井后能夠完全恢復地貌。

4 分段鉆井施工技術

4.1 一開鉆井技術

該井組上部直井的井斜控制非常重要,直接影響施工難度和下部井身軌跡的控制，應嚴格控制井斜。

一開鉆具結構：?346.1mmSKG124+?177.8mm無磁鉆鋌+?177.8mm鉆鋌5根+?127mm加重鉆桿5柱+?127mm鉆桿。一開鉆進過程中采用小“塔式鉆具”結構，施工中采用可以數字調控的轉盤控制，轉盤轉數控制在90r/m in，加小鉆壓4～6t輕壓吊打，確保一開打直。一開完鉆要投多點測斜，檢測井身質量。統計6口已完鉆井一開直井段最大井斜平均值為0.42°，達到了一開直井段防斜打直的技術要求，為二開定向鉆進打下良好的基礎。

4.2 二開定向段鉆井技術

表3 一開最大井斜統計

二開下入動力鉆具，采用“一趟鉆”技術，減少了起下鉆時間，縮短了鉆井周期。二開鉆具結構：?241.3mmHAT 127+?197mm動力鉆具+?158.8mm無磁鉆鋌+?127mm加重鉆桿1柱+?238mm偏心擴眼器+?127mm加重鉆桿7柱+?127mm鉆桿，鉆井參數：鉆壓8～12t，排量：32～35L/s，泵壓：15～17MPa，轉盤轉速：75r/m in。根據南17區塊的自然造斜特征，采取相應的軌跡控制措施，合理選擇各井段鉆井參數，達到對軌跡的準確控制，確保中靶且不對鄰井的防碰構成威脅。

該井組平均造斜點井深624m，在造斜點前30～40m開始預定向，為下步復合鉆進留足余量。通過優選鉆具組合，加入?238mm偏心擴眼器，確保起下鉆井眼暢通，擴大下部井眼直徑，降低電測及下套管作業風險。?238mm偏心擴眼器可接到鉆柱中實現隨鉆微擴眼。偏心擴眼器具有上、下兩組螺旋擴眼刀翼，下刀翼組在鉆進期間的隨鉆擴眼或下鉆過程中的正劃眼，上刀翼組在起鉆過程中的倒劃眼。偏心擴眼器的主要作用是降低定向井中的狗腿嚴重度，清除井下的微狗腿、小臺階，在膨脹性強的軟泥巖層井段擴出直徑253mm，略微大于鉆頭理論直徑（241.3mm）的井眼，井徑擴大率4.85%，為可減少常規鉆井過程中的劃眼作業時間，并確保起下鉆、電測、下套管等作業安全順利。此外，該工具也具有清除定向井中巖屑床的作用。

5 鉆井液技術

5.1 分段鉆井液工藝

5.1.1 一開鉆井液施工

開鉆前，采用清水稀釋法和固控設備法清除回收鉆井液的有害固相，調整鉆井液的粘度35s、密度1.10g/cm3。在鉆進時，使用好固控設備，保持鉆井液的性能無大幅度變化，一開鉆完后大排量循環干凈，搞短起下鉆10柱，使用30m3粘度60s封井液封井起鉆下表層套管。

5.1.2 二開鉆井液施工

二開鉆井液配方：4%～6%膨潤土+0.5%～1%PAM+2%FTJN+1%銨鹽+1%燒堿+5%原油，二開整改期間，采用清水稀釋法和固控設備法清除地面鉆井液的劣質固相，調整鉆井液性能至粘度＜30s，密度＜1.10g/cm3。

南17井組定向點淺，二開直接下入動力鉆具開鉆，開鉆后迅速提高干粉含量至0.5%，使用好固控設備，第一次處理前保持基漿性能密度＜1.13g/cm3，粘度35s。在定向點前50m處理鉆井液，加入2t FTJN、1t銨鹽、0.5t燒堿，處理完成后，鉆井液的性能為：粘度35～38s,密度1.10～1.13g/cm3，中壓失水10m L，靜切力2/5Pa,pH值8.5，動切力5Pa，塑性粘度10mPa·s。處理完成后，及時加入6t原油，降低鉆井液的摩擦系數。

5.1.3 鉆井液維護處理措施

（1）該區塊在1200m左右有淺氣層，在1100m處理一次鉆井液，加入2tFTJN、1t銨鹽、0.5t燒堿，使鉆井液性能達到粘度38～40s，密度1.13～1.15g/cm3，中壓失水5m L，靜切力3/7Pa，pH值9，動切力8Pa，塑性粘度16mPa·s。鉆井液處理后，提高密度至1.25g/cm3。

（2）由于該井組全井段小循環鉆進，井眼的擴大率小，每鉆進150～200m搞一次短起下鉆，長短結合，確保井眼清潔和暢通。

（3）完鉆后，調整鉆井液性能為粘度45s，密度1.25g/cm3，中壓失水4m L，靜切力3/10Pa，pH值10，動切力10 Pa，塑性粘度20mPa·s。若短起下鉆無遇阻卡現象，起鉆后電測；若短起下鉆有遇阻卡現象，通井后用0.5t潤滑劑配制80s封井液封住造斜點以下井段進行電測。

5.2“鉆井液不落地”集中固化處理技術

鉆井施工中所采用的傳統挖地面大循環池存在浪費土地資源，鉆井液無法循環再利用，無法從根本上消除環境污染等問題[3]，因此從源頭上控制鉆井液污染，達到循環再利用，實現井場清潔化生產的“綠色鉆井”已成為今后發展的主旋律。“鉆井液不落地集中固化處理”新工藝有效解決了這一問題，南17叢式井組采用鉆井新工藝真正實現了對周圍環境的“零污染”。

“鉆井液不落地集中固化處理”工藝流程：全井采用小循環，鉆井液經振動篩、除砂器、除泥器、離心機四級分離后，廢棄鉆井液及巖屑進入鉆井液不落地沉砂罐，廢棄巖屑在重力作用下自然沉降，沉砂罐之間留有溢流口，多余鉆井液經溢流口回流至循環罐，重新用于鉆井，沉沙罐里的巖屑用密封槽車運至固化場集中處理，實現了鉆井液的不落地循環處理，從根本上消除了廢棄鉆井液對環境的污染隱患。同時，為了最大限度地減少廢液污染，完井固井后鉆井液全部回收、儲存到地面4個儲備罐，再添加處理劑后補充到下一口井的循環鉆井液中，這樣大大減少了下口井的鉆井液配置量，也減少了鉆井液廢液的產生，實現了鉆井液的重復利用。

為保障“鉆井液不落地”集中固化處理技術的順利實施，施工的南17叢式井組的鉆井隊四級凈化設備配備齊全，同時還配備20m3膠液罐、80m3/h處理量的離心機和5個40m3循環罐、4個35m3鉆井液儲備罐和2個40m3重泥漿儲備罐。

6 南17叢式井組實鉆效果

6.1 鉆井液處理劑和潤滑劑費用對比

南17叢式井組鉆井數據統計如表4所示。

表4 南17叢式井組鉆井數據統計表

從表4可以看出，該井組后期機械鉆速明顯高于前期。前5口井平均機械鉆速為28.28m/h，后6口井的平均機械鉆速30.47m/h，鉆井周期從第一、二口井的6.5d減少到4.5d。機械鉆速的提高和鉆井周期的縮短得益于鉆井技術應用和鉆井液處理技術的逐漸成熟。

表5 南17叢式井組鉆井液處理劑費用統計表

從表5可以看出，南17井組第一口井每米費用高于后期10口井，主要原因是第一口井“鉆井液不落地”工藝還不成熟，井眼清潔不夠，出現了起下鉆遇阻卡等復雜情況。后期的10口井，均使用了上口井回收的鉆井液，減少了處理劑和原油的消耗，鉆井液處理劑和原油每米費用逐漸減少。

6.2 南17叢式井組經濟效益評價

統計孤島南字號井以前鉆井液處理劑和原油每米費用約為：108.25元/m。南17井組11口井總進尺16355m，鉆井液處理劑和原油費用節約：16355m×（108.25-72.21）元/m=589434.2元≈59萬元。每口井完井后處理地面大循環池和恢復地貌費用約為20萬元，而南17井組11口井叢式井恢復地貌費用為30萬元，安全環保恢復地貌費用節約：20×11-30＝190（萬元）。以上累計費用節約為59+190＝249（萬元），其經濟效益非常明顯，而其直接和間接社會效益是無法進行估計。

2013年下半年孤島油區在孤島鎮又部署了3個叢式井組，每個叢式井組鉆井數量是7～10口井，均采用“鉆井液不落地集中固化處理工藝”技術。

7 結論

（1）南17叢式井組直井段采用相同的鉆具結構和工藝參數，以產生相同的井斜效果，有效避免了井眼相碰。

（2）全井段采用小循環，通過使用偏心擴眼器，使井眼擴大率保持在10%以內，提高鉆井速度，也為后期優質完井打下堅實的基礎。

（3）“鉆井液不落地”工藝技術適用范圍廣、應用推廣價值高，叢式井組，環保壓力大、周邊農業基礎設施多、作業場地受限等因素的油井、海灘井、海油陸采井、人工島嶼井，均可采用，具有良好的經濟效益和環境效益。

（4）該工藝能夠有效地發揮固控設備的作用，使鉆井液能夠回收利用，節約鉆井液成本，減少環保壓力，減少環境污染，真正實現“綠色”鉆井。

[1] 陳祎，徐進.川西新場氣田新702叢式井鉆井實踐與認識[J].鉆采工藝，2000，23（4）：73-75.

[2] 李培佳，馮志明，李紅，等.淺層叢式井鉆井工藝[J].鉆采工藝，2004，27（2）：90-91.

[3] 楊宇平，孫金聲.改變潤濕消除鉆頭泥包鉆井液技術研究[J].石油機械，2012（03）：3-8.

[4] 陳勝，余可芝，邱文發，等.預防PDC鉆頭泥包的鉆井液工藝技術[J].鉆井液與完井液，2013（01）：38-40.

[5] 朱墨，夏斌，張進.廢鉆井液對環境污染及固化處理室內研究[J].油氣田環境保護，1994（02）：56-58.