李 洋 任 辉 任 义

（中国石油集团渤海钻探第二钻井工程分公司，河北廊坊 065000）

 

摘 要:华北油田文23储气库井位于河北省文安县大柳河镇郑小泗村东南1400m。本文通过分析地层岩性，克服施工难点，优化钻井液、钻具，优选钻头，制定更优化的钻井、钻井液技术方案，大幅提高该区块的钻井速度，为储气库井钻井提速提供一定参考。

关键词:提速钟摆组合KCL复合盐楔型齿

中图分类号:TE242 文献标识码:A 文章编号:16712064（2024）22000305

1区域地质与前期钻井概况

1.1地质剖面及岩性描述

文23储气库井自上而下钻遇的地层有新生界第四系平原组，新生界上第三系明化镇组、馆陶组，新生界下第三地东营组、沙河街组，上古生界石炭二叠系。地质分层见表1。

表1 文23K3X井地质分层

地质分层					深度 （垂深）/m	岩性描述	浅气层、高压油、气、水层，断层等复杂情况提示
界	系	统	组	段
新生界	第四系	更新统	平原组		230	黏土及砂层
	上第三系	上新统	明华镇组		1300	泥岩与少量薄层砂岩、 泥质粉砂岩不等厚互层
			馆陶组		1610	泥岩与含砾砂岩、杂色砂砾岩、 泥质砂岩不等厚互层
	下第三系	渐新统	东营组		1825	泥岩夹灰白色泥质粉砂岩或粉砂岩
			沙河街组	Es1	1955	灰白、灰绿色砂岩与紫红、灰绿色、 灰色泥岩里不等厚互层
				Es2+3	2080	棕红色泥岩为主，间互夹薄层 灰白色砂岩中部间夹紫红色泥岩
				Es4	2450	紫红色泥岩为主，间夹浅灰、灰白色砂岩	预计在沙四段2300m （垂深）左右钻遇断层
上古生界	石炭二叠				2824（未穿）	泥岩为主，与砂岩、含砾砂岩不等厚互层

1.2地层可钻性、研磨性分析

（1）一开地层（0～310m）有疏松砂岩层及泥岩层段，可钻性良好，使用PDC钻头，可切实提高表层钻进速度。

（2）二开中上部地层（310～2200m）以泥岩为主，馆陶组井段含砂砾，但含量相对较低，可钻性较好，研磨性较弱，非常适合应用高效PDC钻头钻进，以提高钻井速度。

（3）二开下部地层（2200～2720m）以泥岩为主夹薄层砂岩，泥岩压实致密可钻性一般，研磨性强，下部大段泥岩层优选强抗研磨能力PDC钻头，以提高钻井施工效率。

（4）三开段（2720～2920m）地层以砂岩、泥岩为主，砂岩发育，可钻性良好，使用PDC钻头能更好地提高钻井施工效率。

2钻井难点与提速制约因素分析

（1）表层砂岩发育，地层胶结疏松，易发生井漏。

（2）地质构造受强烈挤压，地层倾角大，直井段不易控制井斜，二开311.2mm井眼定向造斜率低，纠斜困难。

（3）明化镇组、东营组、沙河街组上部大段泥岩造浆，易泥包钻头，给安全施工带来较大困难。

（4）上石盒子组地层压力系数低，承压能力差，容易发生井漏。

3文23储气库井优快提速方案及难点解决对策

3.1制订提速思路

文23储气库井在前期的钻井中发现，地层倾角大，地层疏松，易发生井漏卡钻等井下复杂事故。针对该区块易斜易漏的特征，提高纯钻时效、降低复杂事故时效是本次钻井提速的核心。

（1）直井段采用大钟摆钻具组合，使用五刀翼PDC钻头，高转速低钻压吊打，并配备MWD进行全井段跟踪，有效实现对井眼轨迹的实时监测和控制，提高钻井速度[1]。

（2）充分发挥工程地质一体化作业优势，分析地质构造和地层条件对钻井的影响，钻进中及时判断，实时调整，尽可能遏制井下钻探风险。

（3）强化钻井液性能，确保安全快速钻进，降低复杂事故发生率。

（4）进一步加强对井眼的清理，每柱打完划眼三次，确保井眼畅通。

（5）在硬质泥岩段钻进时，优选具有地层针对性强的钻头，提高在该井段的钻井速度[2]。

（6）加强生产组织，运用公司制定的“提速一体化”方案，提高钻井时效，减少等停时间，缩短周期。

3.2优化钻井技术方案

3.2.1优选钻头选型

（1）一开0～310m井段。该井段岩性以流沙层及泥岩为主，地层可钻性好，研磨性较弱，选用小尺寸喷嘴组合，采用高压喷射钻进方式，提高钻进速度和质量。

（2）二开310～2200m井段。该井段岩性以大段泥岩、含砾砂岩为主，地层可钻性好，研磨性较弱，上部地层选用楔型齿的五刀翼钢体311.2mmPDC钻头，配备小水眼，使用高压喷射，努力提高该井段钻进速度。

（3）二开2200～2720m井段该井段岩性以致密泥岩为主，地层可钻性一般，研磨性强，选用进口楔型齿的五刀翼钢体抗研磨311.2mmPDC钻头，提高该井段钻进速度。

（4）三开2720～2920m。该井段岩性以砂岩、泥岩互层为主，为提高纯钻时效，采用215.9mm双排齿PDC钻头，有效提高钻速，降低储层段钻进的复杂程度，缩短钻井周期。

3.2.2优选螺杆

二开Φ311.2mm井眼（310～2720m）动力钻具优选立林厂家外径为Φ216mm的钻头、1.25°高效单弯螺杆。钻具选型参数见表2。

表2 文23K3X井优快钻井动力钻具选型

序号	井段(m)	纯钻(h)	进尺(m)	机速(m/h)	螺杆型号
1	315～2412	122	2097	17.19	7LZ2161.25°
2	2412～2653	19	241	12.68	7LZ2161.25°

3.2.3合理技术参数

上部地层采用双泵大排量、高压喷射钻进下部地层主要注重高效保障定向增斜稳斜。技术参数见表3。

表3 文23K3X井优快钻井技术参数

井段（m）	井眼尺寸(mm)	钻头 类型	钻井参数
			钻压(kN)	排量 (L/s)	顶驱转速（rpm）	泵压 (MPa)
一开井段 0～315	444.5	PDC	10～20	50	80	8～10
二开井段 315～2668	311.2	PDC	30～100	45	60	15～18
三开井段 2668～2912	215.9	PDC	50～60	30	70	8～11

3.2.4优选钻具组合

全程带MWD跟踪监测并控制井身质量，优选钻具组合，可有效实现对易漏易斜地层的井眼轨迹控制，降低纠斜频率。针对地层易卡问题，观察各项参数做好短起下钻拉井壁工作。该井直井段主要采用“塔式+钟摆”双效钻具组合，并配备MWD仪器进行井身质量控制，确保井身质量。一开井段井身质量控制良好，未超过井身质量控制指标[3]。钻具参数见表4。

表4 文23K3X井优快钻井钻具组合

井段（m）	钻具组合
一开井段 0～315m	Φ444.5mmPDC+730x630+Φ203NDCx1根+Φ203mmMWD+Φ203NDCx1根+631x730+Φ438mm扶正器+731x630+Φ203mmLDC×1根+631x4A10+Ф165mmLDCx3根+4A11x 410+Ф127mmWDP×21根+Ф127mmDP
二开井段 315～2668m	Φ311.2mmPDC+Φ216mm1.25度螺杆+ Φ203mm浮阀+Φ203NDCx1根+ Φ203mmMWD+Φ203NDCx1根+ 631x4A10+ Ф165mmLDCx3根+4A11x410+ Ф127mmWDP×21根+Ф127mmDP
三开井段 2668～2912m	Φ215.9mmPDC+430×4A10+Φ212mm扶正器+Φ168mm浮阀+4A11×4A10托盘接头+Ф165mmNDC×1根+ Φ210mm扶正器+Φ165mmLDC×3根+ 4A11×410+Ф127mmWDP×21根+Ф127mmDP

3.3钻井液技术方案

3.3.1一开井段（0～315.00m）采用膨润土钻井液体系

钻井液处理总体原则一开采用膨润土钻井液，用膨润土配置预水化膨润土浆80方，马氏漏斗黏度在35秒左右，即可一开钻进。打完进尺后，拉井壁，确保井眼通畅，即可下套管固井。

3.3.2二开钻进（311.00～2668.00m）采用KCL复合盐钻井液体系

钻井液处理总体原则

（1）二开采用抗温复合盐钻井液体系，重点做好以下工作一是确保KCL含量为8%二是以FA367为包被剂，进一步提高复合盐钻井液的抑制性三是使用抗温Redu1或SO1防塌降滤失剂和PACLV控制钻井液的滤失量，保证API失水控制在5mL以内，控制HTHP在12mL以内四是使用PACHV提高钻井液悬浮携带钻屑的能力五是使用FA367、KJAN等防塌剂增强钻井液的封堵造壁能力，确保井壁稳定六是视钻进地层岩性情况，及时加入超低渗、细目钙，增强钻井液的随钻防漏能力七是利用润滑防塌醇烃脂复合剂DRF、LUBE等润滑剂改善钻井液的润滑性，配合石墨类固体润滑剂，通过复合润滑体系控制摩阻系数，确保钻井作业顺利进行[4]。

（2）配浆前，彻底清洗循环系统的循环罐、管线。同时储备60m3膨润土浆备用，作为二开复合盐钻井液体系调整粘切使用。

（3）地面配制250m3复合盐泥浆，二开钻井液的配方为4%膨润土+8%～10%NaCL+0.3%～0.6%FA367+0.6%～1%NPAN+1%PACLV/PACHV+2%LK5+ 1.5%KJAN+1%～2%液体润滑剂，用重晶石粉提密度至设计要求。

（4）二开前，用清水+铵盐（或KJAN）配置稀胶液5～10m3作为隔离液，使用50L/s排量一次置换到井筒内一开老浆。替换泥浆体系时，严禁中途停泵。井口派专人观察隔离液是否返出。一开老浆全部放掉，防止老浆进罐污染NaCL泥浆使性能变差。替换完井筒内泥浆后，大排量循环2周，性能均匀后，方可进行下一步施工。

（5）钻进维护时按8%KCL+0.3%～0.6%FA367+ 0.6%～1%NPAN配制胶液，均匀细水长流加入，确保含盐量达到体系要求的有效含量。钻进液黏度50～70s，密度1.20～1.25g/cm3，API失水≤5mL，切力（初/终）3～6Pa/6～19Pa，摩阻系数＜0.10，HTHP失水＜10mL动塑比0.50～0.65之间，膨润土含量控制35～42g/L。可根据携带情况调整钻井液粘切。

（6）馆陶组保持抑制剂、防塌剂的有效含量，确保紫红色泥岩砂岩互层段不会垮塌。施工注意补充液体、固体润滑剂，应保持有效含量在1%～2%，提高钻井液的润滑性，达到防粘卡的目的。钻穿东营组之前提密替粘切，降失水，维护井壁稳定[5]。

（7）沙一段加大抗防塌降滤失剂KJAN、PACLV等处理剂的有效含量，提高钻井液体系的抗膏盐污染能力以及油页岩井壁稳定能力。

（8）进入沙二、沙三段，提前加入固壁剂等处理剂，提高钻井液钻遇断层、破碎带、地层封堵造壁护壁能力，做好防漏、防垮塌预防工作。

（9）进入下步石盒子组断层、破碎带地层时，根据钻时、扭矩、振动筛返砂（返砂较少或增多）、扭矩增大、接单根是否有回压等情况，及时上提活动钻具。可直接加入防塌剂处理，增大KJAN、PACLV、PACHV的加量，保证钻井液具有良好的悬浮携岩、造壁性及高温稳定性。视情况配置稠浆裹带，确保井眼破碎带掉块及时带出，保持井眼清洁。同时可定期补充坂土浆，提高钻井液的悬浮携岩封堵造壁能力。井眼顺畅后进行短起下作业，验证井下正常后再恢复钻进作业。

（10）邻井提示沙河街组沙三段油气较为活跃，同时上部又存在低压易漏层。钻进中根据随钻地层压力监测，调整钻井液密度在合理范围内，达到近平衡钻进。若提高钻井液密度，应随钻加入1%～3%单封，提高钻井液的封堵承压能力。

（11）二开施工防漏、防垮、防卡工作是重中之重。现场要确保循环加重设备完好，泥浆泵、灌注泵两套灌钻井液系统正常循环罐钻井液保持在140m3以上现场应储备充足的土粉、堵漏剂、防塌剂等材料，并按设计要求储备好重浆，地面保证水源能以20m3/h流量补充生产用水。

（12）全力用好固控设备，防止固相含量升高，保持钻井液密度在设计范围内。结合三角罐定期清放和人工捞砂，控制含砂量在0.3％以下。

（13）进入油层前100米，及时补充超细钙达到设计要求含量，各性能指标达到钻开油气层要求，做好储层保护工作。

（14）钻完进尺后，视情况做好拉井壁工作。充分循环钻井液，保持井眼清洁，再起钻换牙轮通井。通井作业正式起钻前，裸眼段替入加入HZN102、液体润滑剂的润滑封闭液，为电测和下套管固井作业做准备。

3.3.3三开钻进（2668.00～2922.00m）采用KCL复合盐钻井液体系

（1）三开采用抗温复合盐低密高粘钻井液体系，重点做好以下工作一是确保KCL含量在8%二是以FA367为包被剂，进一步提高复合盐钻井液的抑制性三是使用抗温Redu1和PACLV控制钻井液的滤失量，保证API失水控制在5mL以内，控制HTHP在10mL以内四是使用PACHV提高钻井液悬浮携带钻屑的能力五是使用KJAN、YRL1等防塌剂增强钻井液的封堵造壁能力，确保井壁稳定六是视钻进地层岩性情况，及时加入超低渗、细目钙，增强钻井液的随钻防漏能力七是利用润滑防塌醇烃脂复合剂DRF防塌润滑剂改善钻井液的润滑性，配合石墨类固体润滑剂，通过复合润滑体系控制摩阻系数，确保钻井作业的顺利进行[6]。

（2）配浆前，彻底清洗循环系统的循环罐、管线。同时储备50m3二开KCL复合盐钻井液备用，作为三开复合盐钻井液体系转型使用。

（3）地面配制250m3复合盐泥浆，三开钻井液的配方为4%膨润土+8～10%KCL+0.3～0.6%FA367+0.61%NPAN+0.51%Redu1+1%PACLV/PACHV+2%LK5+1.5%KJAN+12%液体润滑剂，用石灰石粉提密度至设计要求。

（4）三开前，用清水+铵盐（或KJAN）配置稀胶液5～10m3作为隔离液，使用38L/s排量一次置换到井筒内二开老浆。替换泥浆体系时，严禁中途停泵。井口派专人观察隔离液是否返出。二开套管内二开高密度全部放掉。替换完井筒内泥浆后，大排量循环2周，性能均匀后，方可进行下一步施工。

（5）钻进维护时按8%KCL+0.30.6%FA367+0.61%NPAN+0.3%Redu1配制胶液，均匀细水长流加入，确保含盐量达到体系要求的有效含量。钻进液黏度50～60s，密度1.10～1.12g/cm3，API失水≤5mL，切力（初/终）36Pa/48Pa，摩阻系数＜0.10，HTHP失水＜10mL动塑比0.50～0.65之间，膨润土含量控制35～42g/L。可根据携带情况调整钻井液粘切，确保井下安全施工。

（6）进入下步石盒子组断层、破碎带地层时，根据钻时、扭矩、振动筛返砂（返砂较少或增多）、扭矩增大、接单根是否有回压等情况，及时上提活动钻具。可直接加入防塌剂处理，增大KJAN、PACLV、PACHV、Redu1的加量，保证钻井液具有良好的悬浮携岩、造壁性及高温稳定性。视情况可配置稠浆裹带，确保井眼破碎带掉块及时带出，保持井眼清洁。同时可定期补充坂土浆，提高钻井液的悬浮携岩封堵造壁能力。井眼顺畅后进行短起下作业，验证井下正常后再恢复钻进作业。

（7）邻井提示油气较为活跃，同时上部又存在低压易漏层，钻进中根据随钻地层压力监测，严格控制调整钻井液密度在合理范围内，达到近平衡钻进。若提高钻井液密度，应随钻加入1%～3%单封，提高钻井液的封堵承压能力。

（8）三开施工防漏、防垮、防卡工作是重中之重。现场要确保循环加重设备完好，泥浆泵、灌注泵两套灌钻井液系统正常循环罐钻井液保持在120m3以上现场应储备充足的土粉、堵漏剂、防塌剂等材料并按设计要求储备好重浆，地面保证水源能以20m3/h流量补充生产用水。

（9）全力用好固控设备，防止固相含量升高，保持钻井液密度在设计范围内，结合三角罐定期清放和人工捞砂，控制含砂量在0.3％以下。

（10）及时补充超细钙达到设计要求含量，各性能指标达到钻开油气层要求，做好储层保护工作。

（11）钻完进尺后，视情况做好拉井壁工作。充分循环钻井液，保持井眼清洁，再起钻换牙轮通井。通井作业正式起钻前，裸眼段替入加入HZN102、液体润滑剂、润滑封闭液，为电测和下套管固井作业做准备。

3.4钻井提速技术及预防措施

3.4.1施工技术措施

（1）一开开始即实施MWD跟踪监测，直井段每30m测斜一次，如有异常及时进行钻井参数调整，有效控制井眼轨迹，确保井身质量满足设计要求。

（2）一开井段，钻井液方面应做好防漏携砂工作，及时调整钻井液性能以满足设计需求，降低复杂事故的发生率工程方面应及时进行钻具短起下，修整井壁，确保井眼通畅。

（3）一开、二开井段双泵大排量钻进，确保施工排量满足携砂要求，每个立柱打完技术划眼三次，适当增加循环时间，清洁井筒。二开增斜段采用微增钻具组合，上扶正器欠尺寸，确保造斜率稳斜段更换上扶正器尺寸，采用稳斜钻具组合。

（4）接立柱时间要求从立柱打完至接立柱恢复钻进的时间控制在8min以内，尽量减少钻具静止时间。

（5）起下钻时间要求2500m以内起下钻时间控制在12h4500m以内起下钻时间控制在24h。

（6）固控系统要求运转状态良好，均24h运转。

3.4.2复杂事故预防

（1）卡钻的预防

①按设计要求和地层特点处理好泥浆性能，控制泥浆黏度，降低失水。

②接单根或设备修理时，应及时活动钻具,防止钻具静止时间过长导致粘卡。

③严格控制井身质量，避免出现大“狗腿”或方位急速调整。

④严格执行钻具短起下制度二开井段（315～2668m）每钻进400m短起下钻拉井壁一次，破坏井壁虚泥饼。

⑤下钻遇阻时严禁硬压强下，坚持“少放多提”原则，尽量靠活动钻具拉通遇阻段，遇阻严重时必须顶驱杆划眼，直至遇阻井段通畅为止起钻遇阻严禁硬提强拉，坚持“少提多放”原则，反复活动试图通过，活动无效则采用轻提、慢转、倒划眼的方法通过，不得硬拔提死钻具。

（2）井塌的预防和处理

①采用合理的泥浆密度与黏度。二开钻井液密度控制在1.25g/cm3以内，黏度控制在80s以内。提高泥浆的悬浮携带能力，根据扭矩及返出岩屑情况，及时处理钻井液性能。

②起钻连续向井内灌满泥浆，控制起下钻速度，降低抽吸压力和激动压力。

③钻井过程中出现井塌，应立即将钻具提离井底，若泵压升高，应将排量逐渐降低，采取正划、倒划眼等手段进行处理。

④如果出现井塌卡钻，首先应尽力建立循环。若顶不通，在条件允许范围内上下活动、转动钻具，并采用震击等手段，严禁硬提、硬转，导致事故进一步恶化。

（3）钻头泥包的预防和处理

①每次短起下钻或起钻前应大排量循环充分清洗井筒，防止井筒岩屑含量高造成钻头水眼堵塞引起钻头泥包。

②钻井液注意调整好失水和润滑性能，防止因井壁泥饼质量差（虚泥饼过厚）引起钻头泥包。

③确保四级固控系统良好运转，尽力提高离心机的使用率，将钻井液固相含量控制在10%以内[7]。

④下钻注意勤开泵顶通钻具，保证钻具内外压力平衡，防止压差的存在使井筒内的岩屑、泥饼堵塞钻具水眼而引起钻头泥包，必要时采用筛布包裹水眼。

4钻井提速阶段效果分析

文23K3X井全井钻井周期38.38天，建井周期61.88天。钻机台月1.83台月，钻机月速1596.72米/台月，平均机械钻速16.01米/小时。比同台文23K6X井机械钻速提高22.68%，钻井周期缩短2.79天，创区块纪录。

5结语

（1）针对文23储气库地层防斜与打快的突出矛盾，针对性使用动力钻具+MWD钻具组合，在大井眼中使用效果良好。

（2）通过对邻井钻头起出后磨损状况的分析，发现在文23区块确实存在一段含砾砂岩地层。该段地层对钻头损伤严重，在以后该区块的钻进中应采取积极措施，发现机速明显降低或者扭矩异常后应立即起钻，防止钻头因保径磨损而导致井径缩小等复杂状况的发生。

（3）文23区块沙河街组泥岩研磨性致密，不仅对钻头有磨损，对扶正器也存在一定磨损。在钻前分析中，应充分考虑扶正器的磨损情况，确定合适的扶正器尺寸，提高双扶螺杆的造斜或稳斜能力。

（4）进口楔型齿PDC钻头在文23储气库台子具有较好的应用效果，尤其在下部地层棕红色、红色泥岩和砂砾岩钻进中，能够克服棕红色泥岩可钻性差和砂砾岩研磨性强的双重难题。建议以后在文23区块可试用具有超强攻击性同时兼具较强抗研磨的钻头，进一步提高单只钻头的使用寿命、进尺和机械钻速等。

 

参考文献

[1] 高德利.PDC钻头钻井提速关键影响因素研究[J].石油钻探技术,2023(4):2034.

[2] 王亚东.深井钻井提速技术研究[J].西部探矿工程,2023 (8):4851.

[3] 郭婷婷.泥页岩易垮塌油藏钻井提速工艺技术研究[J].西部探矿工程 ,2023(10):913.

[4] 丁建新.水平井钻井提速减阻清屑多目标协同优化方法[J].石油机械,2023(11):3235.

[5] 邹鸿.钻井提速提效技术研究[J].内蒙古石油化工,2023 (2):1619.

[6] 张蕾.深层钻井提速技术研究[J].石油石化物资采购, 2023(3):2731.

[7] 王伟.水平井定向井钻井提速技术措施[J].西部探矿工程,2022(6):5256.

作者简介李洋（1989—），男，河北保定人，研究方向钻井工程。

 

Research and Application of Wen 23 Gas Storage Well Drilling and Speeding

LI Yang,REN Hui,REN Yi

(NO.2 Drilling Engineering Company, Langfang  Hebei  065000)

Abstract:The Wen23 gas storage well in Huabei Oilfield is located 1400 meters southeast of Zhengxiaosi Village, Daliuhe Town, Wen'an County, Hebei Province. This article analyzes the lithology of the formation, overcomes construction difficulties, optimizes drilling fluid, selects drill bits, and optimizes drilling tools to develop more optimized drilling technology and drilling fluid technology plans, greatly improving the drilling speed of the block and providing some reference for speeding up the drilling of gas storage wells.

Key words:speed up;pendulum drill;KCL compound salt;wedgeshaped teeth