华东油气分公司张家垛区块提速提效技术浅析

摘要：针对海安凹陷张家垛区块地层不稳定导致的机械钻速低、钻井周期长、井下复杂情况多等问题，通过优化钻头选型、改进钻井液配方、调整钻具组合及引入顶驱扭摆控制技术，显著提升了不稳定地层钻井效率。现场应用表明，张3-12井平均机械钻速从14.27m/h提升至18.52m/h，增幅29.78%；钻井周期由26天缩短至22.21天，减少14.58%，为同类复杂地质条件钻井作业提供了重要参考。

关键词：海安凹陷；张家垛区块；钻井提速提效；地质特征；钻井技术

一、引言

随着能源需求攀升，复杂地质区域油气资源勘探开发愈发重要。海安凹陷张家垛区块作为潜在油气富集区，其高效开发对缓解能源压力具有积极意义。但该区块地质条件复杂，且邻井注水、注气作业给钻井带来诸多挑战，导致钻井效率低下、成本增加。例如张3-9井完钻井深3480.0m，下钻至1544m时遇阻憋泵，分段划眼及多次短起下后，电测至1400m再次遇阻，反复划眼仍频繁遇阻，此段为油气层，邻井张1-5井曾实施压驱及注气作业，进一步加剧了施工难度。因此，研究适用于该区块的钻井提速提效技术具有重要现实意义。

二、地质特征分析

张家垛区块地层自上而下为第四系东台组，新近系盐城组，古近系三垛组、戴南组、阜宁组。其中盐城组、三垛组以泥岩、砂砾岩、粉砂岩互层为主，胶结疏松、渗透性好；戴南组、阜宁组发育灰黑色泥岩及硬脆性泥页岩，水敏性强，具体特征如下：

（1）非均质性强，可钻性差。岩石力学性质差异明显，盐城组、三垛组发育玄武岩、砂砾岩、石膏层，硬度高，易造成钻具疲劳损伤，整体可钻性差。

（2）施工风险高。地层纵向上常压、异常高压与异常低压共存，且区块断层多、封闭性差，CO₂气易顺断层逸散富集，引发溢流、气侵等风险。

（3）井壁稳定性差。盐城组、三垛组棕红色泥岩遇水易膨胀分散，产生缩径；阜宁组灰质泥岩塑性强，遇水易膨胀剥落、垮塌。

（4）轨迹控制难度大。区块地层倾角大，如张3-9井目的层倾角达37°，水平地应力大小及方向呈非稳定场特征，井壁剪切应力大，导致钻井轨迹难以控制。

三、现有钻井技术存在的问题

3.1 钻头适应性差

地层岩性复杂多变，现有钻头难以适配不同地层高效破岩。钻至戴南组底部砾砂岩时，钻头磨损严重、使用寿命短，如张3-10井二开使用φ215.9mm江钻牙轮钻头，在3066-3165m井段纯钻39小时，起出后轴承损坏，造斜效果差，严重影响施工进度。在阜宁组塑性灰质泥岩中，钻头易发生泥包，如张3-11井使用8 1/2KSD1652FGR型PDC钻头，在3339-3406m井段进尺67m、纯钻23h，机械钻速仅2.91m/h，起钻后发现钻头被大面积泥包。

3.2 钻井液性能不匹配

现有钻井液在抑制泥页岩水化膨胀、适配多压力系统及携带岩屑方面存在不足。盐城组、三垛组泥岩段，钻井液抑制性不足导致井壁失稳；高压层段安全密度窗口窄，钻井液性能难以精准控制，增加井涌、井漏风险。

3.3 钻具组合适应性低

现有钻具组合无法充分发挥钻头破岩效率，应对井下复杂情况时调整处理能力不足。钻遇硬夹层时，钻具减震、增扭效果差，易导致钻头早期损坏及钻具疲劳。

3.4 钻井工艺技术落后

传统钻井工艺在实时监测与控制上存在局限，缺乏先进随钻扭摆控制技术，难以实时调整钻井参数，不仅效率低下，还易引发井下事故。

四、提速提效技术措施

4.1 优化钻头选型

结合不同地层岩性特性精准选型：戴南组上部泥岩、粉砂岩互层段，采用高效切削齿PDC钻头，依托高切削效率提升钻速；底部砾砂岩段选用镶齿牙轮钻头，利用强抗冲击性破碎坚硬岩石；阜宁组灰质泥岩段，采用短梆五刀翼PDC钻头，优化冠部形状及切削齿布局，减少泥包；盐城组、三垛组砂质泥岩段，选用高攻击性PDC钻头强化破岩效率。

该区块二开上部地层推荐使用江钻KS1652ADRT型PDC钻头，应用中无牙齿损坏及严重泥包现象；中下部造斜段选用KS1652AGR型PDC钻头，效果显著优于传统型号。张3-12井及其侧钻井应用该选型方案后，机械钻速分别达18.52m/h和17.76m/h，较张3-10、张3-11井大幅提升，验证了选型合理性。多井钻速对比见表4-1。

表4-1 张家垛区块多口井机械钻速对比

4.2 改进钻井液性能和配方

针对各层段特性，研发应用差异化钻井液体系：东台组采用预水化膨润土钻井液；盐城组、三垛组采用金属两性离子聚合物不分散钻井液；戴南组、阜宁组采用金属两性离子聚合物防塌钻井液，具体优化措施如下：

（1）盐城组：控制低粘度、低坂含，二开前预制低浓度胶液，钻进中持续补充维持泥浆量，依托振动筛、一体机、离心机等固控设备，将坂含控制在40g/l以内。强化一级振动筛检查（每两立柱一次），采用240目以上筛布，以离心机为主、双除一体机为辅，降低劣质固相及含砂量，维持钻井液密度1.22-1.25g/cm³，保障性能稳定。

（2）三垛组：针对易泥包、高坂含问题，2283米大井眼结束后清理锥形罐、弃置部分泥浆，用胶液稀释至坂含40mg/l以下，补足包被剂增强抑制性，保持低粘度低切力防止滤饼过厚。补充主聚物、降滤失剂及乳液聚合物，控制pH值10-11，造斜前加入0.5-1%润滑剂（维持含量0.5-2.5%，泥饼摩擦系数≤0.08），应对石膏侵及粘卡。生物润滑剂、油基沥青于振动筛过槽处加入，强化除气及设备使用效果。

（3）戴南组：泥浆密度不低于1.38g/cm³，通过补充聚合物-铵盐混合胶液维持包被抑制性能，在强化防塌封堵基础上平衡地层压力，密切监控性能变化避免大幅波动，提升岩屑携带能力。

（4）阜宁组：针对硬脆性泥页岩膨胀垮塌问题，强化钻井液抑制与封堵防塌能力。钻井至2800米后，加入磺化酚醛树脂、褐煤树脂提升抗高温稳定性，严格控制高温高压失水量（常温≤4ml，HTHP≤12ml）。

此外，针对张3-12井3735m处侧向力过大问题（悬重120吨，需提至220吨拉开、下放至50吨开启），配制30方钻井液并加入0.4吨塑料小球封闭1800-2735m井段；在2735-3735m井段加入1吨润滑剂、0.5吨石墨及0.5吨磺化沥青，以10转/分替浆后，60转/分旋转十分钟再起钻，有效缓解侧向力问题。

4.3 调整钻具组合

结合地层特性及工艺要求优化组合：上部松软地层采用“PDC钻头+单弯螺杆+无磁钻铤+加重钻杆”，依托单弯螺杆造斜能力与PDC钻头切削效率实现快速钻进；下部硬地层增加钻铤数量，提升刚性及扭矩传递能力，配备减震器减少冲击振动，延长钻头寿命。

张3-12井各井段钻具组合及适配原因见表4-2，与老井相比，取消螺旋钻铤使用，改用加重钻杆为主的组合，既降低扭矩（减少井壁摩擦，实现低扭高速钻进），又缩小井壁接触面积，降低压差卡钻、粘附卡钻风险及处理成本。

表4-2 张3-12井各井段钻具组合及适配原因

4.4 顶驱扭摆控制技术

引入顶驱扭摆钻井技术，有效解决滑动拖压难题，提升滑动效率、缩短滑动时间，降低粘卡等井下风险。通过精确控制工具面，保障复杂地质构造下钻井作业的连续性与稳定性。同时配备江汉仪表参数仪表钻井设备，实现钻井过程自动化监测与控制，进一步提升作业安全性与效率。

五、现场应用效果

提速提效技术在张3-12井的应用成效显著，与张3-10、张3-11井对比可知（表5-1），一开平均机械钻速达72.37m/h，较张3-10井（40.2m/h）、张3-11井（33.47m/h）大幅提升；二开平均机械钻速17.24m/h，优于张3-10井（14.11m/h）及张3-11井（12.88m/h）；全井平均机械钻速18.52m/h，较前两口井分别提升23.56%、36.68%。

整体对比显示，技术应用前区块平均机械钻速14.27m/h、钻井周期26天；应用后分别优化至18.52m/h、22.21天，钻速增幅29.78%，周期缩短14.58%，减少工期3.79天。同时井下事故发生率显著下降，在提升作业安全性、可靠性的同时，有效降低了钻井成本，为区块高效开发提供了有力支撑。

六、结论

通过深入分析张家垛区块地质特征，针对性实施钻头选型优化、钻井液体系改进、钻具组合调整及顶驱扭摆控制技术等措施，实现了钻井效率的显著提升，有效降低了作业成本与井下风险，为同类复杂地质条件钻井作业提供了宝贵经验与技术借鉴。未来需持续推进技术创新，探索更先进高效的钻井技术，满足复杂区域油气勘探开发的需求。

参考文献

[1]骆卫峰,余文端,马晓东,等.苏北盆地海安凹陷南部岩性油藏勘探成果及启示[J].中国石油勘探,2018,23(03):56-63.

[2]钱诗友,卢黎霞,程海生,等.苏北盆地海安凹陷阜三段油气成藏控制因素分析[J].中国石油勘探,2017,22(05):88-95.

[3]赵小强.张家垛油田阜三段油藏地层压力研究[D].成都理工大学,2012.

[4]杨勇,王靖京,郭永新,等.两川区块钻头优选的应用研究[J].中国石油和化工标准与质量,2024,44(18):122-124.

[5]秦春,刘纯仁,李玉枝,等.苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术[J].石油钻探技术,2024,52(06):30-36.

[6]徐龙生,周强波,苑东洋.伊犁郎卡砂岩型铀矿水平井钻具组合优化设计与应用[J].西部资源,2024,(05):108-112.

[7]冯秀鲁.油田深层油藏钻井提速技术研究及应用[J].西部探矿工程,2024,36(08):68-70+74.