陕北油田石油钻井成套取芯施工技术

　　摘要：结合陕北油田含油地层特点，分析了该地区探采结合井取芯钻具组合、钻头选择、规程参数、泥浆工艺、取芯操作等成套取芯施工技术，以利于该地区或同类工程施工借鉴参考。

　　关键词：钻具组合,钻头,规程参数,取芯,泥浆

　　1、油层赋存状况及其特点

　　陕北油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡，工业油气流蕴藏在侏罗系延安组的延7、延8和三叠系延长组的长2、长3、长6等中细颗粒砂岩体内，含油级别分属斑状、不均匀、均匀等级，间夹细粒粉砂岩、泥质粉砂岩、砂质泥岩、泥岩等，片状分布，油层圈闭性能较好，油气藏深度分别在820~930米和1360~1680米之间，可钻性2~5级不等。一般情况下，斑状含油即具有工业开采价值，该区油气矿藏资源相对丰富、深度适宜，具有较高的利用价值，属低压油区，其中长2、长3、长6等砂岩含油层段是本区的主要钻井目的层。解释含油层位状况主要通过设计探采结合井施工，获取含油岩矿心进一步研究取得。

　　2、设备选择

　　石油探采结合钻井设备选取需考虑施工安全性与经济性，设备配套性与功率相匹配，并依据井深采用相配套的钻井设备为原则。施工井深在1500m以浅，采用RPS—1500型配套地热钻机;1500m以深采用ZJ20B5型配套钻机。其中RPS—1500、ZJ20B5型钻机钻深能力分别为1500m(Φ89mm钻杆4×5轮系)、2500m(Φ127mm钻杆5×6轮系)，最大钩载分别为640KN、1700kN，配套泥浆泵分别为2pN-350、3NB-800。

　　3、取芯钻具

　　结合地层特点和工艺要求，该区施工采用的钻具组合如下：

　　3.1取芯钻头

　　采用人造表镶金钢石取心钻头，在可钻性2~5级的含油砂岩层段取心，适用钻头底出刃的高度：2.0~3.0mm,内、外侧出刃的高度1.0~1.5mm。钻头底唇面水流口形状适用底喷式或者逼压式，有利于保持井底清洁。其中底喷式钻头能够及时清除井底残留岩屑，使用效果较好。为了提高钻头切削效率及使用寿命，在能够保持井底清洁的前提下，也可以采用聚晶金刚石复合片PDC钻头，利用金刚石聚晶齿明显的“犁型”结构特点，充分发挥其具有硬度高、能够大体积切屑岩体的规模破碎效果。

　　3.2钻具组合

　　Φ216mm取心钻头+扶正器+川8~3取心筒+扶正器+411×4A10接头+Φ159mmDC+扶正器+411×4A10接头+Φ159mmDC4柱+4A11×410(或310+Φ127mm(或Φ89mm)DP+411(或311)×420(或320)接头+114mm(或108mm)方钻杆。

　　该种钻柱结构有以下特点：采用3组带导向棱的硬质合金扶正器合理组合分别扶正取芯筒体和近取芯筒钻铤，塔式钻具组合，从钻头部位往上到钻杆，外径逐渐变细，在含油层段能够有效防斜。且钻铤刚性大，数量适当，钻进时完全依靠钻铤加压，使上部钻杆处于垂直状态，在预防控制井斜同时，又可减轻钻杆弯曲交变应力所造成的疲劳破坏程度。

　　4工具装配检查、取芯前井眼准备、设备要求、下钻

　　4.1工具检查及要求

　　4.1.1钻头螺纹完好，钻头体无裂缝，钻头出刃均匀，内外径符合取芯要求，水眼畅通。

　　4.1.2岩芯爪尺寸和性能符合规定要求，无变形、弹性良好，岩芯爪在缩径套内上下活动灵活。

　　4.1.3分水接头水眼畅通，轴承转动灵活。

　　4.1.4内外筒无咬扁、裂纹、螺纹完好，直线度不超过0.5%。

　　4.2装配要求

　　4.2.1组装后工具的轴向间隙10~15mm为宜。

　　4.2.2内筒螺纹用双链钳上紧，外筒用链钳上紧后再在井口用大钳将外筒螺纹上紧。

　　4.3 井眼准备及设备要求

　　4.3.1井身质量与钻井液性能符合钻井要求。

　　4.3.2井下无异常、无落物、无漏失、起下钻畅通无阻。

　　4.3.3设备运转良好，装备齐全，仪表灵敏可靠。

　　4.4下钻

　　4.4.1取芯工具下钻时,一定要控制下放速度,不得猛放、猛刹。

　　4.4.2下钻遇阻不得超40KN，否则开泵循环，慢转下放钻具，若遇阻严重，及时起钻换牙轮钻头通井。

　　4.4.3钻头离井底0.5~1m循环钻井液校正方入，如有余芯或疏松的砂岩，钻头可以离井底1.5m循环。

　　5钻进规程参数及其操作

　　5.1取芯钻进规程参数

　　5.1.1规程参数选取原则

　　取芯钻进规程参数包括钻压、转速和排量。钻头在井底克取破碎岩石，需要一定的压力使切削工具压入岩体，和合理的园周线速度才能使井底岩石产生体积破碎。另外为了满足清孔和排除井底岩屑，需要在一定环空条件下选择合理的排量，即排量的选择需考虑“经济水马力”因素，使排量与压力的乘积保持合理匹配。目前石油钻井是依据地层岩性特点，利用大钻压、低转数和合理排量的规程参数，以达到最优配合可获得高的钻进时效。同时，取芯钻进参数的选择和钻井液性能的要求，要根据各井的实际情况和地质要求进行专门设计。

　　5.1.2取芯参数规程参数

　　回次钻进开始采用低钻压2~3吨，适当转数55~60转/分和排量为22~23升/秒的规程参数，待缓慢进尺0.2米，即进入卡簧座以后，随进尺再逐渐增至正常钻压6~8吨，但逐次加压梯度应控制在1~2吨范围内。正常情况下，PDC取芯钻头推荐钻压范围30~50KN，金钢石取芯钻头钻压范围60~90KN，转速为50~70r/min，排量18~22L/S，泵压3.5-4Mpa，疏松砂岩可适当降低排量和泵压。需要注意的是采用川式取芯工具中途接单根时，上提钻具割芯，拔断负荷不得超过原悬重150KN。卸方钻杆时要及时锁住转盘，接完单根下放钻头至井底，先用比原钻压大50%的压力静压钻具，顶松卡箍岩芯爪，再上提至钻压约10KN后，开泵再取芯钻进。正常取心钻进时若遇岩性变化，也应使参数基本保持一致，以有效保护取心工具和避免岩心堵塞卡簧。

　　5.1.3取芯钻进注意事项

　　5.1.3.1取芯钻进刹把必须由司钻亲自操作，送钻要均匀，减少蹩跳钻，钻进过程尽量避免停泵、停钻。

　　5.1.3.2把好“树芯”第一关，疏松地层取芯要加足并跟上钻压。

　　5.1.3.3钻速突然变慢，转盘负荷增大，泵压略有升高，有磨芯预兆时，应马上割芯起钻，预防堵芯。

　　5.2割心

　　5.2.1割心顺序

　　脱离转盘控制手柄、停车，提离钻头离开井底0.3~0.5米，此时卡簧抱紧并卡断岩心。割心后试探岩心采取情况：缓慢下放钻具至井底之上0.1米处，若途中钻具悬重不下降说明割取心成功。

　　5.2.2割芯注意事项

　　5.2.2.1割芯层位尽量先在泥岩段，割芯部位以上0.5M左右，钻压比原来钻压多10~20KN，利于形成粗芯。

　　5.2.2.2卡芯时上提钻具使钻压为零，确定岩芯爪抱住岩芯后再上提，上提不超过1.5m，拉力不超过200KN。

　　5.2.2.3割完芯再试探是否有余芯，探芯完，上提钻具0.2~0.5m，循环钻井液10min，冲通钻头水眼后起钻。

　　5.3双节或三节采取岩心

　　若单层油矿心长度大，采用单节取心管不能采完岩心，可直接采用双节或者三节取心，能够减少起下钻的次数，减轻劳动强度，降低辅助消耗时间。关键是中途加入钻具，防止岩心堵塞。可采取如下措施解决：加入井钻具前，方入终了，减压停车，有利于形成细岩心柱;加入钻具，循环泥浆并使井底保持清洁;缓慢下放钻具至井底，加压使卡簧脱开岩心;然后上提钻具并使井底的钻头稳定在3~4吨的钻压范围内，启动转盘钻进;若灵敏针下降、悬重增加，说明又开始进心;然后再增至正常钻压钻进至回次终了。

　　5.4起钻

　　5.4.1操作平稳，严禁猛刹猛放。

　　5.4.2油气层中起钻必须执行油气层起钻安全措施。

　　5.4.3起钻最好用液压大钳或旋绳卸扣，不允许用转盘卸扣，防止脱心。

　　5.4.4连续向井内灌满钻井液，起钻完，立即盖好井口，防止掉芯和落物。

　　6泥浆

　　6.1泥浆体型

　　泥浆体型需依地层岩性的特点和平衡压力钻井的理论，在保证井内安全、低耗的条件下，尽可能地提高钻探效率。同时要减轻泥浆对油层的污染，保护好低压油区的工业油流，需严格控制泥浆的固相含量、失水量、比重及分散度。选用KHm—聚合物低固相泥浆在满足符合油层取芯钻进要求，并获得良好使用效果。

　　6.2低固相泥浆的组成

　　KHm体系不分散低固相泥浆主要由水溶性好的腐植酸钾+聚丙烯酰胺—钾盐+乙烯基单体多元共聚物+C.M.C和基浆(包括人工钠土、适量纯碱和烧碱组成)。

　　6.2.2低固相泥浆的配方与性能见表1

　　6.3低固相泥浆的作用机理

　　KHm、K—PAM、Na2CO3向井眼提取部分K +、Ha+离子，可平衡地层离子浓度;乙烯基、酰胺基团可絮凝岩屑和控制岩屑以及搬土的分散;羟钠基团可降低失水;适量的离分子聚合物桥联使井壁稳定;K+离子与地层相接触，对蒙脱石的特殊“嵌位作用”。这种泥浆体系以其薄而韧的泥饼维持井壁稳定，以低的密度和较强的剪切稀释特性，利于提高钻进效率。

　　几年来施工经验表明：KHm—聚合物低固相泥浆体系适应陕北油田地层的要求，其使用简单、维护方便;其以低比重、较小液柱压力和稳定性能，在满足取芯工艺要求同时，有利于保护油层和井底碎岩。

　　7结语

　　7.1石油钻井取芯，应依据地层地质埋深等特点，合理选择钻井设备、钻头、钻柱、取芯工具是基本前提。

　　7.2保持井眼清洁、井壁稳定，并能够保护油层，需要保持良好泥浆性能，又是取芯正常开展的必要条件，KHm—聚合物低固相泥浆适应该区地层的特点，具有好的使用效果。

　　7.3石油探采结合井取芯是一项系统工程，又涉及很多操作事项，既要执行钻井技术规范，又要遵循取芯操作规程，需要加强技术管理，并精心组织施工。.

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