摘要：潜山地层岩性主要以奥陶系灰岩、白云岩为主，岩性致密、密度高、可钻性差。针对该地层特点，在施工中，在钻头冠状、刀翼、高耐磨复合片及布齿等方面进行优化升级，配合动力钻具，实现潜山施工的机械钻速提升。
关键词：潜山地层；四开小井眼钻井；长稳斜段井；长稳斜段井
研究区块是胜利油田在油田部署了5口潜山开发井，平均井深4828.60m。均为海油陆采的定向、长稳斜段井。潜山地层存在着地质岩性复杂、裂缝性漏失和异常高压，四开小井眼钻井和完井小间隙下套管施工难度大。在该区块，通过在研究区块应用钻头优选、钻井液体系优选、长稳斜段井携岩能力提升、潜山井下安全提升等方面，形成安全高效钻井施工模式。
1研究区块的钻井概况
研究区块共布置了5口井。5口井均已完井。目的层为奥陶系、寒武系，厚度600－800m不等。井身结构为四开井，以A井为例的井身结构如下表1所示：
表1?A井设计井身结构
2研究区块潜山的施工难点
该区块为潜山深井，潜山地层依次为：八陡组（中薄层灰岩、白云岩、白云质泥岩互层）；上马家沟组（厚层灰岩夹薄层白云岩，底部为泥质白云岩）；下马家沟组（厚层灰岩夹薄层白云岩，底部为角砾状白云岩）。根据研究区块以及相邻区块的实际地层情况，潜山开发井主要有以下几点难点和风险：（1）潜山地层为裂缝型油藏，漏失风险较高，且鉴于其储油特性，存在漏喷同层风险；（2）潜山岩性主要为灰岩、白云岩，可钻性差，钻时慢，影响钻井提速；（3）灰岩白云岩致密坚硬，岩屑密度高，为保护油层使用无固相体系施工，携砂能力不足，携带岩屑较困难；（4）寒武系易钻遇红色泥岩、高含泥火成岩等地层，使用无固相钻井液，泥岩膨胀易造成坍塌卡钻等风险；（5）研究区块四开均为152.4mm井眼，使用的小尺寸钻具安全系数低，易造成井下安全事故。
3研究区块钻完井技术的应用
3.1提高潜山小井眼钻井速度
3.2裂缝储层漏失风险系数高，漏喷同层，防喷防漏
潜山油藏为裂缝性发育的油藏，裂缝程度不同，其漏失和溢流的风险相应不同。裂缝密度（1.5~5条/m），（1.5~7条/m），基本在同一水平。A井在发生油气侵，在发生油气侵压井过程中，因比重窗口小，发生较大漏失；在油层段也发生了漏失，且漏失量较大。由于地层压力较低，加之灰岩的岩性特点，在发生漏失后，井筒的稳定性相对要好于上古及以上地层。所以在发生较大漏失后，应及时起钻至安全井段或技术套管内，并在起钻过程中灌入清水或低密度无固相钻井液，灌入量为正常起钻钻具的排代体积；与此同时，地面配制可酸化堵漏材料准备下一步堵漏。针对漏失量特别大、伴随严重油气显示或常规材料使用无效的情况，可使用可酸化凝胶桥塞进行堵漏。另外，重点加强施工中的坐岗观察，降低井下风险。
3.3地层温度高，提高无固相钻井液体系携砂能力
研究区块完钻垂深4200～4600m，完钻井底温度＞150℃。在四开施工中，为加强潜山油藏保护，使用无固相钻井液体系，该体系存在携砂性能差的弊端；另外，由于地温较高，无固相的切力下降快，维护起来较为困难；且灰岩岩屑密度高，较大颗粒的岩屑不能完全被有效的带出井筒。施工中井底温度高达160℃，钻井液高温高压下切力低，携砂较差，起下钻困难。针对该特点，施工中应持续加入提粘药品，维持钻井液的携砂性能，必要时优选抗高温性能更好的XC等药品，增加循环时间，提高不等粒岩屑的及时返出。
3.4预防潜山泥岩、高含泥火成岩，降低坍塌卡钻风险
因四开潜山钻进使用无固相体系，在钻遇泥岩、泥质较重火成岩等地层时，泥岩易水化膨胀，发生井壁坍塌，停泵后，泥岩、火成岩掉块容易快速堆积，轻微时造成钻具上提遇遇卡显示，严重时造成卡钻事故。在5218m钻遇火成岩，在5245~5253m钻遇红色泥岩，在钻进过程中停泵后，大颗粒岩屑快速沉积，导致了卡钻。针对此项难点，施工中加强循环观察，在钻遇红色泥岩、火成岩地层时，立即转换为低固相钻井液体系。
4研究区块潜山钻井施工效果分析
4.1钻头选型及结构优化
鉴于下古生界地层岩性具有的高耐磨性特点，优化选用五刀翼双排齿、耐磨高强度复合片（16+13mm），取得了较高的机械钻速，其中均实现了一趟钻完钻。
因下古生界主岩性（灰岩、白云岩）稳定性较高，在钻具结构的选择上，使用了Φ152.4mmPDC+Φ120mm*1.25°DHM+Φ146mmSTB+Φ120mmNMDc+Φ101.6mmHWDp+Φ101.6mmDp，在保证钻具加压中和点位置的安全前提下，适当降低了钻具刚性。在实际施工中，均可通过滑动钻进实现井斜方位的微调。
4.2裂缝储层漏喷同层情况的处理
邻井B在钻进至4299m八陡组出现压力异常，后更改低固相体系压井，全井当量比重1.14g/cm3发生漏失，跟入堵漏剂效果不明显，试油后使用桥塞凝胶堵漏成功。故在发生潜山漏喷同层的情况，要按照“控制井口－压井－堵漏”的程序实施。具体来说，施工中按照无固相1.05g/cm3的密度钻进，发生油气侵后，根据油气侵情况确定压井液密度，制定压井方案（卤水重浆混入要保证循环的连续性，防止盐结晶堵塞钻具水眼），保持压井液一定的堵漏剂含量，在保证起钻安全的前提下，起钻更换常规钻具进行下一步作业，起钻过程保持井内液面一定高度，防止液面过低，发生二次溢流。研究区块在施工过程中储备井眼容积1.20比重的卤水以及适量的低固相钻井液，防止意外事件的发生。
地层温度高，无固相钻井液体系的携砂性能维护无固相的提粘度主要使用纤维素和磺酸盐，在研究区块施工井实钻中，以海水为基浆，加入0.5~1%PAC和0.5~1%DSP－2，提高无固相粘度至50~60s，可以满足携岩要求，鉴于地温较高，无固相携岩结构力下降快，主要通过以下两个措施来控制：一是持续跟入纤维素和磺酸盐，以胶液形式、浓度80~100s混入，保持全井粘度；二是周期性配制80s左右高粘度无固相一次性泵入井内，可有效提高无固相结构力的基础上，利用钻井液塞流，充分带出井筒内的滞留砂子。研究区块5口井，均应用了该方案施工，钻进携砂良好，起下钻均无异常显示，保证了井眼的干净、清洁。。
虽然该区块潜山是在稳定的克拉通内部沉积的，沉积环境稳定，但后期在多期的构造运动影响下地形高低悬殊、差异剥蚀严重、残余厚度变化较大，断裂活动强烈，实钻层序与设计存在较大变化，在实钻过程中，及时发现岩性变化，及时停钻和预防，防止钻遇大段泥岩井段，造成井下复杂。完成的5口井实钻地层与设计均出现了不同程度的变化，但均未发生一起井下复杂。
4.3潜山小井眼配套工具的使用
四开全部使用101.4mm双台阶非标钻杆、加重钻杆，代替88.9mm常规钻杆及加重钻杆，降低钻杆内循环压耗，提高了排量；双台阶密封可有效防止高泵压下的钻具刺漏问题；
中途起钻时进行钻具倒换，防止钻具疲劳损伤。
三开进山完钻后根据电测、定向测量温度选择不同温度级别的抗高温螺杆钻具，避免常温螺杆耐温不够造成的橡胶脱落、寿命降低等问题，大大增加了单根螺杆钻具的使用寿命。研究区块项目井均选择使用了5（7）LZ*120*1.25°（1°）耐高温螺杆。使用抗高温仪器，提高仪器在高温状态下的工作稳定性和测量精确性。加强四开小回压阀、扶正器、减磨接头等小接头工具的下井检查，每次起钻逐个进行拆卸检查，防止带伤下井；累计使用200小时以上出井后必须进行探伤无问题后使用。施工过程中加强参数控制，及时微调钻压，防止钻具疲劳。
5认识与建议
（1）潜山岩性复杂，以灰岩、白云岩、鲕粒灰岩泥晶灰岩为主，但在寒武系也会钻遇长段的泥质较多的灰岩、红色泥岩、火成岩，也出现过黑色的碳质泥岩，要及时转换为低固相钻井液体系，保证井下施工安全。（2）对研究区块潜山的地层特点，优化选择高效PDC，钻井速度大幅度提高。（3）小井眼使用101.4mm双台阶非标钻杆，降低钻杆内循环压耗，提高了钻井排量，也提高钻井速度。