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新疆油田公司在准噶尔盆地玛湖凹陷中心区发现了目前世界上最大的最大砾岩油藏，石油地质储量高达12.4亿t，目前已经探明储量为5.2亿t，相当于中国拥有了第2个克拉玛依油田[1-2]。玛湖砾岩油藏作为新疆油田近年获批的最大稀油产能建设区块，符合中国石油天然气集团有限公司建设西部5 000×104 t级大油区战略部署。根据中国石油新疆油田公司规划，2019—2025年玛湖油田将年均新建产能165×104 t，2026—2030年年均新建产能110×104 t，2025年玛湖油田年产量将达到500×104 t，并稳产6年。但玛湖凹陷地质条件复杂，八道湾组发育多套煤岩，且下至下克拉玛依组裂缝较发育，承压能力低，容易导致漏失；上乌尔禾组地层硬脆性泥岩夹层发育，非均质性强，容易出现井壁失稳问题[3]；佳木河组地层可钻性差，且裂缝发育，井漏频发，容易进一步导致井下复杂事故发生，增加施工工期，提升钻井成本[4]。
因此，对制约玛湖砾岩油藏安全、高效钻井的技术难点进行系统分析和总结，并以玛湖凹陷金龙2井区为例，研究、探讨相应的技术对策，对提高该地区钻井速度，缩短钻井周期，加快勘探开发步伐具有重要意义。
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玛湖凹陷自上而下钻遇吐谷鲁群组、头屯河组、三工河组、八道湾组、白碱滩组、克拉玛依组、百口泉组、上乌尔禾组和佳木河组。其中，克拉玛依组分为上克拉玛依组和下克拉玛依，上乌尔禾组自上而下分为乌三段、乌二段和乌一段。通过现场数据分析发现，钻井复杂事故发生层位集中在八道湾组—上克拉玛依组(承压能力低，易漏失)、上乌尔禾组乌三段(泥岩夹层发育，极易坍塌)以及佳木河组(岩石可钻性差、研磨性强，钻头磨损严重)。
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在钻进过程中，发现八道湾组—下克拉玛依组承压能力均较低，容易产生漏失。佳木河组储层裂缝异常发育，其裂缝长度主要分布在 0.12~4.47 m，宽度主要分布在 0.01~0.19 mm，即以小-微缝为主；其倾角普遍大于45°，以高角度缝为主。由于佳木河组地层裂缝密度高，在钻进时极易发生漏失。如金龙2井区佳木河组油藏部署的6口水平井均发生复杂事故，其中卡钻2次，漏失28井次，且82.1%的漏失发生在佳木河组，平均漏速为14.36 m3/h，平均单井处理漏失时间达59.01 h。玛湖1井区的16口井中有11口井发生复杂事故35次，损失时间3 474 h，平均单井2.2次，损失9 d，严重降低钻井时效。
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上乌尔禾组非均质性较强，其中乌一段以砂砾岩和砾岩为主，乌二段以岩屑砂岩为主，乌三段以泥岩、粉砂岩为主。在钻进过程中，受钻柱碰撞和井筒内压力波动影响，且黏土胶结物易水化溶解，砾石容易从含砂砾岩上脱落，形成大肚子井段；乌三段泥岩易发生力化耦合失稳，造成井眼垮塌，掉块卡钻。长水平段钻井施工周期长，地层浸泡时间长，导致近井壁岩石孔隙压力升高，强度降低，受井壁坍塌周期的影响，井壁失稳的风险进一步加大。
对已钻井的上乌尔禾组井段浸泡时间与扩径情况进行统计，发现上乌尔禾组平均扩径率基本在5%~65%之间，最大扩径率高达203.58%，而且扩径率与浸泡时间形成明显的正相关关系(图1)，这是典型的化学失稳特征[5-6]。
图 1 部分井上乌尔禾组井段浸泡时间与扩径率关系
Figure 1. Soaking time vs. reaming ratio of some wells in Upper Wuerhe Formation
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乌一段以砾岩为主，佳木河组以灰色安山岩、熔结角砾岩、玄武岩、火山角砾岩为主。根据史氏硬度测试结果，其岩石硬度等级为7~8级，属于硬地层。地层岩石PDC钻头可钻性级值为8~10，牙轮钻头可钻性级值为9~10，研磨性强。对玛湖已钻井的机械钻速进行统计分析发现，上乌尔禾组油藏水平井使用“常规PDC钻头/牙轮钻头+螺杆钻具组合”的钻井方案，在造斜段钻头的平均进尺为122 m，平均机械钻速仅为1.06 m/h；在水平段钻头的平均进尺为143 m，平均机械钻速为1.6 m/h。佳木河组水平段平均机械钻速仅为2.18 m/h。
观察佳木河组水平段PDC钻头磨损情况，发现PDC钻头鼻部、肩部磨损严重，甚至出现肩鼻部环槽(图2)，表明佳木河组地层具有较强的研磨性和冲击性。
图 2 佳木河组水平段PDC钻头磨损情况
Figure 2. PDC bit wear in the horizontal section in Jiamuhe Formation
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玛湖砾岩油藏已钻井采用的四开井身结构较复杂，且固完井周期长、经济性低，井下复杂频发，已不能满足现场需求。上乌尔禾组油藏水平井三开钻至上乌尔禾组A点(造斜段)，下入技术套管，封固克拉玛依组至上乌尔禾组地层。但钻进过程中，发现上克拉玛依组裂缝发育，承压能力低，使用高密度钻井液时极易造成漏失；而使用低密度水基钻井液时，由于乌三段泥岩夹层发育，井壁容易产生力-化耦合失稳，导致井壁垮塌、掉块卡钻等复杂事故频发。佳木河组油藏水平井三开钻至上佳木河组(A点)，下入技术套管，封固上克拉玛依组—佳木河组(A点)井段，同样出现了“上漏下塌”的情况(上克拉玛依组漏失、乌三段坍塌)，且佳木河组地层岩性差异较大，起下钻更换钻具产生的非生产时间较长，钻头磨损严重。
为了解决以上难题，亟需建立钻井工程综合提速提效一体化理论与方法，形成玛湖砾岩油田安全、高效的钻井技术。通过开展防塌堵漏技术、井身结构优化、高效破岩与提速技术等研究，实现油田的经济、高效开发，已成为油田的共识。
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截至2020年，新疆油田公司已在玛湖凹陷金龙2井区部署水平井110口，总进尺60.3×104 m，钻完井过程中面临井壁失稳、漏失严重和机械钻速慢等难题。针对此，以玛湖凹陷金龙2井区为例，通过地层压力预测、钻井液性能优化、井身结构优化和钻头类型优选研究，为金龙区块钻井工程技术水平的提升提供有效保障，进而为玛湖砾岩油藏水平井安全、高效完钻提供理论支撑，实现新疆油田“增储上产”的目标。
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以测录资料、现场漏失数据为基础，计算玛湖凹陷金龙2井区的四压力剖面。其中，孔隙压力采用Eaton法[7-8]进行预测，坍塌压力使用摩尔-库伦强度准则[9]进行计算，漏失压力利用压差与漏速之间的相关性[10]进行确定，破裂压力则采用黄荣樽法[11]进行预测。以孔隙压力和坍塌压力的最大值作为安全密度窗口的下限，以漏失压力和破裂压力的最小值为上限，建立不同层位的安全密度窗口。各压力范围及安全密度窗口见表1。
表 1 不同层位的安全密度窗口
Table 1. Mud windows for horizons
层位 孔隙压力/(g·cm−3) 坍塌压力/(g·cm−3) 漏失压力/(g·cm−3) 破裂压力/(g·cm−3) 安全密度窗口/(g·cm−3) 八道湾组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.36~1.60 1.65~1.73 1.14~1.35 白碱滩组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.36~1.60 1.65~1.73 1.17~1.38 上克拉玛依组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.36~1.60 1.65~1.73 1.20~1.36 下克拉玛依组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.53~1.73 1.71~1.80 1.25~1.52 百口泉组 1.0~1.10 0.75~1.0 1.53~1.73 1.71~1.80 1.15~1.53 上乌尔禾组乌三段 1.05~1.36 1.15~1.36 1.52~1.70 1.78~1.89 1.36~1.52 乌尔禾组乌二段—乌一段 1.05~1.36 0.91~1.10 1.48~1.6 1.78~1.89 1.32~1.48 佳木河组 1.05~1.36 0.89~1.13 1.33~1.46 1.77~1.84 1.27~1.33 -
综合考虑地层四压力剖面、岩性特征和钻井复杂情况等因素[12-15]，分别对不同的目标油藏水平井井身结构进行优化。通过分析发现，八道湾组—上克拉玛依组均为易漏地层，安全密度窗口接近，可以将其作为同一开次封固；而上乌尔禾组与佳木河组岩性差异大，安全密度窗口基本无重合，将其分开钻完井，可以有效降低乌三段垮塌程度和佳木河组漏失情况，并减少起下钻更换钻具产生的非生产时间。对此，提出了以下井身结构优化方案。
(1)上乌尔禾组油藏水平井。将上乌尔禾组油藏水平井复杂的四开井身结构优化为三开(图3a)：一开不变，二开钻至下克拉玛依组中下部，并下技术套管封固，三开直接完钻(造斜段+水平段)，下入油层套管封固。主要优点在于将漏失层位一同封固，并避免“上漏下塌”的问题，且降低了套管层次，减少了固井时间，降低了成本。
图 3 优化后的井身结构示意图
Figure 3. Schematic diagram of optimized casing program
(2)佳木河组油藏水平井。佳木河组和上乌尔禾组安全密度窗口基本无重合，应分开钻完井；且因岩性差异大，应选用不同的钻头。因此，佳木河组油藏水平井一开不变，二开同样钻至下克拉玛依组，三开钻至上乌尔禾组下部，四开直接完钻(图3b)。这样既能够有效封隔易漏、易塌等复杂地层，也保证了目的层专封专打。
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玛湖油藏井壁失稳机制主要是泥岩的水化膨胀，漏失机制主要为裂缝性漏失。邱正松等提出了一种通过“多元协同”防塌堵漏的理论[16]，其核心为“物化封固-密度支撑-水化抑制-化学平衡-随钻堵漏”。根据“多元协同”防塌堵漏理论，结合玛湖油藏垮塌、漏失机理，从以下几个方面进行钻井液配方优选：(1)利用胺基聚合物可以有效吸附在井壁和岩层或黏土矿物表面，形成高分子吸附膜的特性，将胺基抑制剂加入钻井液配方，阻止黏土与水的接触，防止吸水膨胀造成缩径或垮塌；优选质量好的抑制剂，抑制地层吸水膨胀造成井壁垮塌；(2)利用钾离子与泥页岩表面离子进行离子交换，改变黏土矿物活度，抑制黏土膨胀；(3)由于钻屑、黏土颗粒的水化应力在有机盐钻井液中比在其他钻井液中小得多，钻井液中的水相活度远比岩石中的要低，这将导致地层中的水渗入井筒，而钻井液中的水不会渗流入地层，有利于保持井壁稳定；(4)金龙2井区孔隙度大致在9.66%~12.76%之间，加入封堵剂封堵泥页岩微裂缝，防止钻井液中的水沿着微裂缝进入地层中，防止地层垮塌。
对此，在玛湖区块前期使用的钾钙基钻井液中添加有机盐及胺基抑制剂，研制了聚胺有机盐钻井液(配方：4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.5%KOH+7% KCl+0.2%~0.5%CaO+15%有机盐+0.8%抗高温抗盐钙抑制型降滤失剂+0.5%G型包被剂+0.5%羧甲基纤维素钠+3%磺化酚醛树脂(粉)+2%褐煤树脂+0.6%水解铵盐+4%磺化沥青粉+3%天然沥青+1.5%胺基抑制剂+1%低荧光润滑剂+随钻堵漏剂+1%胶凝剂+储层保护剂+重晶石)。与普通钻井液相比，聚胺有机盐钻井液具有以下优点：(1)体系中含有有机盐，体系滤液具有较低活度，抑制性强，有利于井壁稳定及钻屑、黏土的不分散；(2)固相含量低，流变性好；(3)体系配伍性好，加入堵漏剂及其他处理剂后钻井液性能稳定；(4)抗污染能力强；(5)保护储层效果好。
八道湾组—下克拉玛依组承压能力低，要严格控制钻井液密度(安全密度窗口1.25~1.35 g/cm3)。在钻至吐谷鲁群底界时，加足随钻堵漏剂，并随着井深的增加和堵漏剂的消耗及时补充，凝胶堵漏剂含量不低于0.2%，随钻堵漏剂含量不低于2%，沥青类含量不低于2%。钻至侏罗系八道湾组前100 m，补足沥青材料，加强封堵作用，含量保持在3%以上。佳木河组裂缝发育，漏失压力较低，但储层岩石含易水化矿物较低，发生水化损伤的程度较小。结合安全密度窗口大小，推荐钻井液密度1.3~1.32 g/cm3，并在钻进时及时加入随钻堵漏剂。开钻前，配制8%堵漏浆(配方：1.5%蛭石+1.5%细核桃壳+l%锯末+l%QCX-l+l%沥青(0.5 t)+0.2%凝胶)，封堵裸眼段做承压合格后筛除堵漏剂，确保下套管和固井过程中不发生漏失，保证固井质量。
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针对佳木河组可钻性级值高、地层研磨性强等特点，进行钻头优选时，既要保证钻头牙齿对地层的有效切削，提高机械钻速，又要保证牙齿及保径的强度，延长钻头使用寿命。因此，采用PDC系列钻头，是提速的第一选择[17-20]。
在强研磨性硬地层中，常规PDC钻头切削齿吃入深度大，破岩效率高，但磨损速度快，导致机械钻速低、寿命短。孕镶金刚石钻头是一种研磨型钻头，耐磨性好，在强研磨性硬地层中的工作寿命较长，但因金刚石颗粒较小，出露高度低，限制了每转切削的深度，故机械钻速较低。因此，针对这两种钻头的优缺点，引入了孕镶PDC混合钻头[21]。
孕镶PDC混合钻头以PDC切削齿作为主要工作元件，以金刚石孕镶齿作为次要工作元件，二者同轨布置在钻头刀翼上，形成混合切削结构[22]。在钻头工作初期，以刃部锋锐的PDC切削齿切削破岩，充分发挥PDC切削齿切削破岩效率高的优势；具有一定出露高差的金刚石孕镶齿可起到控制吃入深度的作用，可以避免PDC切削齿因瞬时吃入深度过大而受到较大的冲击载荷，造成冲击损坏。当PDC切削齿磨损到一定程度而难以吃入地层时，金刚石孕镶齿开始工作，磨削岩石，并提高PDC切削齿磨损后的破岩效率。因此，孕镶PDC混合钻头具有PDC钻头破岩效率高和孕镶金刚石钻头工作寿命长的双重优势(图4)。结合现场钻具使用情况，提出孕镶PDC混合钻头+高速螺杆钻具的提速方案。
图 4 孕镶PDC混合钻头结构及其破岩机理
Figure 4. Structure and rock-breaking mechanism of the impregnated PDC hybrid bit
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通过采取钻井液性能优化、井身结构优化、优选孕镶PDC混合钻头技术等方案，已完钻9口水平井(上乌尔禾组油藏水平井6口，佳木河组油藏水平井3口)。现场实践表明，上乌尔禾组泥岩段井眼质量得到大幅度提高，佳木河组漏失得到明显改善，钻完井周期显著缩短，取得了显著的经济效益。
优化后，上乌尔禾组油藏水平井钻完井周期较优化前缩短了58.99%。以玛湖凹陷金龙2井区的JLHW-1井(优化前)和JLHW-2井(优化后)为例进行对比(表2)。JLHW-1 井使用四开的井身结构，在上乌尔禾组钻进时使用密度为1.3~1.38 g/cm3的钾钙基钻井液，泥岩段扩径严重，最大扩径率高达 203.5%，对后期固井质量产生很大影响。而JLHW-2井使用三开井身结构，乌三段使用密度为1.43~ 1.45 g/cm3的聚胺有机盐钻井液，平均扩径率为 13.8%，最大扩径率仅为 19.6%，井眼质量得到明显改善。根据钻井时效统计，优化后的JLHW-2井固井时间较JLHW-1井减少 64.3%，没有发生井下复杂情况，钻完井周期缩短50.5%，优化效果显著，经济效益明显提高。
表 2 JLHW-1井、JLHW-2井完钻情况对比
Table 2. Drilling/completion comparison between Wells JLHW-1 and JLHW-2
井号 开次 套管鞋层位 乌三段(泥岩段) 全井段 钻井液体系 钻井液密度/
(g·cm−3)平均扩
径率/%最大扩
径率/%固井
时间/d复杂处理
时间/d钻完井
周期/dJLHW-1井 二开 白碱滩底部 钾钙基钻
井液1.17~1.29 57.0 2.3 157.5 三开 乌二/一段
(A点)1.30~1.38 四开 乌二/一段
(B点)1.30~1.32 45.2 203.5 JLHW-2井 二开 下克拉玛依组 聚胺有机盐钻井液 1.23~1.25 19.9 0.0 78.0 三开 乌二/一段
(造斜+水平段)1.43~1.45 13.8 19.6 佳木河组水平段钻进时根据安全密度窗口严格控制钻井液密度，并使用随钻堵漏剂和堵漏浆，漏失情况得到明显改善。优化前，6口佳木河组油藏水平井水平段使用密度1.33~1.35 g/cm3的钾钙基钻井液，共发生19次井漏，平均单井漏失量达267.9 m3，最大单井漏失量高达1 128 m3，产生非生产时间高达420.7 h。优化后，3口佳木河组油藏水平井水平段使用密度1.30~1.33 g/cm3的聚胺有机盐钻井液，仅发生5次井漏，平均单井漏失量15.2 m3，最大单井漏失量22 m3，产生非生产时间31.1 h(表3)，钻井液成本和非生产时间成本都显著降低。
表 3 佳木河组水平段漏失情况对比
Table 3. Lost circulations in horizontal section in Jimuhe Formation
阶段 井数 漏失井次 总漏失量/m3 处理井漏时间/h 优化前 6 19 1607.4 420.7 优化后 3 5 61.5 31.1 使用优化后的孕镶PDC混合钻头，玛湖凹陷金龙2井区佳木河组水平段机械钻速得到明显提高。以JLHW-3井(应用井)和JLHW-4井(对比井)为例进行效果对比，从表4可看出，JLHW-3井应用孕镶PDC混合钻头后，平均机械钻速提高至4.32 m/h，钻井周期缩短至125 d，比JLHW-4井机械钻速提高55.4%，钻井周期缩短31 d；JLHW-4井4 552~5 272 m应用PDC和牙轮钻头共6只，而JLHW-3井4530~5266 m井段仅使用1只孕镶PDC混合钻头，且应用出井后钻头结构完整，仅主切削齿出现轻微磨损。应用结果表明，孕镶PDC混合钻头在佳木河组水平段地层适用性高，提速效果明显。
表 4 孕镶PDC混合钻头提速方案应用效果对比
Table 4. Application results of ROP improvement plans based on the impregnated PDC hybrid bit
项目 JLHW-3井(应用井) JLHW-4井(对比井) 钻具组合 Ø152.4 mm孕镶PDC
混合钻头(E1388)+
Ø120 mm螺杆(1.25°)Ø152.4 mm牙轮钻头/
PDC钻头+
Ø120 mm螺杆(1.25°)钻压/kN 80 60~100 转速/
(r·min−1)50 30 井段/m 4 530~5 266 4 552~5 272 钻头数量 1只 PDC+牙轮共6只 机械钻速/
(m·h−1)4.32 2.78 钻井周期/d 125 156 -
(1)制约玛湖砾岩油藏安全、高效钻井的技术难点主要表现为：八道湾组—下克拉玛依组承压能力低，易漏失；上乌尔禾组井段泥岩段易坍塌；佳木河组层段可钻性差，且微裂缝发育，井漏频繁；钻速时效相对较慢，井身结构复杂，钻完井周期长。
(2)对易塌易漏地层，需综合考虑地层特性和垮塌、漏失机理，对防塌堵漏进行“多元协同”处理。
(3)孕镶PDC混合钻头在研磨性强地层的适用性较强，能明显降低钻头磨损，提高机械钻速，降低钻完井成本。
(4)通过对钻井液性能、井身结构进行优化和钻头优选后，井眼质量得到大幅度提高，漏失得到明显改善，固井时间和钻完井周期明显缩短，取得了显著的经济效益，对玛湖砾岩油藏的安全、高效开发具有很大的参考意义。
Difficulties and countermeasures for ROP improvement of horizontal drilling in the conglomerate oil reservoir of the Mahu sag: A case study of the Jinlong-2 well district
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摘要: 玛湖砾岩油藏上乌尔禾组井段地层非均质性强、井壁易坍塌；佳木河组层段可钻性差，且微裂缝发育导致井漏频繁；钻速时效相对较慢，井身结构复杂，钻完井周期长。针对上述技术难点，以玛湖凹陷金龙2井区为例，在地质岩性特征上综合考虑地层压力体系、钻井复杂情况、钻井成本等因素，提出了钻井液性能优化、井身结构优化、优选孕镶PDC混合钻头技术等方案。现场实践表明，金龙2井区上乌尔禾组泥岩段单井平均扩径率由45.2%降为13.8%，上乌尔禾组油藏水平井单井钻完井周期缩短50.5%；佳木河组水平段平均单井井漏次数减少73.7%，平均单井漏失量减少94.3%，佳木河组水平段机械钻速提高55.4%。研究成果为玛湖砾岩油藏水平井安全、高效完钻提供理论支撑，对玛湖500万t产能建设具有重要意义。Abstract: The drilling interval of the Upper Wuerhe Formation of the Mahu conglomerate oil reservoir has high heterogeneity and is prone to collapse. Moreover, the drilling interval of the Jimuhe Formation suffers from low drillability and frequent lost circulation caused by well-developed microfractures. The rate of penetration (ROP) is low, the casing program is complex, and the cycle of drilling and well completion is rather long. Given the above technical difficulties, with the Jinlong-2 well district in the Mahu sag as an example, the plans to optimize the drilling fluid performance and casing program and introduce impregnated PDC hybrid bits were proposed after comprehensive analysis of the geology, lithology, formation pressure system, drilling complexities, and drilling cost. The field application shows that, in the Upper Wuerhe Formation mudstone in the Jinlong-2 well district, the average reaming ratio of wells is reduced from 45.2% to 13.8%, and the drilling/completion period per well is shortened by 50.5%; in the Jiamuhe Formation, the average lost circulation count of wells in horizontal section is decreased by 73.7%, the average volume of lost circulation is reduced by 94.3%, and the ROP is improved by 55.4%. This research provides theoretical support for safe and efficient drilling/completion of horizontal wells in the Mahu conglomerate oil reservoir, and it is highly valuable for building the production capacity of 5 million tons in the Mahu area.
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图 1 部分井上乌尔禾组井段浸泡时间与扩径率关系
Figure 1. Soaking time vs. reaming ratio of some wells in Upper Wuerhe Formation
图 2 佳木河组水平段PDC钻头磨损情况
Figure 2. PDC bit wear in the horizontal section in Jiamuhe Formation
图 4 孕镶PDC混合钻头结构及其破岩机理
Figure 4. Structure and rock-breaking mechanism of the impregnated PDC hybrid bit
表 1 不同层位的安全密度窗口
Table 1. Mud windows for horizons
层位 孔隙压力/(g·cm−3) 坍塌压力/(g·cm−3) 漏失压力/(g·cm−3) 破裂压力/(g·cm−3) 安全密度窗口/(g·cm−3) 八道湾组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.36~1.60 1.65~1.73 1.14~1.35 白碱滩组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.36~1.60 1.65~1.73 1.17~1.38 上克拉玛依组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.36~1.60 1.65~1.73 1.20~1.36 下克拉玛依组 1.0~1.20 0.75~1.0 1.53~1.73 1.71~1.80 1.25~1.52 百口泉组 1.0~1.10 0.75~1.0 1.53~1.73 1.71~1.80 1.15~1.53 上乌尔禾组乌三段 1.05~1.36 1.15~1.36 1.52~1.70 1.78~1.89 1.36~1.52 乌尔禾组乌二段—乌一段 1.05~1.36 0.91~1.10 1.48~1.6 1.78~1.89 1.32~1.48 佳木河组 1.05~1.36 0.89~1.13 1.33~1.46 1.77~1.84 1.27~1.33 
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表 2 JLHW-1井、JLHW-2井完钻情况对比
Table 2. Drilling/completion comparison between Wells JLHW-1 and JLHW-2
井号 开次 套管鞋层位 乌三段(泥岩段) 全井段 钻井液体系 钻井液密度/
(g·cm−3)平均扩
径率/%最大扩
径率/%固井
时间/d复杂处理
时间/d钻完井
周期/dJLHW-1井 二开 白碱滩底部 钾钙基钻
井液1.17~1.29 57.0 2.3 157.5 三开 乌二/一段
(A点)1.30~1.38 四开 乌二/一段
(B点)1.30~1.32 45.2 203.5 JLHW-2井 二开 下克拉玛依组 聚胺有机盐钻井液 1.23~1.25 19.9 0.0 78.0 三开 乌二/一段
(造斜+水平段)1.43~1.45 13.8 19.6
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表 3 佳木河组水平段漏失情况对比
Table 3. Lost circulations in horizontal section in Jimuhe Formation
阶段 井数 漏失井次 总漏失量/m3 处理井漏时间/h 优化前 6 19 1607.4 420.7 优化后 3 5 61.5 31.1
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表 4 孕镶PDC混合钻头提速方案应用效果对比
Table 4. Application results of ROP improvement plans based on the impregnated PDC hybrid bit
项目 JLHW-3井(应用井) JLHW-4井(对比井) 钻具组合 Ø152.4 mm孕镶PDC
混合钻头(E1388)+
Ø120 mm螺杆(1.25°)Ø152.4 mm牙轮钻头/
PDC钻头+
Ø120 mm螺杆(1.25°)钻压/kN 80 60~100 转速/
(r·min−1)50 30 井段/m 4 530~5 266 4 552~5 272 钻头数量 1只 PDC+牙轮共6只 机械钻速/
(m·h−1)4.32 2.78 钻井周期/d 125 156
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