引用本文
张云, 高亮, 田增霞, 宋玺权, 刘现川, 赵岩. 唐山马头营干热岩M-2井钻井工艺[J].中国地质调查, 2023,10(1): 118-124.
ZHANG Yun, GAO Liang, TIAN Zengxia, SONG Xiquan, LIU Xianchuan, ZHAO Yan. Drilling technology of Well M-2 in Matouying dry hot rock of Tangshan[J].Geological Survey of China, 2023,10(1): 118-124.  
doi: 10.19388/j.zgdzdc.2023.01.13
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唐山马头营干热岩M-2井钻井工艺
张云, 高亮, 田增霞, 宋玺权, 刘现川, 赵岩
河北省煤田地质局第二地质队(河北省干热岩研究中心),河北 邢台 054001
通信作者简介: 高亮(1984—),男,高级工程师,主要从事矿产资源勘查、研究评价及钻探技术管理工作。Email: 112857313@qq.com。

第一作者简介: 张云(1986—),男,工程师,主要从事大口径钻探施工技术与生产管理工作。Email: 654548440@qq.com。

收稿日期: 2022-02-22
基金资助: 河北省科学技术厅“河北省唐山市马头营凸起区干热岩开发关键技术集成研究与示范(编号: 20374102D)”项目资助
摘要

M-2井为马头营干热岩开采试验井组的采出井,为解决M-2井在钻进过程中新生界地层坍塌、钻头泥包、太古界花岗岩地层钻进效率低、溢流、掉块以及高温钻井液等施工难点,进行了钻井关键技术研究。通过增加钻井液比重、降低滤失量、提高黏度,维护了新生界井壁稳定性; 采用双泵大排量、转盘高转速旋转,解决了钻遇新近系钻头泥包问题。在井深3 880 m处,通过提高泥浆比重,并加入随钻堵漏剂,有效遏制了溢流、大消耗和掉块; 通过改进耐高温钻井液,提高了泥浆的流变性,降低了摩阻和转盘扭矩,保障了M-2井的顺利完井。通过更改钻具组合,采用大螺杆、大钻压、大排量、粗径钻具,使M-2井在太古界变质花岗岩地层中平均钻速达到2.46 m/h,比M-1井同地层纯钻速提高了69.7%,降低了钻探成本。旋锤机配合金刚石复合片(polycrystaline diamond compucts,PDC)钻头提速实验,证明了该方法可有效提高钻进效率,但变质花岗岩地层较硬、研磨性强,PDC片易崩坏,钻头性能仍有待改进。相比而言,采用ϕ203 mm螺杆+牙轮钻头钻进整体效益更高,可作为后续施工中的优选方案。

关键词: 干热岩; M-2井; 钻井工艺; 大直径螺杆复合钻进
中图分类号:TE242 文献标志码:A 文章编号:2095-8706(2023)01-0118-07
Drilling technology of Well M-2 in Matouying dry hot rock of Tangshan
ZHANG Yun, GAO Liang, TIAN Zengxia, SONG Xiquan, LIU Xianchuan, ZHAO Yan
No.2 Geological Team, Hebei Coal Geology Bureau (Hebei Dry Hot Rock Research Center), Hebei Xingtai 054001, China
Abstract

Well M-2 is a production well of Matouying dry hot rock mining test well group, and the key techniques during drilling were studied to solve the problems of Cenozoic Formation collapse, bit balling, low drilling efficiency of Archaean granite formation, overflow, block falling and high temperature drilling fluid. The wellbore stability of Cenozoic Formation was maintained by increasing the specific gravity of drilling fluid, reducing fluid loss, and increasing viscosity. The problem of bit balling in Neogene Formation was solved by using double pumps with large displacement and high rotary speed. The overflow, large consumption and block loss were effectively prevented in the well depth of 3 880 m, through the increasement of mud gravity and the addition of plugging agent. By ameliorating the high-temperature resistant drilling fluid, the rheology property of sludge was improved and the friction and rotary torque were reduced, which guaranteed the success of Well M-2 completion. The average drilling speed of Well M-2 in Archaean metamorphic granite formation reached 2.46 m/h, which was 69.7% higher than that of Well M-1 in the same formation, and the drilling cost was reduced by changing the drilling assembly and using drilling tools with large screw, large drilling weight, large displacement and coarse diameter. This method can effectively improve the drilling efficiency by the rotary hammer and PDC bit speed increase experiment. However, the metamorphic granite formation is hard and abrasive, PDC pieces would easily collapse, hence the bit performance still needs to be improved. The overall benefit of assemblage of ϕ203 mm screw and roller cone bit was higher, which can be used as the optimal scheme in subsequent construction.

Keyword: hot dry rock; Well M-2; drilling technology; large diameter screw combination drilling
0 引言

干热岩是地热能中最具开发潜力的一种可再生清洁能源, 具有稳定、高效、安全、运行成本低和绿色无污染等特点[1, 2, 3, 4]。目前, 国内对干热岩的勘查开发利用, 尚处于起步和探索阶段。近年来, 国家及地方政府出台了一系列支持地热、干热岩勘查开发的政策, 这将有力促进干热岩的开发利用[3, 5, 6, 7, 8, 9]。大力开发利用地热资源对于调整能源供应结构、 缓解能源供应压力、 保障能源供应安全以及促进地区经济发展具有重要作用[10]。为改善河北省能源结构, 服务“ 碳达峰、碳中和” 目标, 河北省煤田地质局一直致力于清洁能源的勘查开发工作, 并于2020年, 在唐山马头营M-1井探获了温度超过150 ℃的干热岩体, 实现了我国中东部地区干热岩重大勘查突破, 省政府领导对此给予了“ 加快推进本区干热岩勘查、开发工作” 的重要批示。为进一步加快干热岩的开发利用, 按井距200 m布置并施工了M-2井, 构建了“ 一注一采” 干热岩开采试验井组。本文依托M-2井, 开展钻井工艺研究, 旨在解决该井在钻进过程中新生界地层坍塌、钻头泥包、太古界花岗岩地层钻进效率低、溢流、掉块以及高温钻井液等施工难点, 总结旋垂机+金刚石复合片(polycrystaline diamond compucts, PDC)钻头在变质花岗岩地层中的应用效果, 对同地层区域实施干热岩井具有一定的借鉴和指导意义。

1 M-2井概况
1.1 地质概况

M-2井位于马头营凸起区, 构造位置在南堡凹陷和石臼坨凹陷北侧, 北邻乐亭凹陷(图1)。凸起的平面形态呈牛轭形, 走向NEE, 总面积约 540 km2。中生代时期, 该基岩块体开始抬升。古近纪时期曾接受沉积, 处在南堡凹陷— 石臼坨凹陷北缘。东营组末期再次隆升, 依次剥去古近系东营组(Ed)和沙河街组(Es)、中生界(Mz)、寒武系-奥陶系(Є -O)和太古界(Ar), 使太古界变质岩大面积裸露。上覆地层为新近系, 仅在翼部存有古近系和中生界, 新近系底深1 200~4 400 m。控制凸起的边界断层为柏各庄、马北、红房子等断层(图1), 是构造发育的同生断层, 最大落差达 6 000 m, 具有良好的热源通道条件。

图1 研究区构造位置示意图Fig.1 Schematic diagram of tectonic setting

M-2井自下而上揭露地层为太古界白庙组(Arb)、新近系馆陶组(N1g)和明化镇组(N2m)以及第四系(Q), 地层岩性特征的情况如表1所示。

表1 M-2井地层划分及岩性特征 Tab.1 Stratigraphic division and lithologic characteristics of Well M-2
1.2 M-2井钻探施工概况

1.2.1 设备选型

M-2井设计深度为4 500 m。根据本井地质任务及设备提升能力, 结合前期M-1井施工经验和M-2井井深结构数据, 得出钻杆重量和套管重量等指标(表2)。选用宝鸡石油装备有限公司生产的ZJ40钻机, 此钻机可满足施工需要, ZJ40钻机配套设备型号及性能参数见表3。

表2 M-2井钻杆重量和套管重量指标 Tab.2 Drill pipe weight and casing weight of Well M-2
表3 主要钻探设备及性能参数 Tab.3 Main drilling equipment and performance parameters

1.2.2 井身结构

M-2井一开使用ϕ 660.4 mm钻头扩孔钻进至502 m, 0~501.58 m下入ϕ 508 mm套管隔离上部松散层; 二开使用ϕ 444.5 mm钻头钻进至1 420.06 m, 392.14~1417 m下入ϕ 339.7 mm 石油套管, 采用XG-Y型20“ × 1 383” 液压尾管悬挂器悬挂; 三开使用ϕ 241.3 mm 钻头钻进至4 500.82 m, 0~4 500.82 m 下入ϕ 177.8 mm套管, 其中为便于后期压裂, 4 186.50 m以深套管设计为滤水管。M-2井井身结构如图2所示。

图2 M-2井井身结构Fig.2 Depth structure of Well M-2

2 钻井施工工艺

本井施工工艺流程见图3。

图3 施工工艺流程图Fig.3 Flow chart of construction process

(1)一开井段。钻具组合: ϕ 444.5 mm牙轮钻头+ϕ 241 mm钻铤2立柱+ϕ 203 mm钻铤2立柱+ϕ 178 mm钻铤1立柱+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆。

扩孔钻具组合: ϕ 660.4 mm牙轮钻头+ϕ 241 mm钻铤2立柱+ϕ 203 mm钻铤2立柱+ϕ 178 mm钻铤1立柱+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆。

钻进参数: 转速40~60 r/min, 钻压20~80 kN, 排量2 200~3 500 L/min, 泵压0~5 MPa。

钻井液性能: 黏度40~50 s, 比重1.1~1.18 g/cm3, API失水量10~15 ml/30 min, pH值8~9, 泥皮厚度< 1 mm, 含沙量< 1%。

一开下入501.58 m护壁管(壁厚11.13 mm, 钢级J55), 防止上部松散地层坍塌的同时, 预留了足够的泵室段, 便于井组后期下泵循环试验。本阶段采用插入式固井, 固井过程中采用双泵大量替浆, 尽量实现紊流顶替, 将水泥顶替至井口, 保证了固井质量。

(2)二开井段。钻具组合: ϕ 444.5 mm牙轮钻头+ϕ 241 mm钻铤2立柱+ϕ 203 mm钻铤2立柱+ϕ 178 mm钻铤1立柱+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆。

钻进参数: 转速60~100 r/min, 钻压50~80 kN, 排量2 200~3 500 L/min, 泵压5~10 MPa。

钻井液性能: 黏度35~50 s, 比重1.1~1.15 g/cm3, API失水量10~12 ml/30 min, pH值8~9, 泥皮厚度< 1 mm, 含沙量< 1%。

二开完钻原则是钻穿馆陶组。该井段地层岩性以泥岩、粉砂岩、细砂岩为主, 钻进时采用大泵量、小钻压吊打钻进工艺[11]。二开完钻后下入1 024 m 石油套管(壁厚10.92 mm, 钢级J55), 固井采用油井G级水泥。

(3)三开井段。钻具组合(方案一): ϕ 241.3 mm牙轮钻头+ϕ 203 mm螺杆+ϕ 203 mm钻铤4立柱+ϕ 178 mm钻铤1立柱+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆。

钻具组合(方案二): ϕ 241.3 mm牙轮钻头+ϕ 197 mm螺杆+ϕ 178 mm钻铤3立柱+ϕ 165 mm钻铤2立柱+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆。

钻进参数: 转速20~40 r/min, 钻压165~175 kN, 排量1 700~2 200 L/min, 泵压9~16 MPa。

钻井液性能: 黏度40~50 s, 比重1.12~1.18 g/cm3, API失水量8~10 ml/30 min, pH值8~9, 泥皮厚度< 1 mm, 含沙量< 0.5%。

三开井段1 420~4 200 m钻具组合中下部采用ϕ 203 mm大直径钻铤钻具钻进, 提高了钻进效率; 4 200~4 500 m采用小径钻铤组合, 钻进负荷较小, 钻进时转盘扭矩较小, 有效降低了摩阻。完钻后, 下4 500 m石油套管(壁厚11.51 mm, 钢级P110), 考虑后期M-1井与M-2井压裂连通, 便于下部储层改造, 底部308 m下入滤水管。使用G级油井水泥对1 250~4 186 m进行固井, 固井方式采用生产套管双级固井。

3 M-2井施工的关键技术
3.1 一开井壁的稳定方法

一开井径大, 裸眼段长, 岩屑上返困难, 且上部第四系亚砂土、亚黏土易坍塌。开钻前, 在井口埋入2 m护壁管(ϕ 800 mm), 防止井口坍塌。

双泵钻进有效地解决了岩屑上返问题。采用低固相、钾基不分散聚合物泥浆, 提钻时及时向井内回灌泥浆, 保证井内一直处于满浆状态, 同时保证振动筛和除沙除泥一体机100%运转, 离心机40~80%运转, 将钻井液中的固相含量降低, 这些工艺较好地维护了井壁的稳定。

钻井液基浆配方为清水+5%膨润土+0.5%纯碱+0.5%羧甲基纤维素钠, 补充胶液配方为清水+0.5%聚丙烯酸钾+1%腐植酸钾。钻井液黏度为40~42 s, 比重为1.15 g/cm3, 滤失量控制在15 ml/30 min以内。

3.2 钻头泥包的处理办法

二开井钻遇新近系地层岩性主要为泥岩, 造浆严重, 并出现钻头泥包和井径缩径现象。

为抑制泥岩造浆, 钻井液补充的胶液采用钾基不分散聚合物, 并将钻井液黏度控制在38s内, 保证振动筛和除砂除泥一体机100%运行, 离心机50%运行, 将钻井液中的有害固相降低。针对钻头泥包问题, 停钻并将转盘转速提高到100~120 r/min, 快速下放串动钻具, 同时增大泥浆泵的排量, 利用钻头的离心力和钻井液的高速冲刷力将泥包物去除。钻进过程中, 每钻完一单根, 划眼2次, 每进尺300~400 m, 短起下钻一次, 将井壁上的虚厚泥皮和岩屑及时清除, 保证井眼规则, 可有效抑制井径缩径。

3.3 耐高温钻井液

高温岩体地热井对所用的钻井液要求更高, 耐高温钻井液除要能保持井眼的稳定性和有效携带岩屑外, 还必须具有良好的抗高温性能[1, 3, 8, 12, 13, 14, 15, 16, 17]。

M-2井3 000 m以深温度逐步大于120 ℃, 为保障钻井液性能, 本井在钻井液中加入高温保护剂。钻井液配方为3%钠膨润土+0.3%Na2CO3+0.1%NaOH+0.2%GHFV-Ⅰ +1%GHFA+0.4%PAC+0.2%PHP+0.5%高温保护剂, 滤失量控制在8 ml/30 min以内。3 500 m以深, 上下钻具摩阻增大, 转盘扭矩增加, 通过向钻井液中加入润滑剂, 可改变泥浆的流变性, 从而降低摩阻和转盘扭矩。

井深3 880 m处, 出现溢流、掉块现象, 岩屑携带困难。溢流后, 钻井液比重降低到1.07 g/cm3, 钻井液消耗量增加至6~8 m3/h。针对这一问题, 将钻井液黏度提高至50~55 s, 比重提高至1.17 g/cm3, 同时加入随钻堵漏剂和高黏防塌剂, 这样钻井液的消耗量可逐步降低至正常消耗(1~2 m3/h)。

3.4 大直径螺杆复合钻进技术

M-2井钻遇的变质花岗岩成分主要为钾长石、斜长石、石英、角闪石, 硬度可参照花岗岩硬度。以往研究表明, 干热岩储层(片麻岩或花岗岩)单轴抗压强度可达到200 MPa以上[18, 19]。该井1 345~4 500m为太古界变质花岗岩, 地层厚度大、硬度大、研磨性高、可钻性差, 导致机械钻速低, 钻探成本上升[20]。

M-1井钻遇该套地层时, 钻压110~120 kN, 排量1 300~1 800 L/min, 钻具组合为ϕ 241.3 mm牙轮钻头+ϕ 172 mm螺杆(选用5级、5∶ 6头, 最大工作钻压为170 kN)+ϕ 178 mm钻铤4立柱+ϕ 165 mm钻铤1立柱+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆, 整体选用的钻井参数和钻具组合较保守。基于M-1井施工经验, 考虑较大钻压可以更好地冲击破碎变质花岗岩, 从而提高钻进效率, 故M-2井采用大螺杆、大钻压、大排量、粗径钻具, 钻压165~175 kN, 排量1 500~2 200 L/min, 钻具组合为ϕ 241.3 mm牙轮钻头+ϕ 203 mm螺杆(选用5级、5: 6头, 最大工作钻压为250 kN)+ϕ 203 mm 钻铤4立柱+ϕ 178 mm钻铤1立柱+ϕ 127 mm加重钻杆+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆。该工艺使M-2井在太古界变质花岗岩地层平均钻速达到2.46 m/h, 相比M-1井纯钻速提高了69.7%, 证明了大直径螺杆复合钻进技术在本区的可行性。

此外, 当钻头直径一定时, 钻铤直径越大, 环形间隙越小, 越容易钻直[21]。M-2井选择的钻压(158 kN)略大于ϕ 203 mm钻铤的二次弯曲点, 钻进至终孔井斜1.2° , 最大井斜处不超过5° , 满足设计要求。

3.5 旋垂机的应用

旋锤机主要由螺杆钻具和冲击发生机构总成两部分组成。螺杆钻具通过上方的转子驱动冲击发生机构总成输出轴同步旋转, 控制钻井液过流面积的周期性变化, 从而产生轴向冲击力, 以实现钻头高速旋转条件下的旋转冲击钻井, 达到提高钻井速度的目的。本井在井深3 013 m~3 124 m变质花岗岩地层进行旋锤机提速实验, 钻具组合为ϕ 241.3 mmPDC钻头+ϕ 185 mm旋垂机+ϕ 178 mm 钻铤4立柱+ϕ 127 mm钻杆+133 mm方钻杆, 钻压控制在30~80 kN之间, 起始钻效3~4 m/h。钻进至3 073 m后, 钻效逐渐降低至牙轮钻头的钻进水平。钻进至3 120 m后, 钻速下降至1.7 m/h。钻进至3 124 m时提钻, PDC钻头磨损严重并出现崩片掉片现象, 钻头直径约ϕ 234 mm, 因孔径变小, 下入牙轮钻头扫孔58 m。对比ϕ 185 mm 旋垂机+PDC钻头和ϕ 203 mm螺杆+牙轮钻头发现, 一个PDC钻头可进尺111 m, 而牙轮钻头可进尺250~300 m, 使用寿命比PDC钻头长82 h, 整体效益更高。

4 结论

(1)通过增加钻井液比重、降低滤失量、提高黏度, 维护了新生界井壁稳定; 采用双泵大排量、转盘高转速旋转, 解决了钻遇新近系地层钻头泥包问题。

(2)在井深3 880 m处, 提高泥浆比重, 并加入随钻堵漏剂, 可有效遏制溢流、大消耗和掉块; 通过改进耐高温钻井液, 提高了泥浆的流变性, 降低了摩阻和转盘扭矩, 保障了M-2井的顺利完井。

(3)采用大螺杆、大钻压、大排量、粗径钻具, M-2 井在太古界变质花岗岩地层中平均钻速可达2.46 m/h, 比M-1井同地层纯钻速提高了69.7%, 有效提高了钻进效率, 降低了M-2井的钻探成本。

(4)旋锤机配合PDC钻头提速实验, 证明了该方法可以有效提高钻进效率, 但变质花岗岩地层较硬、研磨性强, PDC片易崩坏, 且PDC钻头保径性能差, 钻头性能仍有待改进。相比而言, 采用ϕ 203 mm 螺杆+牙轮钻头钻进整体效益更高, 可作为后续施工中的优选方案。

(责任编辑: 刘丹)

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