丁 紅， 王建毅， 李俊勝， 聶 濤， 張冬冬， 陳 剛

(中國(guó)石油西部鉆探工程有限公司定向井技術(shù)服務(wù)公司，新疆烏魯木齊 830026)

青西油田深井定向鉆井技術(shù)

丁 紅， 王建毅， 李俊勝， 聶 濤， 張冬冬， 陳 剛

(中國(guó)石油西部鉆探工程有限公司定向井技術(shù)服務(wù)公司，新疆烏魯木齊 830026)

針對(duì)青西油田深井定向鉆井過程中存在的直井段易井斜、定向造斜段鉆速低、井眼軌跡控制難度大等問題，開展了復(fù)雜深井井眼軌跡控制與提速技術(shù)研究。通過分析區(qū)域地質(zhì)特征、鉆井難點(diǎn)等，主要從斜井段井眼軌跡控制與鉆井提速等方面進(jìn)行技術(shù)研究并制訂了技術(shù)方案：在定向穩(wěn)斜段采用扭力沖擊器進(jìn)行了提速試驗(yàn)，優(yōu)選中低轉(zhuǎn)速大功率螺桿配合抗沖擊、抗研磨性強(qiáng)的螺旋5刀翼PDC鉆頭和高精度MWD無線隨鉆測(cè)量?jī)x器進(jìn)行井眼軌跡控制與提速。該技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4口井，在滿足井眼軌跡控制要求的情況下，斜井段平均機(jī)械鉆速比采用常規(guī)技術(shù)提高了74.65%；斜井段最短定向工期達(dá)到59.00 d，平均定向工期89.79 d，比采用常規(guī)技術(shù)縮短了45.88%。研究表明，高效PDC鉆頭、中低速大扭矩螺桿鉆具、MWD測(cè)量系統(tǒng)及扭力沖擊器的配套技術(shù)，在青西油田深井定向鉆井井眼軌跡控制與提速方面效果良好，值得在該地區(qū)推廣應(yīng)用。

深井 定向鉆井 井眼軌跡 機(jī)械鉆速 青西油田

青西油田是玉門油田的主要產(chǎn)油區(qū)之一。多年的鉆井實(shí)踐表明，該地區(qū)存在地層傾角大、輕壓吊打鉆速慢、深部地層可鉆性差等難題。特別是白堊系目的層，埋藏深(埋藏深度多在4 000 m以深)，地層致密、堅(jiān)硬，可鉆性差，加之中下溝組地層傾角變化大(部分井的地層傾角可達(dá)60°左右)，定向以及扭方位鉆進(jìn)托壓嚴(yán)重，造成井眼軌跡控制難度非常大，機(jī)械鉆速非常低。前期已鉆4口定向井的完鉆井深均在4 500 m以深，自造斜點(diǎn)至完鉆的斜井段長(zhǎng)度不到全井的30%，定向作業(yè)工期卻占了全井鉆井周期的50%以上。青西油田深井定向鉆井中存在的白堊系硬地層井眼軌跡控制與提速等難題，目前國(guó)內(nèi)沒有現(xiàn)成的、經(jīng)濟(jì)有效的相關(guān)鉆井技術(shù)可供采用，因此需要開展深井定向鉆井配套技術(shù)研究。為此，筆者從分析區(qū)域地質(zhì)特征和鉆井難點(diǎn)入手，主要從斜井段井眼軌跡控制與鉆井提速等方面進(jìn)行技術(shù)研究并制訂了技術(shù)方案。

1 深井定向鉆井技術(shù)難點(diǎn)

青西油田地處山前構(gòu)造帶，受祁連山北緣逆沖作用，在青西凹陷南部形成了一個(gè)大型的逆沖斷裂帶，由南向北依次為窟窿山構(gòu)造和柳溝莊構(gòu)造。區(qū)域內(nèi)斷層發(fā)育，裂縫縱橫交錯(cuò)，特征復(fù)雜?？吡较蛭飨蚰仙喜繛橥聘搀w地層，地層傾角大，巖石破碎，由于老地層擠壓破碎嚴(yán)重，巖性變化頻繁，地層不均質(zhì)性強(qiáng)，且每口井的巖性在橫向和縱向上的分布均不相同，給鉆井施工增加了難度。白堊系下統(tǒng)下溝組地層為青西油田的主要儲(chǔ)油層系，儲(chǔ)層巖石包括泥質(zhì)白云巖、礫巖、白云質(zhì)粉砂巖及含礫砂巖、白云質(zhì)泥巖等，巖性比較復(fù)雜，儲(chǔ)層埋藏深、壓實(shí)和成巖性好，致密，可鉆性差；3 800.00～6 000.00 m井段的地層壓力梯度為1.30～1.45 MPa/100m，甚至個(gè)別井的壓力梯度最高可達(dá)1.70 MPa/100m，且該地區(qū)在縱向上存在多套壓力系統(tǒng)，更增加了鉆井的施工風(fēng)險(xiǎn)。

具體而言，青西油田深井定向鉆井存在如下難點(diǎn)：

1) 上部地層易發(fā)生井斜。青西油田位于山前構(gòu)造帶，推覆體地層傾角達(dá)37°～75°，易發(fā)生井斜，不能有效控制井底位移和鉆壓，采用常規(guī)的輕壓吊打防斜打快技術(shù)效果較差。如：窿8井鉆至井深822.24 m時(shí)井斜角達(dá)到8.5°，不得不填井側(cè)鉆；窿6井，鉆至井深380.00 m時(shí)井斜角達(dá)到6.5°，采用吊打技術(shù)效果不理想，也只得填井側(cè)鉆。該油田深井定向井直井段的井身質(zhì)量差，易造成定向井段井眼軌跡復(fù)雜不平滑，導(dǎo)致定向作業(yè)中摩阻和扭矩增大，機(jī)械鉆速低，從而增大了鉆井過程中的井下施工風(fēng)險(xiǎn)。

2) 深部地層傾角變化大。青西油田油氣藏埋藏深，而深部地層傾角大，中下溝組地層傾角5°～30°，部分井的地層傾角達(dá)60°左右，且地層傾向在同一區(qū)域的變化較大，致使區(qū)域地層自然造斜規(guī)律難以掌握，定向及扭方位鉆進(jìn)托壓嚴(yán)重，井眼軌跡控制難度大。如青2-31H 井造斜段的最大設(shè)計(jì)造斜率為15°/30m，實(shí)鉆中上部使用2°單彎螺桿但其增斜率不夠，為確保中靶在下部使用了2.75°單彎螺桿，導(dǎo)致造斜段最大造斜率達(dá)到26.76°/30m，由于井眼狗腿度過大，套管根本無法居中，固井質(zhì)量很難保證，因此為確保套管一次順利下到底，該井先后采用3種鉆具組合進(jìn)行了通井?dāng)U劃眼，耗時(shí)7.56 d。

3) 深部高研磨性地層可鉆性差。白堊系中溝組、下溝組地層膠結(jié)致密，富含線狀黃鐵礦，裂縫發(fā)育，并且地層在上覆地層壓力作用下變得非常致密，不僅硬度和密度增加，機(jī)械性能也向塑脆性巖石或塑性巖石轉(zhuǎn)化，高圍壓下的巖石可鉆性變得很差。如白堊系下溝組上段地層，直井最低平均機(jī)械鉆速0.44 m/h，最高平均機(jī)械鉆速0.80 m/h，平均鉆速只有0.55 m/h；采用常規(guī)鉆井方式鉆造斜段平均鉆速也在0.70 m/h以下?？吡侥嫜谕聘矌聘采蟻淼闹玖粝导笆俊B系的老地層擠壓破碎嚴(yán)重，巖性很不均質(zhì)，使鉆頭選型受到很大限制，制約了機(jī)械鉆速的提高，導(dǎo)致鉆井周期較長(zhǎng)。

2 深井定向鉆井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

根據(jù)區(qū)域地質(zhì)情況和已鉆井實(shí)測(cè)壓力等資料，確定井身結(jié)構(gòu)：一開用φ374.6 mm鉆頭鉆至井深1 500.00 m，下入φ273.1 mm表層套管，封固牛胳套—胳塘溝組及上部地層；二開用φ241.3 mm鉆頭鉆至井深4 426.00 m，下入φ193.7 mm技術(shù)套管，封固白堊系下溝組K1g0油氣層以上井段，為三開液相近平衡或欠平衡鉆進(jìn)和保護(hù)、評(píng)價(jià)下步油氣層奠定良好的基礎(chǔ)， 若二開鉆達(dá)下溝組油氣層發(fā)生井漏但未到設(shè)計(jì)井深，可以考慮提前下入技術(shù)套管；三開用φ165.1 mm鉆頭鉆至完鉆井深，完鉆后采用φ127.0 mm尾管固井。

2.2 鉆具組合與鉆井參數(shù)設(shè)計(jì)

2.2.1 上部直井段的鉆具組合

采用“高效鉆頭+低速大扭矩螺桿鉆具+穩(wěn)定器”組合及測(cè)量系統(tǒng)，利用其復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)滿眼穩(wěn)斜和滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)特有的導(dǎo)向功能，實(shí)現(xiàn)對(duì)井斜的靈活控制。以牙輪鉆頭為主，嘗試應(yīng)用PDC鉆頭提速，優(yōu)選長(zhǎng)拋物線冠形、大刀翼、高抗沖擊力的PDC鉆頭，提高鉆頭破巖效率；配低速大扭矩螺桿鉆具，降低PDC鉆頭鉆夾層時(shí)的先期損壞程度，增加單只鉆頭進(jìn)尺，擴(kuò)大復(fù)合鉆井的使用井段。利用無線隨鉆或有線隨鉆實(shí)現(xiàn)井眼軌跡的有效監(jiān)測(cè)，確保井身質(zhì)量滿足設(shè)計(jì)要求。與推靠式自動(dòng)垂直鉆井技術(shù)相比[1]，上述防斜提速技術(shù)成本相對(duì)較低，更易于擴(kuò)大推廣應(yīng)用范圍，滿足下部定向井段的井眼軌跡控制要求。

2.2.2 定向井段的鉆具組合與鉆井參數(shù)

φ241.3 mm井眼主要采用彎螺桿鉆具的導(dǎo)向鉆具組合，選用中低速大功率螺桿鉆具配定向PDC

鉆頭，需要定向時(shí)采用滑動(dòng)鉆進(jìn)方式，不需要定向時(shí)采用旋轉(zhuǎn)復(fù)合鉆進(jìn)方式。φ165.1 mm井眼選用φ101.6 mm加重鉆桿提高小井眼井下鉆具的傳壓能力。盡量增大復(fù)合旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)比例，做到少定向、多復(fù)合鉆進(jìn)，提高定向鉆進(jìn)速度和井眼軌跡控制能力。另外，借鑒宋深9H井等深部難鉆地層試驗(yàn)應(yīng)用扭力沖擊器提速的成功經(jīng)驗(yàn)[2-5]，在青西油田定向井段進(jìn)行扭力沖擊器試驗(yàn)，給PDC鉆頭提供均勻穩(wěn)定、扭向上的高頻沖擊力，以減少鉆具黏滑振動(dòng)現(xiàn)象，延長(zhǎng)鉆頭及其他鉆具的使用壽命，提高鉆井速度?？紤]到扭力沖擊器未曾在該區(qū)域深井定向井段應(yīng)用，確定先在較大尺寸的φ241.3 mm定向井段進(jìn)行試驗(yàn)以積累經(jīng)驗(yàn)，然后再在φ165.1 mm穩(wěn)斜井段進(jìn)行試驗(yàn)。定向井段詳細(xì)的鉆具組合與鉆井參數(shù)設(shè)計(jì)結(jié)果見表1。

定向井段一般位于白堊系地層，其巖性堅(jiān)硬致密、研磨性強(qiáng)，選擇導(dǎo)向性和穩(wěn)定性良好的定向PDC鉆頭鉆進(jìn)[6]。中溝組至下溝組地層膠結(jié)致密，地層中礫巖較多，既要保證PDC鉆頭有效通過，又要提高機(jī)械鉆速，因此選擇中等尺寸復(fù)合片、抗沖擊能力強(qiáng)的螺旋5刀翼鋼體PDC鉆頭。下溝組地層巖磨性強(qiáng)，可鉆性差，選用φ13.0 mm復(fù)合片、超優(yōu)質(zhì)抗研磨性強(qiáng)的螺旋5刀翼胎體PDC鉆頭，以增強(qiáng)鉆頭對(duì)地層的適應(yīng)性；PDC鉆頭與大功率螺桿鉆具配合應(yīng)用，在深部定向井段進(jìn)行復(fù)合鉆井提速試驗(yàn)[7]。

2.3 鉆井液設(shè)計(jì)

山前構(gòu)造帶地應(yīng)力復(fù)雜，容易發(fā)生井壁失穩(wěn)，泥頁(yè)巖易水化剝落掉塊，這一方面要求有合適的鉆井液密度，另一方面要增大處理劑加量，降低API濾失量和高溫高壓濾失量，提高鉆井液的封堵造壁和抑制防塌能力[8]。而對(duì)于深井定向井段，特別要確保鉆井液的潤(rùn)滑防卡、抑制防塌能力，以利于提高鉆井速度，保護(hù)油氣層。采用防塌性、潤(rùn)滑性強(qiáng)的鉆井液進(jìn)行近平衡鉆井，具有較強(qiáng)的穩(wěn)定井壁的能力，可以很好地保護(hù)油氣層。具體的鉆井液設(shè)計(jì)結(jié)果見表2。

2.4 其他配套技術(shù)措施

在定向鉆井中，用加重鉆桿代替鉆鋌，可減小井下扭矩、疲勞損壞及壓差卡鉆的概率；加強(qiáng)短起下和劃眼，嚴(yán)格控制造斜率，確保井眼軌跡圓滑，可減小鉆柱的摩阻和扭矩。另外，山前構(gòu)造帶的井下情況比較復(fù)雜，鉆柱中帶上隨鉆震擊器可以及時(shí)處理遇阻、劃眼等井下復(fù)雜情況，使用頂驅(qū)可以有效減少?gòu)?fù)雜情況、提高時(shí)效。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

3.1 直井段提速與井身質(zhì)量效果

青西油田窿8井以南存在逆掩推覆體地層，地層傾角大，常規(guī)的鐘擺鉆具、滿眼鉆具等被動(dòng)防斜打快技術(shù)都不能很好地解決防斜與打快的問題[9]，通過在Q2-71井和Q2-72井易斜直井段應(yīng)用新型防斜提速技術(shù)，提高了控斜井段新技術(shù)應(yīng)用比例，使直井段鉆井速度有了明顯提高(見表3)。如Q2-71井直井段平均機(jī)械鉆速比采用常規(guī)技術(shù)的Q2-69井提高了32.66%，Q2-72井直井段平均機(jī)械鉆速比Q2-69井提高了19.53%；Q2-71井、Q2-72井直井段的井身質(zhì)量均符合要求，為下一步的定向鉆井施工創(chuàng)造了良好條件。

3.2 定向井段井眼軌跡控制與提速效果

3.2.1 扭力沖擊器在穩(wěn)斜段的提速試驗(yàn)

扭力沖擊器在Q2-69井和Q2-70井2口深井定向井中進(jìn)行了試驗(yàn)。Q2-69井在3 801.00～3 948.00 m井段進(jìn)行了扭力沖擊器試驗(yàn)，平均機(jī)械鉆速1.24 m/h，與同地層下部不帶螺桿的常規(guī)穩(wěn)斜鉆具組合相比提高了82.4%。由于實(shí)鉆地層原因，多次調(diào)整鉆具組合中穩(wěn)定器的位置進(jìn)行井眼軌跡控制[10]，穩(wěn)斜效果都不理想，井斜變化較大，井斜角由28.7°增至33.2°。Q2-70井在4 526.00～4 550.00 m井段進(jìn)行了扭力沖擊器試驗(yàn)，井斜角17.1°～17.8°，井斜角變化不大，方位增大，方位變化率為6.9°/30m。試驗(yàn)井段平均機(jī)械鉆速0.79 m/h，與同地層常規(guī)螺桿鉆具組合的鉆速相比提高49.05%。后期無論是使用螺桿鉆具組合還是扭力沖擊器常規(guī)鉆具組合，鉆進(jìn)時(shí)均沒有進(jìn)行定向，都是復(fù)合鉆進(jìn)，穩(wěn)斜和控制方位效果很好。Q2-69井和Q2-70井穩(wěn)斜段的提速試驗(yàn)結(jié)果見表4。

3.2.2 完成井總體效果

2014年，青西油田通過在定向井段應(yīng)用扭力沖擊器、定向PDC鉆頭等新工具、新技術(shù)，及對(duì)鉆井液性能進(jìn)行優(yōu)化完善，總體提高了定向鉆井速度。在青西油田完成的4口定向井：平均完鉆井深4 862.00 m，比2013年采用常規(guī)技術(shù)的鄰井增加136.00 m；斜井段平均長(zhǎng)度為1 309.00 m，比2013年采用常規(guī)技術(shù)的鄰井縮短3.00 m；自造斜點(diǎn)至斜井段完鉆平均機(jī)械鉆速1.24 m/h，比2013年采用常規(guī)技術(shù)的鄰井提高了74.65%；平均定向工期89.79 d，比2013年采用常規(guī)技術(shù)的鄰井縮短45.88%。其中，Q2-72井完鉆井深4 679.00 m，斜井段長(zhǎng)1 127.00 m，平均機(jī)械鉆速1.39 m/h，定向井段工期59 d，創(chuàng)青西油田井深超過4 500.00 m的定向井段機(jī)械鉆速最快、工期最短等多項(xiàng)紀(jì)錄。

4 結(jié)論及建議

1) 研究的新型防斜提速技術(shù)簡(jiǎn)便易行，可以確保深井水平井直井段的井身質(zhì)量，直井段井身質(zhì)量合格為斜井段順利施工奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

2) 采用中低速大功率螺桿鉆具配合PDC鉆頭進(jìn)行定向鉆進(jìn)，有利于青西油田深井定向井鉆井速度的提高。

3) 扭力沖擊器在定向井段應(yīng)用時(shí)，需要進(jìn)一步考慮選擇有利于井眼軌跡控制的鉆具組合以達(dá)到更好的效果。

4) 在進(jìn)行深井定向鉆井時(shí)，應(yīng)注重多項(xiàng)先進(jìn)成熟技術(shù)的集成應(yīng)用，以推動(dòng)深井定向鉆井技術(shù)水平的整體提升。

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[編輯 令文學(xué)]

Technology of Drilling Deep Directional Wells in Qingxi Oilfield

Ding Hong, Wang Jianyi, Li Junsheng, Nie Tao, Zhang Dongdong, Chen Gang

(DirectionalDrillingCompanyofCNPCXibuDrillingEngineeringCompanyLimited,Urumqi,Xinjiang, 830026,China)

Drilling deep directional wells in the Qingxi Oilfield have met a series of difficulties, such as well bore quality controlat vertical sections, low rate of penetration (ROP) at build section and well trajectory control, etc. In order to solve these problems, trajectory control and drilling rate improvement in deep complex section were studied. Through the analysis of regional geologic characteristics and drilling difficulties technical research and design were conducted to achieve trajectory control at inclined section and drilling rate improvement.An ROP improvement test was conducted with a torque impacter at the hold section, and the trajectory control and ROP test were adopted for mid-low speed and high-power PDM tools, combined withhigh impact and abrasion resistant five-blade PDC bits as well as high-accuracy MWD. This technique was applied in 4 directional wells and an average ROP at deviation sections increased by 74.65%. The results indicated that it met the requirement of trajectory control,while the shortest directional drilling duration was 59.00 days,directional drilling average time was 89.79 d. At the end, there was a reduction of 45.88% in the drilling time versus conventional ways. It was demonstrated that the combined technology of high-efficiency PDC bits, low-speed high-torque PDM tools, MWD and torque impacters had a better result in trajectory control and ROP improvement in deep directional drilling in Qingxi Oilfield. Based on the positive results, it is recommended that the new techniques be promoted and applied in this area.

deep well; directional drilling; wellbore trajectory; rate of penetration (ROP); Qingxi Oilfield

2015-02-10；改回日期：2015-08-12。

丁紅(1971—)，女，新疆石河子人，1997年畢業(yè)于西南石油學(xué)院油氣田應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，2008年獲長(zhǎng)江大學(xué)石油與天然氣工程專業(yè)工程碩士學(xué)位，高級(jí)工程師，主要從事鉆井工藝及技術(shù)方面的研究工作。

中國(guó)石油科技攻關(guān)項(xiàng)目專項(xiàng)課題“逆掩推覆帶優(yōu)快鉆完井技術(shù)研究”之專題“逆掩推覆帶復(fù)雜地層水平井鉆完井技術(shù)研究與應(yīng)用”(編號(hào)：2012E-3308)部分研究成果。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201506007

TE243

A

1001-0890(2015)06-0035-05

聯(lián)系方式：(0991)7890946，dinghzc_thyt@cnpc.com.cn。