于洋 李雙貴 高德利 李光喬

1.中國(guó)石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；2.中國(guó)石化縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3.中國(guó)石油大學(xué)(北京)

順北油氣田位于塔里木盆地順托果勒低隆，目的層埋藏垂深7 400～8 600 m，儲(chǔ)層溫度160～180℃。早期該區(qū)域水平井采用六級(jí)井身結(jié)構(gòu)，通過建立地層三壓力剖面和確定必封點(diǎn)，優(yōu)化為四級(jí)井身結(jié)構(gòu)，含輝綠巖侵入體區(qū)域的水平井完鉆井眼為?120.65 mm，采用MWD測(cè)量?jī)x器抗溫175℃，剖面設(shè)計(jì)先低后高的雙增剖面，超深小井眼水平井存在造斜段定向效率低，儀器故障率高，摩阻扭矩大，水平位移延伸難等問題［1］。順北5-5H井是部署在主干斷裂帶上的一口評(píng)價(jià)水平井，鉆探目的為評(píng)價(jià)主干斷裂儲(chǔ)層發(fā)育特征和含油氣性，施工中面臨二疊系火成巖井漏、志留系惡性漏失等復(fù)雜，且超深?120.65 mm小井眼水平井摩阻扭矩大、循環(huán)溫度高、小井眼軌跡控制和位移延伸難度大。通過應(yīng)用專封井身結(jié)構(gòu)、二疊系防漏技術(shù)、井眼軌道優(yōu)化技術(shù)、優(yōu)選抗高溫工具、降摩減阻技術(shù)、位移延伸能力評(píng)估和小井眼軌跡控制技術(shù)，順利完成水平井鉆井施工，完鉆深度8 520 m。

1 超深水平井鉆井難點(diǎn)

(1)二疊系火成巖發(fā)育(400～600 m)，以英安巖與凝灰?guī)r為主，英安地層易井漏，鉆井漏失比率60%以上，漏失鉆井液400 m3以上。

(2)志留系地層斷裂帶附近縫網(wǎng)發(fā)育，存在大量張開和閉合裂縫，易發(fā)生惡性井漏，漏失率87.5%，漏失量近13 000 m3。

(3)受側(cè)鉆靶點(diǎn)垂距限制，設(shè)計(jì)先低后高的短半徑水平井(造斜率15(°)/30 m+25(°)/30 m)，造斜段使用高角度螺桿，無法實(shí)施復(fù)合鉆進(jìn)，造斜段起下鉆次數(shù)多、效率低。

(4)地層溫度160～180℃，定向段井眼尺寸小，循環(huán)降溫能力差，井下循環(huán)溫度160℃，對(duì)?120.65 mm小井眼隨鉆測(cè)量?jī)x器要求高。

(5)井眼尺寸小，施工排量受限，井眼清潔度低，鉆具柔性大，摩阻扭矩大，導(dǎo)致小井眼水平井軌跡控制和位移延伸難度大。

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

為實(shí)現(xiàn)地質(zhì)目的，考慮地層特點(diǎn)設(shè)計(jì)四級(jí)井身結(jié)構(gòu)［2-5］，備用一開次處理復(fù)雜。一開?339.7 mm套管封固淺表地層，建立井口；二開?244.5 mm套管封固二疊系易漏地層，為下步快速鉆井創(chuàng)造條件；三開?177.8 mm套管封固一間房組以上地層，為降低密度專打儲(chǔ)層創(chuàng)造條件，同時(shí)備用一開次，處理志留系可能出現(xiàn)的惡性井漏，具體井身結(jié)構(gòu)方案見表1。本井實(shí)鉆過程在志留系鉆遇惡性井漏(發(fā)生22次井漏，漏失鉆井液1 522 m3)，從而轉(zhuǎn)為備用方案，采用五級(jí)結(jié)構(gòu)，三開套管提前下入封固志留系惡性漏失層，下深6 852 m；四開采用定向隨鉆擴(kuò)孔鉆頭，將井眼尺寸由149.2 mm擴(kuò)至165.1 mm，下入?139.7 mm套管；五開采用?120.65 mm鉆頭揭開儲(chǔ)層。

3 二疊系防漏技術(shù)

二疊系英安巖、凝灰?guī)r互層厚，裂縫發(fā)育，井漏問題突出［6-8］，由常規(guī)“堵漏為主”轉(zhuǎn)變?yōu)椤耙苑罏橹鳎蓝陆Y(jié)合”的技術(shù)思路，鉆井液采用“隨鉆封堵、性能優(yōu)化、工程措施、打封閉漿”4項(xiàng)舉措。

表1井身結(jié)構(gòu)方案Table 1 Casing program

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，復(fù)配2%超細(xì)碳酸鈣+1%竹纖維+0.5%單封+2%陽離子瀝青作為隨鉆封堵配方，提前封堵微裂縫，強(qiáng)化井壁穩(wěn)定。調(diào)節(jié)鉆井液流變性能，密度1.23～1.25 g/cm3，塑性黏度15～20 mPa·s，動(dòng)切力4～6 Pa，控制較低的井下ECD。施工采用低排量30～33 L/s，控制起下鉆速度，分段頂通循環(huán)，盡可能避免起下鉆過程中在二疊系開泵、定點(diǎn)循環(huán)、反復(fù)劃眼破壞井壁。起鉆時(shí)打入10%～15%封閉漿，配方：1%聚合物凝膠+3%竹纖維+2%瀝青+2%單封+2%SQD-98(細(xì))+1%CXD，防止井漏和保護(hù)成果。

4 超深?120.65 mm小井眼定向鉆井技術(shù)

4.1 井眼軌道優(yōu)化

順北超深小井眼水平井垂距短、造斜率大、定向趟數(shù)多，為降低軌跡控制難度和提高鉆井效率，采用“高+低”復(fù)合造斜率軌道設(shè)計(jì)(見圖1)。高造斜率根據(jù)鉆完井管柱允許通過的能力確定，段長(zhǎng)要盡量滿足一趟鉆完成施工；低造斜率根據(jù)1.5°單彎螺桿在該區(qū)塊的造斜能力確定，滿足低造斜率段與水平段施工保持連續(xù)性，避免頻繁起鉆更換螺桿度數(shù)，縮短鉆井周期。

圖1復(fù)合造斜率軌道設(shè)計(jì)方法Fig.1 Design method for the trajectory with composite deflection rate

根據(jù)上述設(shè)計(jì)方法，優(yōu)化出29條“高+低”造斜率軌道(見圖2)，高造斜率范圍24～30(°)/30 m，低造斜率范圍10～15(°)/30 m。順北5-5H井高斜率設(shè)計(jì)26(°)/30 m，低造斜率設(shè)計(jì)12(°)/30 m。

4.2 抗高溫小井眼隨鉆測(cè)量工具優(yōu)選

圖2不同造斜率剖面垂直投影圖Fig.2 Vertical projection of different deflection rate profiles

儲(chǔ)層溫度高，完鉆井眼尺寸小(?120.65 mm)，小井眼鉆具震動(dòng)大，對(duì)抗溫能力和穩(wěn)定性要求高，前期應(yīng)用國(guó)外多家公司儀器，故障頻發(fā)，抗溫和抗震性能無法滿足施工要求。與中石化休斯頓研發(fā)中心合作開發(fā)了TEL高溫MWD，該儀器采用正脈沖傳播方式，工作溫度185℃，工作壓力170 MPa，采用下座鍵安裝方式，抗30～1 000 Hz和500g隨機(jī)震動(dòng)，在順北5-5H井累計(jì)入井590 h，累計(jì)工作232 h，未發(fā)生儀器故障。

4.3 井眼軌跡控制技術(shù)

4.3.1 定向PDC鉆頭優(yōu)化

?120.65 mm井眼僅有單牙輪鉆頭，易發(fā)生掉牙輪事故。通過與廠家合作，配套優(yōu)化KMD1062定向PDC鉆頭［9］，采用中長(zhǎng)拋物線冠部，增強(qiáng)鉆頭穩(wěn)定性；切削齒采用小后傾角設(shè)計(jì)，提高鉆頭側(cè)向切力；采用超短一體式技術(shù)，縮減鉆頭到螺桿彎點(diǎn)距離，提高定向造斜能力；采用力平衡設(shè)計(jì)，減少扭矩波動(dòng)，提高工具面穩(wěn)定性；采用限制吃入深度設(shè)計(jì)，減小鉆頭橫向震動(dòng)(圖3)。

圖3 KMD1062定向PDC鉆頭Fig.3 KMD 1062 directional PDC bit

4.3.2 降摩減阻技術(shù)

(1)優(yōu)化鉆井液性能。采用抗溫能力強(qiáng)的聚磺混油鉆井液體系，體系中混入5%～8%原油和0.03%～0.05%乳化劑，使原油充分乳化分散，并混入2%抗高溫聚合物類潤(rùn)滑劑，使濾餅黏滯系數(shù)小于0.05，同時(shí)合理使用固控設(shè)備，嚴(yán)格控制固相含量小于10%。

(2)優(yōu)化工藝措施。依據(jù)實(shí)鉆井眼軌跡數(shù)據(jù)，利用Landmark軟件分析造斜段、水平段鉆柱受力及屈曲狀態(tài)，通過調(diào)整鉆壓、轉(zhuǎn)速、排量等鉆井參數(shù)、鉆進(jìn)方式及技術(shù)措施［10-12］，避免鉆柱發(fā)生螺旋屈曲現(xiàn)象。增斜段鉆進(jìn)1根反復(fù)上下活動(dòng)鉆具，水平段鉆進(jìn)2～3 m反復(fù)上下活動(dòng)鉆具，保證鉆進(jìn)摩阻小于120 kN。

(3)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)摩阻扭矩。在摩阻扭矩預(yù)測(cè)基礎(chǔ)上［13-14］，鉆進(jìn)過程中連續(xù)記錄接立柱時(shí)上提鉆具、下放鉆具和旋轉(zhuǎn)提離井底時(shí)的大鉤荷載，同時(shí)記錄不同井深條件下復(fù)合鉆進(jìn)扭矩值和旋轉(zhuǎn)提離井底扭矩值，實(shí)現(xiàn)對(duì)摩阻扭矩變化的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)控制，上提摩阻監(jiān)測(cè)值與理論值對(duì)比見圖4。

圖4上提摩阻監(jiān)測(cè)圖Fig.4 Comparison between monitoring results of pulling out friction

4.3.3 鉆具組合及軌跡控制措施

(1)定向螺桿選擇。根據(jù)優(yōu)化的井眼軌道參數(shù)，采用Landmark軟件造斜能力預(yù)測(cè)模塊，并結(jié)合前期定向施工實(shí)際造斜能力(見表2)，高造斜率段優(yōu)選5LZ95×7.0-2.25°～2.75°單彎螺桿，低造斜段和水平段優(yōu)選5LZ95×7.0-1.5°單彎螺桿。

表 2?95 mm單彎螺桿理論與實(shí)際造斜率對(duì)比Table 2 Comparison between ?95 mm single-bent screw rod theory and actual deflection rate

(2)高造斜率段定向鉆具及軌跡控制技術(shù)措施。鉆具組合：?120.6 mm PDC+?95 mm 2.25～2.75°單 彎 螺 桿+?103 mm無 磁 鉆 鋌+?103 mm無 磁懸掛+?103 mm無磁鉆鋌+?88.9 mm加重鉆桿×45根+?88.9 mm鉆桿+?127 mm鉆桿。鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓10～20 kN，泵壓19～20 MPa，排量9～10 L/s。

采用?95 mm單彎螺桿實(shí)施裸眼側(cè)鉆，井斜小于5°使用磁性工具面，井斜大于5°使用重力工具面，采取小鉆壓控時(shí)鉆進(jìn)。側(cè)鉆過程中依據(jù)鉆進(jìn)情況適當(dāng)調(diào)整鉆壓，控制鉆時(shí)60～150 min，通過錄井巖屑分析側(cè)鉆情況，直到巖屑返出90%以上，控時(shí)鉆進(jìn)2單根，井斜增至4.2°，側(cè)鉆成功。前期盡量使用高角度彎螺桿，對(duì)準(zhǔn)設(shè)計(jì)方位全力增斜，通過調(diào)整鉆壓控制好工具面，使實(shí)鉆軌跡位于設(shè)計(jì)軌跡的上方，為后期軌跡調(diào)整留有空間。該段進(jìn)尺115.76 m，造斜率19～23°，井斜由0.8°增斜至54.04°，機(jī)械鉆速2.16 m/h。

(3)低造斜率和穩(wěn)斜段定向鉆具及軌跡控制技術(shù)措施。鉆具組合：?120.6 mm PDC+?95 mm 1.50°單彎螺桿+?103 mm無磁鉆鋌+?103 mm無磁懸掛+?103 mm無磁鉆鋌+?88.9 mm小接箍鉆桿(接箍外徑108 mm)+?88.9 mm加重鉆桿×45根+?88.9 mm鉆桿+?127 mm鉆桿。鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓20～30 kN，泵壓20～22 MPa，排量10～11 L/s。

選用1.5°單彎螺桿采用滑動(dòng)與復(fù)合交替方式鉆進(jìn)，導(dǎo)向控制實(shí)鉆軌跡貼近設(shè)計(jì)軌跡，復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)加密測(cè)點(diǎn)掌握增斜規(guī)律，輔以定向反扣控制井斜，避免水平段出現(xiàn)高角度落差。該段進(jìn)尺624.15 m，造斜率0.42～4.21(°)/30 m，井斜增至77.05°，機(jī)械鉆速3.45 m/h。

4.4 位移延伸能力評(píng)估

超深小井眼水平井位移延伸受多種因素的制約［15-19］，筆者首次建立基于儀器抗溫、機(jī)泵條件、鉆柱強(qiáng)度、摩阻扭矩等多因素約束的超深水平井安全鉆井評(píng)估方法(見圖5)，以單一因素作為評(píng)價(jià)指標(biāo)分析延伸能力，最后綜合各因素延伸指標(biāo)，為確保安全選取最小指標(biāo)作為目標(biāo)指標(biāo)，從而定量分析不同垂深下的小井眼水平井位移延伸能力，應(yīng)用此方法評(píng)估順北5-5H井水平位移可延伸至700 m(見表3)，指導(dǎo)了該井鉆井設(shè)計(jì)和現(xiàn)場(chǎng)施工。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

圖5超深水平井位移延伸能力評(píng)估Fig.5 Evaluation on the displacement extension capacity of ultradeep horizontal well

表3不同垂深下位移延伸能力評(píng)估Table 3 Evaluation on the displacement extension capacity at different vertical depths

順北5-5H井通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和應(yīng)用二疊系隨鉆防漏技術(shù)、超深?120.65 mm小井眼定向鉆井技術(shù)，解決了多套漏失地層共存和小井眼水平井軌跡控制及位移延伸難等難題，保障了該井順利完鉆，實(shí)鉆靶點(diǎn)半高1.97 m，半寬6.47 m，井眼軌跡符合率90%以上，該井創(chuàng)亞洲陸上?120.65 mm小井眼完鉆8 520 m最深記錄，定向870 m最長(zhǎng)記錄，井底水平位移645.16 m最大記錄，垂深8 032.84 m最深記錄，進(jìn)一步豐富完善了超深?120.65 mm小井眼水平井鉆井技術(shù)，為順北油氣田特深斷溶體油藏勘探開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

6 結(jié)論

(1)通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和二疊系隨鉆防漏等技術(shù)解決了順北二疊系漏失、志留系惡性井漏等難題，已在順北主干斷裂易漏區(qū)推廣應(yīng)用。

(2)采用“高+低”復(fù)合造斜率軌道設(shè)計(jì)，高造斜率段盡量一趟鉆完成，低造斜率段與水平段施工保持連續(xù)性，可縮短定向趟數(shù)，提高鉆井效率。

(3)通過優(yōu)化KMD1062定向鉆頭，配套TEL抗185℃MWD，制定降摩減阻技術(shù)措施，選擇合適彎度定向螺桿以及采取合理的軌跡控制措施，克服了順北井超深、溫度高和井眼小等苛刻條件，實(shí)現(xiàn)了對(duì)小井眼軌跡導(dǎo)向精確控制。

(4)首次建立基于儀器抗溫、機(jī)泵條件、鉆柱強(qiáng)度、摩阻扭矩等多因素約束的超深水平井安全鉆井評(píng)估方法，定量分析超深小井眼水平井位移延伸能力，可指導(dǎo)定向井水平井鉆設(shè)計(jì)和現(xiàn)場(chǎng)施工。