順北5-5H超深?120.65 mm小井眼水平井鉆井技術

于洋 李雙貴 高德利 李光喬

1.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院；2.中國石化縫洞型油藏提高采收率重點實驗室；3.中國石油大學(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，儲層溫度160～180℃。早期該區域水平井采用六級井身結構，通過建立地層三壓力剖面和確定必封點，優化為四級井身結構，含輝綠巖侵入體區域的水平井完鉆井眼為?120.65 mm，采用MWD測量儀器抗溫175℃，剖面設計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價水平井，鉆探目的為評價主干斷裂儲層發育特征和含油氣性，施工中面臨二疊系火成巖井漏、志留系惡性漏失等復雜，且超深?120.65 mm小井眼水平井摩阻扭矩大、循環溫度高、小井眼軌跡控制和位移延伸難度大。通過應用專封井身結構、二疊系防漏技術、井眼軌道優化技術、優選抗高溫工具、降摩減阻技術、位移延伸能力評估和小井眼軌跡控制技術，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

(1)二疊系火成巖發育(400～600 m)，以英安巖與凝灰巖為主，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發育，存在大量張開和閉合裂縫，易發生惡性井漏，漏失率87.5%，漏失量近13 000 m3。

(3)受側鉆靶點垂距限制，設計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，無法實施復合鉆進，造斜段起下鉆次數多、效率低。

(4)地層溫度160～180℃，定向段井眼尺寸小，循環降溫能力差，井下循環溫度160℃，對?120.65 mm小井眼隨鉆測量儀器要求高。

(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，導致小井眼水平井軌跡控制和位移延伸難度大。

2 井身結構優化

為實現地質目的，考慮地層特點設計四級井身結構［2-5］，備用一開次處理復雜。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，為降低密度專打儲層創造條件，同時備用一開次，處理志留系可能出現的惡性井漏，具體井身結構方案見表1。本井實鉆過程在志留系鉆遇惡性井漏(發生22次井漏，漏失鉆井液1 522 m3)，從而轉為備用方案，采用五級結構，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孔鉆頭，將井眼尺寸由149.2 mm擴至165.1 mm，下入?139.7 mm套管；五開采用?120.65 mm鉆頭揭開儲層。

3 二疊系防漏技術

二疊系英安巖、凝灰巖互層厚，裂縫發育，井漏問題突出［6-8］，由常規“堵漏為主”轉變為“以防為主，防堵結合”的技術思路，鉆井液采用“隨鉆封堵、性能優化、工程措施、打封閉漿”4項舉措。

表1井身結構方案Table 1 Casing program

通過室內實驗，復配2%超細碳酸鈣+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，強化井壁穩定。調節鉆井液流變性能，密度1.23～1.25 g/cm3，塑性黏度15～20 mPa·s，動切力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，盡可能避免起下鉆過程中在二疊系開泵、定點循環、反復劃眼破壞井壁。起鉆時打入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)+1%CXD，防止井漏和保護成果。

4 超深?120.65 mm小井眼定向鉆井技術

4.1 井眼軌道優化

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

圖1復合造斜率軌道設計方法Fig.1 Design method for the trajectory with composite deflection rate

根據上述設計方法，優化出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井高斜率設計26(°)/30 m，低造斜率設計12(°)/30 m。

4.2 抗高溫小井眼隨鉆測量工具優選

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

儲層溫度高，完鉆井眼尺寸小(?120.65 mm)，小井眼鉆具震動大，對抗溫能力和穩定性要求高，前期應用國外多家公司儀器，故障頻發，抗溫和抗震性能無法滿足施工要求。與中石化休斯頓研發中心合作開發了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隨機震動，在順北5-5H井累計入井590 h，累計工作232 h，未發生儀器故障。

4.3 井眼軌跡控制技術

4.3.1 定向PDC鉆頭優化

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

(1)優化鉆井液性能。采用抗溫能力強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%抗高溫聚合物類潤滑劑，使濾餅黏滯系數小于0.05，同時合理使用固控設備，嚴格控制固相含量小于10%。

(2)優化工藝措施。依據實鉆井眼軌跡數據，利用Landmark軟件分析造斜段、水平段鉆柱受力及屈曲狀態，通過調整鉆壓、轉速、排量等鉆井參數、鉆進方式及技術措施［10-12］，避免鉆柱發生螺旋屈曲現象。增斜段鉆進1根反復上下活動鉆具，水平段鉆進2～3 m反復上下活動鉆具，保證鉆進摩阻小于120 kN。

(3)實時監測摩阻扭矩。在摩阻扭矩預測基礎上［13-14］，鉆進過程中連續記錄接立柱時上提鉆具、下放鉆具和旋轉提離井底時的大鉤荷載，同時記錄不同井深條件下復合鉆進扭矩值和旋轉提離井底扭矩值，實現對摩阻扭矩變化的實時監測控制，上提摩阻監測值與理論值對比見圖4。

圖4上提摩阻監測圖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。根據優化的井眼軌道參數，采用Landmark軟件造斜能力預測模塊，并結合前期定向施工實際造斜能力(見表2)，高造斜率段優選5LZ95×7.0-2.25°～2.75°單彎螺桿，低造斜段和水平段優選5LZ95×7.0-1.5°單彎螺桿。

表 2?95 mm單彎螺桿理論與實際造斜率對比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。鉆進參數：鉆壓10～20 kN，泵壓19～20 MPa，排量9～10 L/s。

采用?95 mm單彎螺桿實施裸眼側鉆，井斜小于5°使用磁性工具面，井斜大于5°使用重力工具面，采取小鉆壓控時鉆進。側鉆過程中依據鉆進情況適當調整鉆壓，控制鉆時60～150 min，通過錄井巖屑分析側鉆情況，直到巖屑返出90%以上，控時鉆進2單根，井斜增至4.2°，側鉆成功。前期盡量使用高角度彎螺桿，對準設計方位全力增斜，通過調整鉆壓控制好工具面，使實鉆軌跡位于設計軌跡的上方，為后期軌跡調整留有空間。該段進尺115.76 m，造斜率19～23°，井斜由0.8°增斜至54.04°，機械鉆速2.16 m/h。

(3)低造斜率和穩斜段定向鉆具及軌跡控制技術措施。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。鉆進參數：鉆壓20～30 kN，泵壓20～22 MPa，排量10～11 L/s。

選用1.5°單彎螺桿采用滑動與復合交替方式鉆進，導向控制實鉆軌跡貼近設計軌跡，復合鉆進時加密測點掌握增斜規律，輔以定向反扣控制井斜，避免水平段出現高角度落差。該段進尺624.15 m，造斜率0.42～4.21(°)/30 m，井斜增至77.05°，機械鉆速3.45 m/h。

4.4 位移延伸能力評估

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、機泵條件、鉆柱強度、摩阻扭矩等多因素約束的超深水平井安全鉆井評估方法(見圖5)，以單一因素作為評價指標分析延伸能力，最后綜合各因素延伸指標，為確保安全選取最小指標作為目標指標，從而定量分析不同垂深下的小井眼水平井位移延伸能力，應用此方法評估順北5-5H井水平位移可延伸至700 m(見表3)，指導了該井鉆井設計和現場施工。

5 現場應用

圖5超深水平井位移延伸能力評估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估Table 3 Evaluation on the displacement extension capacity at different vertical depths

順北5-5H井通過優化井身結構和應用二疊系隨鉆防漏技術、超深?120.65 mm小井眼定向鉆井技術，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，實鉆靶點半高1.97 m，半寬6.47 m，井眼軌跡符合率90%以上，該井創亞洲陸上?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，進一步豐富完善了超深?120.65 mm小井眼水平井鉆井技術，為順北油氣田特深斷溶體油藏勘探開發奠定了基礎。

6 結論

(1)通過優化井身結構和二疊系隨鉆防漏等技術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推廣應用。

(2)采用“高+低”復合造斜率軌道設計，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性，可縮短定向趟數，提高鉆井效率。

(3)通過優化KMD1062定向鉆頭，配套TEL抗185℃MWD，制定降摩減阻技術措施，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，實現了對小井眼軌跡導向精確控制。

(4)首次建立基于儀器抗溫、機泵條件、鉆柱強度、摩阻扭矩等多因素約束的超深水平井安全鉆井評估方法，定量分析超深小井眼水平井位移延伸能力，可指導定向井水平井鉆設計和現場施工。