塔里木油田超深井鉆井設計及優化技術
——以亞洲最深井輪探1井為例

楊 沛 劉洪濤 李 寧 周 波 陳 龍 文 亮

（ 1 長江大學；2中國石油塔里木油田公司 ）

1 超深井鉆井難題

塔里木盆地臺盆區海相油氣系統油氣資源豐富，勘探前景廣闊[1-2]，但由于大部分儲層埋藏深度大于8000m，地層溫度高、壓力高，給鉆井工程帶來一系列難題，嚴重影響了勘探開發進程。以輪探1井為例，概述塔里木盆地臺盆區寒武系儲層的超深井鉆井難題。

（1）壓力窗口窄，井身結構設計難度大，安全鉆井風險高。

全井自上而下穿越第四系、新近系、古近系、白堊系、侏羅系、三疊系、石炭系、奧陶系、寒武系和震旦系，缺失二疊系、泥盆系、志留系，井身結構設計時需考慮以下壓力特殊位置:①鄰井在石炭系卡拉沙依組普遍見油氣顯示，存在溢流風險；②石炭系和蓬萊壩組頂底發育不整合面，地層承壓能力低，存在漏失風險；③奧陶系存在縫洞、發育油氣，易漏，同時區域內開發區井位多，易出現壓力虧空；④寒武系缺少實鉆數據，沙依里克組膏巖發育，易蠕變；⑤肖爾布拉克組存在縫洞、發育油氣，易漏；⑥寒武系存在火成巖侵入體，地層坍塌壓力高。

（2）深部地層硬度大、研磨性強，鉆井提速難度大。

蓬萊壩組硅質層和硅質結核發育普遍，輪深2井和塔深1井蓬萊壩組—下丘里塔格組發育硅質層，厚約430m，硅質層石英含量高（含量90%以上），導致地層可鉆性差，機械鉆速低，單只鉆頭進尺少。奧陶系鷹山組下部至寒武系以白云巖為主，區域奧陶系及以下地層白云巖、石灰巖平均日進尺為13m，平均單只鉆頭進尺為109.3m，平均機械鉆速為1.58m/h。

（3）超深井套管載荷大，套管服役工況復雜。

輪探1井寒武系井段進尺長（超2000m），地層可鉆性差，鉆進時間長（預測鉆井周期為60天），三開套管磨損風險高；超深井鉆井過程中井下工況惡劣，鉆具受力復雜易斷裂，鄰井輪深2井（完鉆井深為6920m）發生鉆具刺漏和斷鉆鋌各1次，塔深1井（完鉆井深為8408m）發生斷鉆鋌和斷鉆桿事故各1次。

2 超深井井身結構設計技術

2.1 地層三壓力剖面預測

地層孔隙壓力預測主要包括鉆前預測、隨鉆監測和鉆后評價[3]。鉆前預測主要是利用地震層速度資料，根據層速度與孔隙壓力的關系計算地層孔隙壓力，是目前最常用的地層孔隙壓力預測方法，其預測精度主要取決于地震資料的質量、對地質分層和巖性的了解程度以及計算模型的合理性。隨鉆監測主要通過錄井數據及井下隨鉆壓力監測計進行監測。鉆后評價主要依據電測資料進行地層孔隙壓力模型的校核和驗證，計算結果較為準確。

不同類型的地層有不同的坍塌壓力模型[4]。輪探1井在三疊系及石炭系泥巖重點考慮水基鉆井液條件下的坍塌壓力及坍塌周期的計算問題，采用力學和化學耦合的方法，通過室內實驗確定鉆井液和地層相關參數；蓬萊壩組及火成巖地層重點考慮裂縫及節理發育條件下的地層坍塌壓力計算問題，主要采用弱面模型，并通過室內實驗確定地層的摩擦系數及其他相關參數；膏云巖及膏巖地層由于石膏的存在，重點考慮水基作用條件下的坍塌壓力計算問題。

地層的漏失壓力是地層發生漏失時的壓力[5-6]，與區域構造特征、斷裂帶發育情況、地層巖性、地層孔隙壓力、地層孔隙度及裂縫發育情況關系較大。在高孔隙度或微裂縫發育地層，地層的漏失壓力與孔隙壓力接近，接近的程度取決于地層滲透率的大小，滲透率越高，漏失壓力越接近孔隙壓力；漏失壓力隨孔隙壓力的升高而增大，隨孔隙壓力的降低而降低。在天然裂縫發育地層，漏失壓力接近地層的重新張開壓力，漏失壓力取決于裂縫垂向的正應力大小。在巖石完整性較好的地層，地層的漏失壓力等于地層的破裂壓力，取決于地層3個主應力的大小及巖石的抗張強度。

根據三壓力剖面計算方法，結合塔里木盆地地質特點，以地震資料及地層構造解釋基本模型為起點，通過關鍵井基礎數據預處理，綜合利用地質、地震、測井、鉆井、錄井及相關室內實驗數據建立區域地質力學模型，同時結合已鉆井數據對模型的有效性進行驗證和調整，具體研究思路見圖1。

圖1 鉆前三壓力預測及地質力學三維數據體建立路線圖Fig.1 Roadmap of prediction of three pressure parameters and build-up of 3D geomechanical data volume pre-drilling

2.2 井身結構設計

目前，行業內主要有兩種井身結構設計方法，即自下而上的井身結構設計方法和自上而下的井身結構設計方法[7-9]。對于超深井的井身結構設計，鉆探的核心目標是滿足地質設計要求，提高超深井鉆井的成功率。必須具備足夠的套管層次儲備，井身結構設計應留有余地，以便遇到復雜層位時及時封隔，繼續鉆進，因此要求每一層套管都要最大限度地發揮作用，要求上部裸眼盡量長、上部大尺寸套管下入深度盡量深，以便在下部地層鉆進時有一定的套管層次儲備，在鉆到目的層時有足夠大的完鉆井眼，不至于小井眼完井。

自下而上的井身結構設計方法可以使每層套管下入深度最淺，套管費用最少，由于每層套管下入深度的合理性取決于對下部地層特性了解的準確程度，因此該方法主要應用于已探明地區的開發井的井身結構設計。對于超深探井，由于對下部地層了解不充分，難以應用這種方法合理地確定每層套管的下入深度。

自上而下的設計方法是根據裸眼井段安全鉆進必須滿足的壓力平衡約束條件，在已確定表層套管下入深度的基礎上，從表層套管鞋處開始向下逐層設計每一層技術套管的下入深度，直至到達目的層位。套管下入深度根據上部已鉆地層的資料確定，不受下部地層的影響，有利于井身結構的動態設計。每層套管下入深度越深，越有利于實現鉆探目的、順利鉆達目的層位。

通過采用自上而下和自下而上相結合的設計方法，給出不同類型井套管合理下深區間，開發了適應不同類型必封點和不同地質目的的井身結構系列，同時完成了鉆機、套管等裝備的配套[10]。

基于地層三壓力剖面分析認為，輪探1井具有3個必封點:地表疏松地層；石炭系底部（石炭系頂部不整合面承壓能力高，卡拉沙依組地層壓力較高，下部鷹山組地層承壓能力相對較低，因此石炭系底部需單獨封隔）；下丘里塔格組底部（蓬萊壩組頂、底發育不整合面，地層承壓能力較低，下部阿瓦塔格組發育膏泥巖，具有一定塑性，需要高密度抑制，因此需要單獨封隔）。由于深部地層認識不清，預測輪探1井寒武系阿瓦塔格組、沙依里克組不發育鹽層，但不排除鉆遇鹽層的可能，若四開鉆進過程中鉆遇鹽層或鉆遇其他復雜地況，可將四開井身結構轉為備用五開井身結構（圖2）。

圖2 輪探1井推薦井身結構與備用井身結構Fig.2 Comparison of recommended and alternative well structures of Well Luntan 1

2.3 管柱強度校核

套管強度設計必須根據油田具體條件和套管強度設計理論，解決好以下幾個問題:①套管強度計算；②套管柱有效外載計算；③設計系數取值范圍確定；④套管強度設計方法選擇。其中，套管強度設計核心是有效外載的確定。

套管強度設計方法很多，目前各個油田基本上都是按照安全系數法設計套管[11]，但針對井身結構優化原則，本文選擇三軸應力強度，以便更好地符合鉆井實際工況以及挖掘井身結構優化的潛力。

三軸應力強度法與一般安全系數法的設計程序基本相似，但使用的套管強度不是美國石油學會（API）強度，而是三軸應力強度。三軸應力強度法設計步驟為:先按抗擠強度自下而上進行設計，同時進行抗拉強度和抗內壓強度校核；當設計到抗拉強度或抗內壓強度不滿足要求時，改為按抗拉強度或抗內壓強度設計，并進行抗擠強度校核，如此一直設計到井口為止。

目前，國內通用的SY/T 5724—2008套管強度校核標準考慮鉆完井工況較少[12]，由于套管的井下服役實際情況反映不準確，導致套管損壞事故頻發。通過細化實際鉆井工況，針對不同地質特征和鉆井情況，梳理出46種鉆井工況，真實反映鉆井過程中的套管受力，并將其應用在套管柱的強度校核上[13]。

結合實際情況可知，輪探1井具有以下特殊性:（1）鄰井檢測到H2S氣體，預測輪探1井可能含有H2S氣體，應做好防硫工作。（2）二開Φ343.7mm套管下深達5510m，套管擠毀風險大。依據鉆井過程中可能遇到的工程作業情況，利用WELLCAT軟件進行套管強度校核，各開次套管基本能夠滿足強度要求；二開Φ343.7mm套管，需確保套管掏空度不超過臨界值20%（液面不低于1100m），以免套管擠毀，校核結果見圖3。

圖3 輪探1井二開套管校核Fig.3 Stress check of second spud casing in Well Luntan 1

在鉆具強度校核方面，輪探1井井眼深度達8500m，對鉆具強度要求高，采用行業標準進行校核，四開Φ177.8mm套管安全送入需要保證Φ127mm全新鉆桿1502m。

鉆具強度校核前提:（1）抗拉余量為500kN；（2）四開鉆井液密度為1.3g/cm3，五開鉆井液密度為1.25g/cm3。校核結果見表1。

3 超深井巖石可鉆性評價及鉆頭優選技術

3.1 巖石可鉆性評價方法

通過調研國外關于巖石可鉆性評價研究發現，巖石可鉆性評價方法主要包括:（1）通過微鉆頭等相似手段模擬來評價巖石的可鉆性；（2）采用巖石的硬度、強度等測試方法，間接反映巖石的可鉆性[14]；（3）基于測錄井數據建立巖石可鉆性計算模型[15-17]，通過多元回歸分析得到巖石可鉆性與多個地層特征參數的關系。

中國石油鉆井行業普遍采用微鉆法[14]來評定巖石可鉆性，隨著勘探目標向更深更復雜的地層進軍，該方法表現出同實際情況不相符的一面，如超深井地層可鉆性指數普遍超過10，而行業標準中只能評價可鉆性指數小于或等于10的地層，因此對于超深井地層微鉆法并不適用。

巖屑硬度法是利用鉆井過程中隨鉆井液返回地面的地層巖屑，在井口取樣后，測定巖屑的硬度，間接確定地層的可鉆性及其他力學性質，并能夠在鉆井現場指導鉆頭的選型。研究結果表明，采用巖屑微硬度法測定的巖石可鉆性，與井底取樣的大試樣巖心測定的結果很接近，但由于巖屑尺寸較小，巖屑硬度法可鉆性測試結果偶然性較大。

由于巖石的聲波時差與巖石的密度、泊松比和彈性模量等力學參數密切相關，值的大小反映巖石的強度、硬度等特征，巖石的可鉆性與巖石的這些力學參數密切相關。巖石聲波時差法利用單因素數理統計，建立聲波時差與地層巖石可鉆性之間的關系，進而獲得地層巖石的力學參數，由于埋藏深度、泥質含量和礦物成分等因素的影響，阻礙了聲波時差法的應用。

總結以上方法的優缺點，結合輪探1井的主要可鉆性評價難題，通過巖石力學破碎實驗，尋找破壞過程中的主控因素及破壞特征，形成基于地層巖石破巖特征的巖石可鉆性評價方法[18]，評價流程見圖4。

圖4 巖石可鉆性評價流程圖Fig.4 Flow chart of rock drillability evaluation

3.2 輪探1井可鉆性評價及鉆頭優選技術

3.2.1 奧陶系蓬萊壩組

基于礦物組分分析和巖石強度分析（圖5）可知，輪探1井奧陶系蓬萊壩組燧石主要成分為石英，巖石的研磨性強；巖石單軸抗壓強度高（200MPa）、楊氏模量高，在加壓過程中巖石變形小，呈現明顯的脆性；白云巖單軸抗壓強度較大（110MPa左右），加壓過程中裂縫形成較快，有明顯的脆性特征。

圖5 蓬萊壩組巖石力學測試結果Fig.5 Rock mechanical test results of the Penglaiba Formation

蓬萊壩組白云巖地層巖石強度較大，PDC鉆頭不易壓入地層，無法形成有效剪切破巖，巖石脆性較大，因此宜采用沖擊破巖方式破巖；對于含燧石結核的地層，由于地層非均質性強，對鉆頭沖擊性大，鉆頭優選應重點強化鉆頭的抗沖擊性。

蓬萊壩組燧石條帶發育地層非均質性強，要求鉆頭抗沖擊性強，可采用錐形齒、斧形齒等抗沖擊性強的非平面齒，7刀翼或8刀翼，力平衡設計，高密度布齒，長保徑，以鉆頭抗沖擊性為主要設計方向，以提高行程鉆速為主要目標。

3.2.2 下丘里塔格組及阿瓦塔格組

下丘里塔格組上部強度大、含硅質，下部強度低，強度變化大；上部地層強調鉆頭的抗沖擊性和研磨性（含硅質），鉆頭設計同蓬萊壩組，內錐可適當加深，提高研磨性；下部地層強調鉆頭的攻擊性，建議鉆頭采用5刀翼，長保徑設計。

阿瓦塔格組及以下地層巖石強度變化大，非均質性強，適合PDC鉆頭以剪切形式破巖，該地層需提高鉆頭在軟硬交錯地層的適用性，建議鉆頭采用5刀翼，長保徑設計。

4 超深井鉆井參數優化設計技術

鉆井參數可以分為兩大類:一類是固定參數，或稱不可調參數。主要指地層參數，包括巖石可鉆性、巖石成分、地層壓力等，此類參數均為地層本身的特性，無法改變。另一類可變參數主要指鉆井過程中的機械參數和水力參數，機械參數指轉速、鉆壓等；水力參數主要指泵壓、噴嘴尺寸以及鉆井液的性能和流變參數（密度、黏度等），由于鉆井泵屬于鉆井配套設備，鉆頭噴嘴屬于鉆頭廠商提供方案中的不可變動項，因此水力參數優化主要指鉆井液的排量參數優化。

4.1 機械參數優化

鉆井作業過程中由于井筒空間的限制，作業條件特殊常使鉆柱發生振動。鉆柱在井筒中的運動狀態是鉆井液、鉆柱本體、井壁、井底鉆頭等因素相互作用的結果。在地面設備的驅動下，鉆柱處于內、外均有流動鉆井液的環境中進行鉆進作業。因此，在整個鉆柱振動系統中存在由鉆井液、井壁及井底等所引起的阻尼力和干擾力，以及鉆柱的慣性力、變形引起的彈性力。綜合以上影響因素，鉆柱會產生軸向振動、橫向振動、扭轉振動以及三者相互耦合形成的耦合振動。

國內外主要通過有限元的方法，建立鉆柱軸向、扭轉和水平振動力學模型，并編制相應的計算機仿真軟件進行計算，借助仿真軟件計算結果可以對鉆頭處的阻力扭矩、鉆壓、轉速的動態變化情況進行預測[19-23]。

通過采用鉆具動力學分析軟件進行鉆具的振動分析，找出最優的鉆具防止振動施工參數區間。結合輪探1井的實際鉆探情況，以及各項鉆井參數，得到隨深度變化的鉆具防止振動施工參數區間（圖6）。

圖6 輪探1井最優轉速分析Fig.6 Analysis of optimal rotary speed in Well Luntan 1

4.2 水力參數優化

在水力參數優化方面，國內外研究主要集中在水力輔助破巖的排量優選和壓力窗口范圍內的ECD（循環當量密度）排量優化[21]。輪探1井淺部地層以水力輔助破巖為主，深部地層為水力攜巖為主，在以上兩個基本原則的基礎上，結合鉆井液安全密度窗口，優化鉆井液ECD參數，保證安全鉆井。

4.2.1 基于水力輔助破巖的排量優化

水力輔助破巖主要對兩個指標進行優化，一個是鉆頭壓降，一個是鉆頭水功率。鉆頭壓降就是指鉆井液流過鉆頭噴嘴以后鉆井液壓力的降低值。依據流體力學原理，可以得到鉆頭的壓降公式為

式中 pb——鉆頭壓降，MPa；

Ao——鉆頭所有噴嘴的流通面積，cm2；

Q——鉆井液排量，L/s；

ρ——鉆井液密度，g/cm3；

C——噴嘴流量系數。

鉆頭水功率是指鉆井液流過鉆頭時所消耗的水力功率，大部分轉變成射流水功率，小部分則用于克服噴嘴阻力而作功。鉆頭比水功率（JIF/A）是指鉆頭端面在單位井底投影面積上所消耗的水力功率，是用來衡量水力能量利用水平的參數。根據流體力學原理，鉆頭比水功率的計算公式為

式中HPb——鉆頭比水功率，kW/cm2；

Ab——鉆頭端面在井底平面上的投影面積，cm2。

綜合考慮射流沖擊力（HSI）和鉆頭比水功率的影響，得到輪探1井各開次鉆井液最優排量（圖7）:二開鉆井液最優排量為60L/s，三開鉆井液最優排量為48L/s，四開鉆井液最優排量為36L/s。

圖7 基于水力輔助破巖的排量優化Fig.7 Optimization of pump rate based on bit characteristics of hydraulic auxiliary rock breaking

4.2.2壓力窗口范圍內的ECD排量優選

鉆井液循環當量密度（ECD）可以定義為鉆井液當量靜態密度(ESD)與鉆井液流動造成的環空壓降之和。ECD主要受鉆井液密度、環空摩阻和環空巖屑濃度3方面因素的影響。鉆井過程中ECD值應介于孔隙壓力和破裂壓力之間。

利用WELLPLAN軟件模擬三開、四開不同黏度下井底ECD情況（圖8），結果表明:三開鉆進循環壓耗附加值為0.017～0.025g/cm3；四開鉆進循環壓耗附加值為0.059～0.076g/cm3，可以滿足安全鉆井的需要。

圖8 井底鉆井液循環當量密度分布情況Fig.8 Downhole ECD distribution

5 現場應用情況

5.1 井身結構

輪探1井實鉆采用的井身結構同設計井身結構的主要差別在于地層下深不同，主體井身結構同設計井身結構相同。由于該井為風險探井，地層認識不清，導致實際地層下深同設計存在一定出入，見圖9。

圖9 輪探1井設計井身結構與實鉆井身結構對比Fig.9 Comparison of designed and actual well structure of Well Luntan 1

5.2 提速應用效果

在輪探1井高含燧石及硅質的白云巖井段，針對性選用江鉆“獅虎獸”混合鉆頭，配合雙擺提速工具，利用牙輪預破碎地層產生裂紋，通過雙擺鉆具降低振動，減少切削齒吃入不均易誘發黏滑而帶來鉆頭沖擊損傷。優化后平均單只鉆頭進尺為128.4m、機械鉆速為1.6m/h，較同尺寸類似含燧石白云巖井段（塔深1井、楚探1井、玉龍6井）單只鉆頭進尺提高146%，機械鉆速提高57.4%；在燧石及硅質含量少的白云巖井段，選用史密斯X616斧型齒PDC鉆頭，兼顧攻擊性及抗沖擊性，配合雙擺工具提速。優化后平均單只鉆頭進尺為322m、機械鉆速為1.6m/h，較同尺寸類似白云巖井段單只鉆頭進尺提高204%、機械鉆速提高45.5%，具體結果見圖10。

圖10 不同鉆頭提速效果對比Fig.10 Comparison of ROP with different types of drilling bit

輪探1井在中寒武統沙依里克組、下寒武統吾松格爾組、玉爾吐斯組與震旦系奇格布拉克組見良好油氣顯示，共發現氣測異常65.0m/29層。根據酸化壓裂效果分析，輪探1井出油層位為吾松格爾組，吾松格爾組生產層段測井溫度為162℃，根據關井壓力估算地層壓力為90.8MPa，為正常溫壓系統。

輪探1井一共創造6項亞洲工程紀錄:（1）取心深度為8649.5m，創亞洲陸上最深取心紀錄；（2）測井井深為8877m，創亞洲陸上最深測井紀錄；（3）Φ177.8mm套管下深為8860m，創亞洲陸上Φ177.8mm套管最深下深紀錄；（4）射孔井深為8750m，創亞洲陸上最深射孔紀錄；（5）完井管柱下深為8744.42m，創亞洲陸上完井管柱最深下深紀錄；（6）機械分層改造深度為8253.69m，創亞洲陸上機械分層改造最深紀錄。

6 結論與建議

（1）通過技術攻關，塔里木油田形成了適用于超深井的系列井身結構，同時針對井身結構配套完善相關鉆井工藝技術，形成了超8000m超深井鉆探技術并進行了推廣應用，在該技術的基礎上通過持續配套完善鉆井技術，目前已經具備9000m的鉆探能力，完成了克深9等一批超8000m超深油氣藏的開發，完成了輪探1井8882m亞洲最深井的鉆探。

（2）目前的井身結構設計技術在壓力系統不復雜地區可以保障9000m超深井的鉆探，但對于多條斷層和多套鹽層同時發育的地區應對不足，急需開展相關鉆井工藝及鉆井裝備配套技術研究。

（3）超深井條件下的超高溫超高壓小井眼測量、小井眼導向等關鍵技術目前尚未突破，是制約超深井有效勘探開發的關鍵瓶頸技術，以上技術的有效突破對于超深油氣藏的勘探開發具有重要意義。