自顺北1-1H井实现油气突破后，顺北油田成为中国石化西部资源战略接替的重要阵地。顺北油田位于塔里木盆地，油层埋藏深、复杂地层多，因为对复杂地层井漏、井壁失稳机理不明确，引发诸多工程技术难题，导致技术措施针对性较差，井下故障处理周期长，大大影响了油田高效勘探开发的顺利进行^[1]。由于区域地质认识不清，顺北1井将弱承压的泥盆系、志留系与高坍塌应力的桑塔木组辉绿岩侵入体同开次揭开，导致裸眼段上漏下塌，被迫采用备用方案对辉绿岩专打专封。顺北1-1H井二叠系地层裂缝发育特征认识不到位，漏失钻井液2 876.0 m³，进行了27次堵漏作业，耗时39.8 d^[2]。

笔者在进行地层压力剖面分析、井漏与井壁失稳机理研究的基础上，开展了钻井技术攻关研究，形成了以井身结构优化技术、防漏堵漏与井壁稳定技术、复杂地层安全钻进技术和超深小井眼定向技术为核心的顺北油田超深井优快钻井技术，并在5口井进行了现场试验，取得了较好的效果。

1 主要钻井难点 1.1 地质和工程必封点多，井身结构设计难度大

顺北油田储层埋深超过7 500.00 m，地质层序完整^[2]，复杂地层多，主要表现在：1)二叠系火成岩发育微裂缝，安全钻井密度窗口窄，顺北1井、顺北1-1H井的钻井施工结果显示，钻井液密度超过1.26 kg/L即发生漏失，低于1.22 kg/L则不能有效抑制火成岩掉块；2)志留系砂泥岩发育，地层承压能力低，顺北1井曾多次采取承压堵漏措施，但提高地层承压能力的效果不明显；3)桑塔木组辉绿岩侵入体坍塌应力高，岩屑密度大(实验室测定为3.05 kg/L)，需较高钻井液密度维持井壁稳定和井眼清洁，顺北1井钻井结果显示辉绿岩与泥盆系、志留系同开次揭开难度大。

顺北油田存在二叠系火成岩、志留系弱承压层、桑塔木组辉绿岩侵入体和目的层储层保护等多个地质和工程必封点，导致井身结构设计难度大，顺北1井实钻采用了六级井身结构。

1.2 复杂地层井漏、井壁失稳严重

二叠系火成岩易井漏、掉块，桑塔木组辉绿岩易掉块，是顺北油田超深井钻井保持井眼稳定的最大难题。

二叠系火成岩平均厚度超过400.00 m，岩性以硬脆性英安岩、凝灰岩为主，内部裂缝发育，极易漏失。邻区金跃和跃满地区平均单井漏失量分别为464.5和854.9 m³。顺北1-1H井处理恶性井漏耗时39.8 d，导致火成岩及邻近砂泥岩段在钻井液浸泡下发生剥蚀掉块。

桑塔木组辉绿岩侵入体硬脆性强，坍塌压力高，极易发生应力性垮塌掉块，且掉块硬度高、密度大，携带困难，对钻头磨损大。顺北1井辉绿岩掉块严重，井径扩大率达50.54%，钻进过程中扭矩波动大，MD517HX型牙轮钻头纯钻时间23.3 h，划眼耗时27.7 h，钻进辉绿岩29.00 m后钻头完全报废，轴承烧结、钻齿和保径齿全部磨平，外径由241.3 mm磨损为227.0 mm。

1.3 超深井小井眼定向配套技术难度大

顺北油田超深水平井靶点垂深超过7 500.00 m，井温达170 ℃，压力达100 MPa。考虑地层稳定，造斜点多在井深7 300.00 m左右，定向段垂距短、造斜率高。

目的层采用ϕ120.6 mm小井眼定向钻进，常规国产高温MWD仪器和ϕ95.0 mm螺杆钻具性能不稳定，工作寿命短；常规ϕ88.9 mm钻杆柔性强，易发生螺旋屈曲，且受超深井排量限制，岩屑易堆积，井眼轨迹控制难度大。

目前，国内尚无超深井ϕ120.6 mm小井眼定向钻进的先例，无现场钻井经验可供借鉴，增加了小井眼定向钻井技术配套的难度。

2 优快钻井技术研究

随着顺北油田步入开发阶段，油井原有六级井身结构的钻井周期长，费用高，推广应用的经济效益差；复杂地层井漏和井壁失稳，既影响了钻井安全，也限制了优快钻井的实施，急需研究相关技术措施。

2.1 井身结构优化

顺北油田原有六级井身结构为^[3]：一开，ϕ660.4 mm钻头×300.00 m，ϕ508.0 mm套管×300.00 m；二开，ϕ444.5 mm钻头×2 600.00 m，ϕ339.7 mm套管×2 598.00 m，为三开二叠系堵漏创造条件；三开, ϕ311.1 mm钻头×5 082.00 m，ϕ273.1 mm套管×5 081.00 m，封隔二叠系及以上地层；四开, ϕ241.3 mm钻头×6 895.00 m，ϕ193.7 mm尾管封隔辉绿岩侵入体以上地层；五开, ϕ165.1 mm钻头×7 271.00 m，ϕ142.8 mm尾管封隔辉绿岩至目的层顶部地层；六开, ϕ114.3 mm钻头×7 446.00 m，揭开目的层。该井身结构对二叠系、桑塔木组辉绿岩侵入体等复杂地层单独揭开，有利于保障井下安全，但套管层次多，钻井周期长、费用高，无法推广应用。

测井资料分析表明，该油田地层压力系统有以下特点：1)白垩系之上的孔隙压力当量密度小于1.19 kg/L，侏罗系至泥盆系小于1.25 kg/L，志留系至奥陶系恰尔巴克组小于1.20 kg/L，而目的层一间房组和鹰山组为1.08~1.16 kg/L；二叠系和志留系为地层薄弱点，坍塌压力当量密度分别为1.22~1.24和1.21~1.27 kg/L，而桑塔木组辉绿岩坍塌压力当量密度达1.83 kg/L；3)桑塔木组之上的泥岩地层破裂压力当量密度1.91~2.09 kg/L，桑塔木组之下泥岩破裂压力当量密度为1.98~2.03 kg/L(见图 1)。

从图 1可以看出，志留系和桑塔木组辉绿体侵入体不适宜同开次揭开；通过采取防漏堵漏技术强化井筒，二叠系与泥盆系、志留系存在同开次揭开的可行性；为避免“压死”缝洞型油藏，目的层一间房组、鹰山组不宜与上部桑塔木组同开次揭开^[4-5]。

计算表明，二叠系采用1.60 kg/L低密度水泥浆固井时井底压力当量密度最大1.80 kg/L，井深1 500.00 m处破裂压力当量密度1.78~1.83 kg/L，因此套管下深不能小于1 500.00 m，以防止固井时压漏套管鞋处地层。

为此，明确顺北油田井身结构优化设计时存在以下必封点和风险点：1)2个地质必封点，即目的层顶界和桑塔木组辉绿岩侵入体顶界；2)一个工程必封点，即表层套管下深不能低于1 500.00 m；3)一个施工风险点，即二叠系、石炭系和志留系地层同开次揭开。

优化后的四级井身结构为：一开, ϕ346.1 mm钻头×2 000.00 m，ϕ273.1 mm套管×1 999.00 m；二开, ϕ250.9 mm钻头×6 895.00 m，ϕ193.7 mm套管×6 893.00 m，封隔桑塔木组辉绿岩侵入体以上地层；三开, ϕ165.1 mm钻头×7 271.00 m，ϕ139.7 mm尾管封隔桑塔木组辉绿岩侵入体至目的层顶部地层；四开, ϕ120.6 mm钻头钻至设计井深，裸眼完井。

优化后井身结构减少了2层套管，缩短了中完周期；开眼直径由660.4 mm缩小至346.1 mm，减少套管使用量的同时有利于提高机械钻速；完井井眼直径由114.3 mm扩大至120.6 mm，有利于后续采油和改造作业。但二叠系至志留系地层同开次揭开，裸眼段长近5 000.00 m，工程风险大，需采取防漏堵漏技术和井壁稳定技术确保施工安全。

2.2 防漏堵漏与井壁稳定技术

采用优化后的井身结构，施工关键在于二开防止二叠系火成岩井漏、避免井壁失稳，三开抑制桑塔木组辉绿岩掉块、优化钻井液性能和确保井眼清洁。

2.2.1 井漏与井壁失稳机理分析

研究表明，二叠系火成岩中长石含量较高，脆性强，平均黏土含量16.17%，黏土以蒙脱石为主^[6]，矿物晶间微裂缝发育。钻井液滤液极易沿微裂缝侵入，与黏土矿物作用使水敏性蒙脱石吸水膨胀，产生水化应力引发掉块^[7]。成像测井显示，裂缝走向杂乱、连通性好，极易发生井漏，井漏后钻井液大量侵入岩石内部，导致火成岩井段大面积坍塌掉块。

桑塔木组辉绿岩内部破碎，不同尺度的裂缝共存，存在填充黏土的闭合缝，同时发育有层状、片状橄榄石和铁矿，显示出破碎、具有磁性和质地不均的特点。水化膨胀试验表明，辉绿岩水化膨胀效应不明显，其失稳的主要原因是岩石所承受的剪切力克服了其剪切强度和作用于剪切面上的摩阻力^[8]。

2.2.2 钻井液性能优化

依据二叠系火成岩井漏和井壁失稳机理，预防措施为：1)选择较低的钻井液密度，以减小液柱压力，避免沟通更多微裂缝引发井漏；2)强化钻井液封堵性能，封堵滤液进入岩石的裂缝通道；3)降低滤失量，形成更致密的滤饼^[9-10]。

桑塔木组辉绿岩需依靠较高密度钻井液维持其力学稳定，同时强化黏切性能，提高携岩效率，以便将掉块及时携带出井眼。顺北1井钻井实践表明，密度1.40 kg/L左右的钻井液可以有效携带井下岩屑，出井岩屑呈细、碎、圆滑状，表明岩屑在井下经过了反复挤压等二次破碎。若要完全携带出未经二次破碎的较大掉块，钻井液密度需提高至1.80 kg/L左右。

通过室内评价试验，优选了PLF-2包被抑制剂、SPNH降滤失剂、SMNA-1封堵防塌剂等主剂，优化形成了强抑制强封堵钻井液，其配方为：3.0%~4.0%膨润土+0.2%~0.4%NaOH+2.0%~4.0%SPNH+0.6%~1.0%CMC-LV+1.0%~2.0%SMJA+0.2%~0.4%PFL-2+ 4.0%~6.0%KCl+2.0%~4.0%QS-2+1.0%~3.0%PB-1+2.0%~4.0%SMNA-1+1.0%~2.0% SMJH-1+3.0%~5.0%纳米乳液。根据现场情况，可引入聚合物凝胶和竹纤维来改善“封堵墙”和堵漏浆中的“拉筋”作用，强化钻井液随钻防漏性能，加强对裂缝的封堵^[11-12]。

2.2.3 钻井液维护处理措施

为维护井壁稳定要求，确保既满足防塌的需要，又避免沟通内部裂缝, 钻进二叠系火成岩时钻井液密度选择为1.23~1.25 kg/L，并控制钻井液性能参数满足以下要求：API滤失量小于4 mL，高温高压滤失量不大于10 mL，漏斗黏度控制在45~55 s，塑性黏度控制在20~30 mPa·s，动切力控制在8~12 Pa，使钻井液动塑比控制在0.40~0.50。钻进过程中，按照2.0%SMJH-1+2.0%PB-1+3.0%SMNA-1的基础配方加足封堵防塌剂，对二叠系地层进行及时封堵^[13]。

钻进桑塔木组辉绿岩侵入体时，调整钻井液API滤失量小于3 mL，高温高压滤失量不大于10 mL；使用PFL-2调整高温钻井液流变性，将漏斗黏度、塑性黏度和动切力分别控制在60~70 s，30~40 mPa·s和10~15 Pa，动塑比控制在0.45~0.55；定期补充160~180 ℃高软化点沥青类防塌剂SMNA-2、PB-1和QS-2，增强钻井液封堵微裂缝的能力。

2.3 安全快速钻井配套技术

二叠系火成岩和桑塔木组辉绿岩侵入体等复杂地层以安全钻穿为主，砂泥岩地层以提高机械钻速、缩短钻井周期为主要目的。

2.3.1 二叠系火成岩

二叠系火成岩抗压强度55~110 MPa，泊松比0.30~0.40，内聚力7~9 MPa，内摩擦角30°~40°，杨氏模量20~45 GPa，可钻性级值3.2~7.1，优选五刀翼ϕ13.0 mm切削齿的PDC钻头。

为减少钻具扰动对井壁稳定的影响并配合随钻堵漏材料的应用，优选冲击器代替螺杆钻具提高机械钻速^[14]，并优化冲击器结构，采用中空设计，使得粒径小于1.5 cm的堵漏颗粒可以顺利通过，实现有效随钻堵漏。冲击器产生的轴向冲击与周向高频剪切在有效提高机械钻速的同时，还可解决PDC钻头的黏滑效应，为PDC钻头提供了平稳的工作环境。

在钻进至二叠系火成岩前，提前调整好钻井液性能，补充足量封堵剂；起钻前用堵漏浆封闭二叠系地层，控制起下钻速度和开泵速度，减轻井内压力激动；下钻时采取分段循环措施，防止开泵困难、憋漏地层。

2.3.2 桑塔木组辉绿岩侵入体

桑塔木组辉绿岩泊松比0.208~0.267，弹性模量29.3~37.9 GPa，抗压强度普遍高于300.0 MPa，最高达392.8 MPa，体现出硬脆性岩石、强度高而弹塑性差的力学特征。室内三轴力学参数测试表明其硬度范围为500~1 900 MPa，极高的硬度和内部含有的铁矿石成分对钻头造成了严重的损伤。为此，优选进口牙轮钻头，配镶硬质合金勺形齿或圆顶楔形齿，并强化金刚石保径和掌背扶正块，以增强钻头的抗磨损能力。

钻进桑塔木组辉绿岩侵入体前，将钻井液密度调整至设计值，充分发挥力学稳定井壁的作用；简化钻具组合，不使用井下动力钻具；每钻进一定进尺后，及时采用高黏度稠浆清扫井底，将辉绿岩岩屑带离井筒，确保井眼内清洁。

2.3.3 砂泥岩地层

砂泥岩地层抗压强度均低于150 MPa，泊松比小于0.38，内聚力小于9 MPa，内摩擦角小于44°，杨氏模量30~65 GPa，可钻性级值最高为7.5，适合采用PDC钻头快速钻穿。

1) 二叠系以上地层为软—中硬地层，岩石可钻性好，采用PDC钻头+螺杆钻具快速钻进，优选五刀翼ϕ19.0 mm切削齿，具备防泥包设计。

2) 二叠系泥岩至桑塔木组辉绿岩之间地层岩石硬度较高，可钻性较差，使用五刀翼ϕ16.0 mm或ϕ13.0 mm切削齿的PDC钻头，配合冲击器钻进。

3) 辉绿岩侵入体以下地层岩石可钻性级值高，使用五刀翼或六刀翼ϕ13.0 mm切削齿PDC钻头加抗高温螺杆钻进。

2.4 超深井小井眼定向钻井技术 2.4.1 钻具优选及钻头优化设计

为提高钻具抗拉强度和水力携岩效果，定向钻具组合选用了非标ϕ88.9 mm与非标ϕ101.6 mm钻杆。ϕ88.9 mm钻杆接箍外径108.0 mm，抗拉强度达2 175 kN；ϕ101.6 mm钻杆的抗拉强度比常规钻杆提高13.6%。

优化定向PDC钻头结构，冠部结构采用中等深度内锥和短平式外锥设计，提高钻头定向稳定性；保径齿采用螺旋分布，增大钻头与井壁的点接触面积，减小摩阻。

2.4.2 螺杆及MWD仪器优选

ϕ95.0 mm螺杆稳定器外径优化为110.0 mm，弯点处距离钻头975.0 mm，理论计算2.50°螺杆造斜率最高可达30°/30m，满足现场要求。

优选耐温175 ℃的APS高温MWD仪器，该仪器采用阀式结构产生脉冲，内部无橡胶件，提高了仪器的耐温性能和井下使用寿命。

3 现场应用

顺北油田超深井优快钻井技术在顺北1-2H井、顺北1-3H井和顺北1-6H井等5口超深水平井进行了应用，平均钻井周期173.42 d，较顺北1-1H井缩短29.95 d，钻井周期缩短达14.73%。

3.1 二叠系防漏堵漏和井壁稳定技术

通过优化钻井液密度，配套随钻堵漏技术，使用聚合物凝胶和竹纤维来强化裂缝封堵性能^[15]，二叠系的井漏问题有明显缓解，顺北1-5H井和顺北1-6H井未发生井漏，顺北1-2H井和顺北1-4H井平均漏失量191.0 m³，比邻区大大减少。

试验井井径扩大率11.5%~16.5%，较前期已钻井的井径扩大率45.6%大幅度减小，表明强抑制强封堵性钻井液有效抑制了井壁失稳情况。

3.2 二叠系火成岩安全钻进技术

在二叠系火成岩地层钻进过程中应用“冲击器+PDC钻头”技术，顺利钻穿了二叠系火成岩，平均进尺473.50 m，机械钻速3.02 m/h，与采用常规钻井技术的邻井相比，平均机械钻速提高了65.0%(见表 1)。

3.3 桑塔木组辉绿岩安全钻进技术

桑塔木组辉绿岩采用强保径牙轮钻头钻进，优化钻井液防塌和携岩性能，定期使用稠浆塞清扫井底，顺北1-3H井和顺北1-6H井顺利钻穿了40.00 m辉绿岩侵入体(见表 2), 其他井未钻遇辉绿岩侵入体。

3.4 超深小井眼轨迹控制技术

优化设计后的PDC定向钻头和ϕ95.0 mm单弯螺杆钻具工作平稳，螺杆平均纯钻时间达45 h，造斜能力满足设计要求。

5口水平井均实现了井眼轨迹控制目标，顺北1-4H井、顺北1-5H井分别创造了ϕ120.6 mm井眼水平井完钻井深8 049.63 m、完钻垂深7 576.19 m最深的世界纪录。

4 结论与建议

1) 通过地层压力剖面分析和实钻井分析，在明确地质必封点、工程必封点和施工风险点的基础上，将顺北油田井身结构由六级优化为四级。

2) 按照“防漏为主，兼顾井壁稳定”的思路，二叠系火成岩采用较低密度钻井液钻进，并强化钻井液封堵性能、降低API滤失量，解决了井漏和井壁失稳问题。

3) 桑塔木组辉绿岩易发生应力性失稳，硬度高、含铁矿成分，对钻头磨损严重，在以高密度钻井液维持井壁力学稳定、强化携岩性能保障井眼清洁的同时，需配套高抗研磨性、强化保径的钻头，实现安全钻进。

4) 优化后的ϕ120.6 mm定向PDC钻头和ϕ95.0 mm螺杆钻具能够满足现场需求，但寿命较短，建议继续加强研究，提高螺杆钻具的使用寿命。

5) 顺北油田5口超深水平井虽然取得了较好的优快钻井效果，但二开裸眼段长度近5 000.00 m，ϕ120.6 mm完钻井眼也增大了后续改造的难度，因此，仍需进一步优化和完善顺北油田超深井井身结构。