2. 中国石油集团西部钻探工程有限公司巴州分公司, 新疆库尔勒 841000
2. Bazhou Branch of CNPC Western Drilling Engineering Co., Ltd., Korla, Xinjiang, 841000, China
哈拉哈塘地区主要包括哈拉哈塘、跃满、热普、新垦等区块，是近年来塔里木油田碳酸盐岩油气勘探开发的重要地区之一，由于储层埋深、岩性等因素的影响，钻井难度很大。奥陶系目的层埋深超过6 500.00 m，地层致密坚硬，可钻性差，且钻井过程中易发生垮塌等井下复杂情况，采用常规螺杆钻具定向钻进时存在严重托压风险；裂缝、溶洞性储层发育，具有“串珠”特征的深部靶区井段存在地质不确定性，井眼轨迹控制难度大，机械钻速低；井底温度超过150 ℃，对入井工具、仪器的抗温性能要求较高。笔者针对哈拉哈塘地区超深定向井存在的定向钻井技术难题，开展了超深定向井井眼轨迹控制与提速技术研究，以进一步提高该地区超深定向井钻井速度和技术水平。
1 超深定向井钻井技术难点哈拉哈塘地区吐木休克组以上地层整体表现为北—北北西方向倾斜，地层倾角小于45°。该地区自上而下发育新生界第四系、新近系和古近系，中生界白垩系、侏罗系和三叠系，古生界二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系地层。油气藏埋藏深度6 500.00~8 000.00 m，奥陶系一间房组和鹰山组地层压力约76 MPa，折算压力系数为1.08~1.12，南部的跃满和金跃区块局部存在异常高压，压力系数高达1.50。碳酸盐岩目的层裂缝、溶洞发育，一旦钻遇，漏失压力将远小于地层破裂压力和闭合压力。碳酸盐岩地层H2S含量总体不高，平均400 mg/m3左右，但分布差异大，HA701井局部H2S含量高达112 151 mg/m3，H2S含量高对钻井设备和工艺等方面都提出了更高要求。
1.1 超深井段地层自然方位漂移差异大根据哈拉哈塘地区地质特征及钻井工程设计, 并结合已钻18口直井的情况可知，6 000.00 m以浅井斜控制基本能达到设计要求，井斜没有出现明显增大情况，然而闭合方位角一般随地层自然变化差异大。该地区跃满、哈拉哈塘等区块随着地层深度的增加，地层倾向和倾角对井斜的影响逐渐明显，自然方位漂移多为南偏东方向，闭合方位角逐渐向地层垂直方向(140°~180°)趋近，闭合距逐渐增大至40.00 m左右；热普区块地层自然方位漂移多为南偏东方向，但也有南偏西方向井存在，如RP101-4井4 500.00~5 770.00 m段闭合方位角在250°~260°范围内变化；新垦区块地层自然方位漂移方向比较杂乱，规律性较差。
1.2 长裸眼段深部定向钻井井眼轨迹控制难哈拉哈塘地区油井设计井深均在6 500.00 m以上，二开裸眼井段长达5 000.00 m以上，地层非均质性强，志留系等地层岩性复杂而且有一定地层倾角，钻进上部直井段时如果方位不变，即使井斜角不大，钻至井底时水平位移也很容易超出设计要求，影响下部定向井段井眼轨迹控制；定向井段地层自然方位漂移方向与靶区设计方位有较大差异，需要进行反向定向井井眼轨迹控制[1-2]。如图 1所示，RP101-4井6 000.00~6 900.00 m井段自然方位角在250°~176°内变化，而井深6 900.00 m以深靶区设计方位角83.4°，反向井眼轨迹控制后靠近了要求的靶区。超深定向井钻井中要求钻至奥陶系“串珠”顶部时中靶半径一般小于10.00 m，井眼轨迹控制精度要求高，因此通常都要采用螺杆钻具组合在深部井段滑动钻进[3]并进行扭方位作业，滑动过程中托压严重，摩阻扭矩大，井底温度高，对于入井使用的钻具、仪器带来了严峻考验。
|
| 图 1 RP101-4井实钻井眼轨迹与设计井眼轨道水平投影 Fig.1 Horizontal projection of drilled hole trajectory and designed trajectory for the Well RP101-4 |
石炭系及泥盆系、志留系和奥陶系地层岩性主要为砂岩、砾岩、砂泥岩互层和灰岩，地层的硬度情况为硬—极硬，可钻性差，其PDC钻头可钻性级值为5~7，牙轮钻头可钻性级值为6~8；造斜点一般选择在石炭系及以深较稳定且可钻性差的深部地层，若采用常规螺杆钻具组合造斜提速能力较弱，加之要在超深井段进行增斜扭方位施工，更使得井眼轨迹控制的效率低，钻井速度较慢。如RP14-2X井自造斜点6 550.00 m钻至井深6 785.00 m，进尺235.00 m，井斜角由3.65°增至37.42°，闭合方位角由173.87°增至272.11°，累计3趟钻平均钻速仅0.99 m/h。
2 超深定向井钻井技术方案 2.1 井身结构设计针对哈拉哈塘地区地质特征、碳酸盐岩储层特性及勘探开发要求，借鉴塔标Ⅲ井身结构[4-5]确定超深定向井井身结构为：一开应用ϕ406.4 mm钻头钻至井深1 500.00 m，下入ϕ273.0 mm表层套管，封固第四系至新近系上部疏松地层，加固井口；二开应用ϕ241.3 mm钻头钻进，下入ϕ200.0 mm套管，封固奥陶系灰岩顶部以上长裸眼段地层；三开应用ϕ171.5 mm钻头钻至完钻井深，可根据勘探开发需要，确定完井方式。井身结构设计方案见表 1。
| 开钻次序 | 钻头外径/mm | 套管外径/mm | 套管下入层位 | 套管下入井段/m | 环空水泥浆返深/m |
| 一开 | 406.4 | 273.0 | N2k | 0~1 500.00 | 0 |
| 二开 | 241.3 | 200.0 | O3t | 0~中完井深 | 2 500.00 |
| 三开 | 171.5 | 139.7 (套管)+127.0(防砂筛管) |
O3t—O2y | 悬挂器位置井深~完钻井深 | 不固井 |
哈拉哈塘地区超深定向井一般在二开ϕ241.3 mm井眼井深6 000.00 m以后开始定向造斜，应用旋转导向技术[6-8]进行井眼轨迹控制和提速试验，以降低造斜段的扭矩与摩阻，改善井眼质量。选用的PowerDrive Archer旋转导向系统理论造斜率最高可达到15°/30m，通过本体可调弯角和内部偏心配合可实现高造斜率，从与ϕ241.3 mm井眼的匹配度和适用性考虑，改换了系统中2个关键位置的扶正套；考虑到旋转导向技术在该区域超深井段ϕ241.3 mm井眼未曾应用过，选择ϕ197.0 mm单弯螺杆(1.50°弯角，ϕ238.0 mm稳定器)钻具组合为备用方案。三开ϕ171.5 mm井眼主要以稳斜钻进为主，考虑到经济性和实用性，选用中低转速大扭矩的ϕ127.0 mm螺杆钻具、ϕ101.6 mm加重钻杆提高小井眼井下钻具组合的传压能力；稳斜段采用“多复合、少滑动”的钻进方式，提高定向钻进速度和井眼轨迹控制能力。另外，考虑到完钻井深一般在7 000.00 m左右，井下温度较高，选择抗温最高达175 ℃、性能稳定的无线随钻测量仪器，确保其在井下恶劣环境下能较长时间地正常工作。
定向井段一般在石炭系及以下的深部地层，岩性坚硬致密、研磨性强，因此以选择具有良好导向性和稳定性[9-10]的定向PDC钻头为主进行钻进和提速。ϕ241.3 mm井眼造斜段优选5刀翼、ϕ13.0 mm小尺寸复合片PDC钻头，其使用的第六代复合片，具有更强的抗冲击性和抗研磨性，配合PowerDrive Archer使用可展现更强攻击性，而且该类钻头扭矩波动较小，工具面较容易控制；ϕ171.5 mm井眼采用优质抗研磨性强的浅内锥双排齿布齿、ϕ13.0 mm小尺寸复合片和螺旋6刀翼胎体PDC钻头，工具面更加稳定，更利于稳斜段提速钻进；PDC钻头与中低转速大扭矩的螺杆钻具匹配，应用于深部定向钻井段进行复合钻井提速[11]。定向井段钻具组合与钻井参数设计见表 2。
| 序号 | 井段 | 钻具组合 | 钻压/ kN |
转速/ (r·min-1) |
泵压/ MPa |
排量/ (L·s-1) |
| 1 | 造斜段 | ϕ241.3 mm定向PDC钻头+PowerDrive Archer675+信号接收器+MWD (TeleScope)+ϕ127.0 mm无磁加重钻挺×1根+ϕ127.0 mm加重钻杆×3根+ϕ127.0 mm钻杆×36根+ϕ127.0 mm加重钻杆×36根+ϕ127.0 mm钻杆+ϕ139.7 mm钻杆 | 60~150 | 70~75 | 20~25 | 28~32 |
| 2* | 造斜段 | ϕ241.3 mm定向PDC钻头+ϕ197.0 mm螺杆(1.50°弯角，ϕ238.0 mm特殊稳定器)+ϕ177.8 mm浮阀+ϕ177.8 mmMWD短节+ϕ127.0 mm无磁承压钻杆×2根+ϕ127.0 mm加重钻杆×25根+ϕ127.0 mm斜坡钻杆×18根+ϕ139.7 mm斜坡钻杆 | 40~140 | 螺杆 | 22~25 | 27~32 |
| 3 | 稳斜段 | ϕ171.5 mm定向PDC钻头+ϕ127.0 mm单弯螺杆(1.25°弯角)+ϕ120.6 mm无磁钻铤+ϕ120.6 mm MWD短节+ϕ120.6 mm无磁承压钻杆+ϕ88.9 mm斜坡钻杆×60根+ϕ88.9 mm加重钻杆×45根+ϕ88.9 mm斜坡钻杆+ϕ101.6 mm斜坡钻杆 | 20~60 | 50+螺杆 | 20~22 | 12~15 |
| 注：*为避免旋转导向系统在ϕ241.3 mm井眼造斜段试验失败或效果差而选择的备用方案。 | ||||||
哈拉哈塘地区所钻超深定向井定向井段多钻遇泥盆系、志留系及奥陶系地层，泥盆系至志留系地层硬脆性泥页岩微裂隙发育，易发生剥落、垮塌；奥陶系桑塔木组泥灰岩易坍塌失稳，奥陶系目的层以碳酸盐岩为主，裂缝、溶洞发育，易发生漏失。钻井液安全密度窗口窄，采用密度为1.16~1.18 kg/L的钻井液仍会发生漏失，增加了钻井的施工风险。目的层多含H2S，需要重视防漏防涌防硫；奥陶系井底温度多为150~175 ℃，要求钻井液具有良好的抗温稳定性。二开ϕ241.3 mm井眼定向井段温度多为120~150 ℃，使用强抑制强封堵钾聚磺钻井液体系控制固相含量16%以下、含油量3%~5%，加入原油(4%~6%)、固体润滑剂(0.05%~1.00%)、沥青(3%~5%)等钻井液处理剂，降低钻井液高温高压滤失量，改善泥饼质量，满足携岩、润滑、防塌及地质卡层的要求。三开ϕ171.5 mm井眼稳斜段地层温度多为150~175 ℃，且奥陶系储层大多含有不同浓度的H2S，使用的聚磺防塌钻井液体系需提前加入0.3%~0.5%或更高浓度的除硫剂，防止H2S污染，同时将钻井液的pH值提高到10.5以上；保证钻井液中高温降滤失剂和防塌剂的含量，确保钻井液处于低固相、低黏切和高动塑比的稳定状态，减少井下摩阻，降低井下施工风险。超深定向井定向井段钻井液体系及性能设计结果见表 3。
| 井段 | 钻井液体系 | 密度/ (kg·L-1) |
漏斗黏度/s | 塑性黏度/ (mPa·s) |
动切力/Pa | API滤失量/ mL | 滤饼厚度/mm | pH值 | 含砂量, % | 高温高压滤失量 /mL |
固相含量, % | 膨润土含量/ (g·L-1) |
| 造斜段 | 钾聚磺 | 1.25~1.27 | 40~60 | 6~21 | 5~15 | ≤5.0 | ≤0.5 | 8.5~10.0 | ≤0.2 | ≤12.0 | ≤16 | 30~50 |
| 稳斜段 | 聚磺 | 1.12~1.18 | 55~60 | 6~18 | 6~16 | ≤5.0 | ≤0.5 | ≥10.5 | ≤0.2 | ≤14.0 | ≤11 | 30~40 |
在超深定向井中要重视钻具的使用安全，ϕ241.3 mm井眼使用“ϕ139.7 mm+ϕ127.0 mm”的高强度复合钻杆，ϕ139.7 mm钻杆累计长度占钻具总长的40%以上。ϕ171.5 mm井眼使用“ϕ101.6 mm+ϕ88.9 mm”的高强度复合钻杆，ϕ101.6 mm钻杆累计长度占钻具总长度的50%以上。使用高强度、大尺寸钻杆有利于增加安全钻井深度，增强钻具处理井下故障的能力，可获得更高的水功率，井眼清洁能力更强。
3 现场试验哈拉哈塘地区XK4-6井等4口超深井的定向井段应用了旋转导向工具、定向PDC钻头、优选钻井液和大尺寸钻杆等超深定向井配套技术，井眼轨迹控制符合设计要求，有效缩短了定向工期，总体提高了定向钻井的施工效率。
3.1 旋转导向技术试验PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统在XK4-6等4口超深定向井ϕ241.3 mm井眼中进行了现场试验，其中XK4-6井和YM2-4X井直接使用旋转导向系统，HA11-11井和YM3-6X井先用螺杆钻具造斜钻进，再使用旋转导向系统造斜。造斜段试验情况见表 4。
| 井号 | 造斜点井深/m | 井段/m | 进尺/m | 平均机械钻速/ (m·h-1) |
钻压/kN | 转速/ (r·min-1) |
泵压/ MPa |
排量/ (L·s-1) |
备注 |
| XK4-6 | 6 480.00 | 6 480.00~6 839.00 | 359.00 | 2.17 | 60~120 | 75 | 24.0 | 27 | 旋转导向 |
| HA11-11 | 6 400.00 | 6 400.00~6 525.00 | 115.00 | 1.08 | 60~120 | 螺杆 | 24.0 | 27 | 螺杆钻具组合 |
| 6 525.00~6 697.00 | 172.00 | 2.39 | 60~100 | 70 | 20.0~23.5 | 28~30 | 旋转导向，后因发生井下工具振动和粘滞运动等井下复杂情况起出 | ||
| YM3-6X | 6 540.00 | 6 540.00~6 620.00 | 80.00 | 0.96 | 80~100 | 螺杆 | 18.0 | 32 | 螺杆钻具组合 |
| 6 620.00~6 814.00 | 194.00 | 2.73 | 60~120 | 70 | 24.0 | 28~29 | 旋转导向 | ||
| YM2-4X | 6 800.00 | 6 800.00~7 247.00 | 447.00 | 3.42 | 60~120 | 70 | 24.0 | 28~29 | 旋转导向 |
HA11-11井的试验井段最短，试验井段为6 525.00~6 697.00 m，井斜角15.54°~38.87°，闭合方位角150.21°~94.54°，实钻平均造斜率4.80°/30m，最大造斜率9.11°/30m，进尺172.00 m，平均机械钻速2.39 m/h，比同井眼使用螺杆钻具组合钻进的上部井段的钻速1.08 m/h提高了121.3%，由于实钻长裸眼段上部地层井壁不稳掉块较多，出现了下钻遇阻现象，钻进过程中扭矩波动较大(波动范围15~25 kN·m)，井下工具粘滞运动波动最大值达到260 r/min，后由于掉块较多循环处理钻井液，起钻更换成常规钻具组合稳斜钻进。YM2-4X井的试验井段最长，试验井段为6 800.00~7 247.00 m，井斜角0.30°~44.00°，闭合方位角133.63°~298.87°，实钻平均造斜率5.28°/30m，最大造斜率7.11°/30m，进尺447.00 m，平均机械钻速3.42 m/h，同比前期使用常规螺杆钻具组合钻进井段的钻速1.44 m/h提高了137.5%。
3.2 定向PDC钻头试验在钻进ϕ171.5 mm井眼时优选了6刀翼定向PDC钻头，扭矩波动小，工具面易于控制。钻头适用于抗压强度高且带有研磨性薄夹层的中等到硬地层，具有较好的攻击性和优异的持久性, 现场试验中比牙轮钻头机械钻速高，配合优选的中低转速大扭矩的ϕ127.0 mm螺杆使用提速效果较好。ϕ171.5 mm井眼定向PDC钻头使用情况见表 5。
| 井号 | 钻头类型 | 钻头型号 | 钻进井段/m | 进尺/ m |
纯钻时间/h | 机械钻速/ (m·h-1) |
| XK4-6 | 牙轮 | HJS517G | 6 839.00~6 848.00 | 9.00 | 8 | 1.13 |
| 金刚石 | SFD64H3 | 6 848.00~6 900.00 | 52.00 | 19 | 2.78 | |
| HA11-11 | 金刚石 | M1365D | 6 714.00~6 812.00 | 98.00 | 26 | 3.70 |
| YM3-6X | 金刚石 | M1365D | 7 362.00~7 410.00 | 48.00 | 33 | 1.48 |
| YM2-4X | 牙轮 | HJ517G | 7 247.00~ 7 252.00 | 5.00 | 8 | 0.63 |
| 金刚石 | M1365D | 7 252.00~7 395.00 | 143.00 | 93 | 1.55 |
通过引入PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统等新工具、新技术，并在哈拉哈塘地区4口超深定向井进行了应用，平均完钻井深7 129.00 m，平均斜井段长为570.00 m，自造斜点至完钻斜井段平均机械钻速1.93 m/h，平均定向工期25.54 d，与使用常规技术的邻井相比，平均机械钻速提高了13.53%，平均定向工期缩短了38.58%。其中YM2-4X完钻井深7 395.00 m，是该地区在ϕ241.3 mm井眼成功应用PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统的最深定向井。PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统在哈拉哈塘地区超深井ϕ241.3 mm井眼的试验成功，为塔里木油田超深定向井钻井提速提供了一条新途径。
4 结论与建议1) 在哈拉哈塘地区首次采用PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统定向钻进，不仅提高了超深定向井钻井速度，同时创造了该导向系统在国内陆上超深井ϕ241.3 mm井眼首次成功应用的纪录。
2) 超深定向井钻井技术在哈拉哈塘地区4口超深井中试验成功，表明超深井定向井段选择匹配的钻具组合、钻头与仪器，以及合适的钻井液体系及控制好钻井液性能是钻井提速、井眼轨迹安全控制的有力保障。
3) 对于超深定向井，应加快多项先进成熟技术集成应用，降低钻井综合成本，有利于提速提效，推动技术不断朝更加经济、实用的方向发展。
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