苏南SN0084大斜度井钻井技术

肖春学 王向延 陈伟林 王 勇 邓昌松

（1.川庆钻探公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018；2. 塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000）

苏南SN0084大斜度井钻井技术

肖春学1王向延1陈伟林1王 勇1邓昌松2

（1.川庆钻探公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018；2. 塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000）

SN0084井丛共布井9口，其中含1口直井和8口大斜度定向井。针对该井丛大斜度井多和施工技术难点，进行了地质、工程和钻井液优化设计，优选了钻具组合和钻头、优化了井眼轨迹，并通过使用MWD仪器、预防井下复杂情况，最终实现了“一开一趟钻，二开三趟钻” 模式快速完钻，水平位移1 335.47 m，平均井径扩大率4.09%，起下钻正常，完钻后，电测遇阻通井2次，下套管顺利到底，固井质量合格。该井的施工经验为今后该区块大斜度井的安全、优质、高效施工提供了有益的参考。

苏南区块；大斜度；设计；钻井；技术

苏里格气田南区块（苏南区块）是中国石油长庆油田与法国道达尔公司2011年开始的合作项目，该区块面积2 392.4 km2，探明天然气储量2 272.8亿m3，开发前景广阔。2012年，该区块SN0084井丛部署2台50LDB钻机，承担8口大斜度井的施工任务，该地层具有典型的“三低”（低渗透、低压力、低丰度）特征，地层压力系数0.95；该地区井温梯度为2.7 （°）/100 m，预计井底温度116 ℃。钻探目的是为了完成2012年1.4亿m3天然气商品气量、建成9亿m3天然气生产能力的产建任务，评价井丛内储层的非均质性，落实盒8、山1主力气层，搞清储层展布及含气性。SN0084-03井是川庆钻探公司完成的1 400 m位移大斜度定向井的指标井［1-6］，该井为二开结构，设计井深4 114 m，主要目的层盒8和山1、山2，完钻层位马家沟组，完钻井深4 097 m，井底垂深3 741.35 m，全井最大井斜角 34.95°，最大水平位移1 335.47 m 。该井于2012年9月15日开钻，2012年10月2日完钻，2012年10月8日完井，钻井周期17.38 d，完井周期5.71 d，建井周期24.08 d，钻机月速 5 325.39 m/（台·月），机械钻速 18.71 m/h。

1 技术难点

（1）表层井深750 m左右，易斜，设计要求表层井斜小于2°，钻进到洛河至安定交界处（600～720 m）吊打影响机械钻速；

（2）设计位移达1 000～1 500 m，稳斜段长约 2 000 m，设计要求1 000 m位移最大井斜不超过30°，1 500 m位移最大井斜不超过35°，以及储层井斜小于15°，轨迹控制难度大；

（3）延长组中下部地层规律性差，降斜率高，滑动托压严重；纸坊组底部到刘家沟组增斜率高，滑动钻时慢，井下风险高；

（4）苏南区块丛式井组均按9口井设计，直井段长，地层易斜，防碰难度大；

（5）直罗组和延长组底部井壁稳定性差，浸泡时间长，容易坍塌，井径扩大率高，电测成功率低；

（6）大井斜稳斜段长，后期转盘扭矩大，钻具摩阻大。

2 钻井设计［7］

2.1 工程设计

该井目的层垂深3 511.1 m，设计水平位移1 400.3 m，采用二开井身结构。

（1）一开采用Ø311.1 mm钻头钻至井深800 m，下入Ø244.5 mm表层套管，水泥返至地面，封隔洛河组水层和满足井控的要求。

（2）二开采用Ø215.9 mm钻头钻至完钻井深4 114 m完钻，下入Ø88.9 mm油管，水泥返至表套脚以上150 m，以备油管泄漏时提供第2道屏障，保护上部地层。交付一个标准的、稳定的井眼，能够进行有效地测井评价及小油管固井作业。

（3）完井方式：采用无油管完井（油管射孔完井）。

2.2 钻井液设计

（1）一开钻遇流砂层、洛河组和安定组，岩性主要为黄色亚黏土夹黄褐色、浅棕色砂质黏土和砾石层，以及不稳定的泥岩和砂岩互层，为防止薄弱流砂层疏松，坍塌和漏失，保证下表层套管和固井顺利，采用白土浆/低固相聚合物钻井液体系。

（2）二开上部钻遇安定组、直罗组、延安组、延长组、纸坊组、和尚沟组和刘家沟组，岩性主要为灰绿、紫红色泥岩与浅灰色砂岩互层，上部以灰绿色泥岩为主，中部浅灰绿色中厚层块状砂岩夹灰色、深灰色泥岩、灰黑色碳质页岩，下部为灰绿色、肉红色块状沸石质中粒长石砂岩夹暗灰绿色或紫红色泥岩，为缩短浸泡时间，保证快速钻进，采用强抑制无固相（清水）聚合物钻井液体系；采用大循环，确保钻井液净化良好。

（3）二开下部钻遇刘家沟组、石千峰组、石盒子组、山西组、太原组和马家沟组，目的层岩性上部以棕红色含钙质结核泥岩夹肉红色砂岩为主，下部以肉红色块状砂岩夹棕红色泥岩为主，为了确保携砂悬砂，保证井下安全，及时转换成低固相聚合物钻井液体系，以提高封堵能力、保证携砂能力和降低摩阻，采用小循环，控制固相含量。

3 技术措施［8-9］

3.1 钻具组合优选和施工分段思路

一开1趟钻模式钻达表层井深，采用塔式小钟摆钻具组合复合钻进，从地面到进安定组30 m，段长750～800 m，保证防斜和快速钻进；二开3趟钻模式完钻，第1趟采用双扶四合一钻具组合造斜和稳斜复合钻进，从安定至刘家沟组中部，段长2300 m左右；第2趟采用双扶四合一钻具组合稳斜复合钻进，从刘家沟中部至石盒子组上部，段长500 m左右；第3趟钻采用常规钻具组合（单扶或双扶）降斜，从石盒子上部到马家沟组完钻（钻穿山西组85 m完钻），段长500 m左右。

3.2 轨迹控制和优化

3.2.1 轨迹控制思路 选择轨迹剖面类型：直—增—稳—缓降。根据设计位移大小定初始井斜角，初始方位角基本对准靶心，稳斜段确保在预计的井深，预计的井斜和位移同步，误差不能过大。利用钻具的增斜规律控制，减少滑动井段。第1趟钻进到刘家沟组（井深3 000 m左右）起钻；第2趟钻进到石盒子组（井深3 500 m左右）起钻；第3趟钻钻达马家沟组（井深4 000 m左右），优先考虑单扶完钻。

3.2.2 轨迹控制要点

（1）严格按设计要求测斜，随时微调，控制好长稳斜段井斜，轨迹走设计上线，方位比对准靶心方位偏差超过5°及时滑动调整。

（2）延长组中下部1 900～2 300 m呈降斜趋势，降斜率高，滑动托压严重，较难调整；在2 000 m之前将井斜控制在比靶心大3～4°，为后期降斜留有一定的空间，尽量避免在延长组底滑动；进入纸坊组中部后井斜增幅较大，因地层可钻性差，为砂泥岩互层，选择可钻性好的砂岩滑动。

（3）加压时掌握好频率，尽量采用“点送”方式送钻，可以消除轻微托压；如果托压严重及时上提钻具，开转盘划眼修复井壁，重新摆工具面调整。

（4）深井段滑动前，接完单根先复合钻进3～4 m再滑动钻进，摆工具面时有足够的空间上提下放钻具释放扭矩，提高施工效率。

3.3 钻头优选

一开表层井深均在750 m左右，下三牙轮钻头可能出现中途起钻，保证表层快速钻进，推荐使用Ø311.1 mmPDC钻头。二开全井段采用Ø215.9 mmPDC钻头钻进，上部复合钻进采用六刀翼16 mm复合片钻头，特点是滑动时工具面稳定；下部常规钻进采用五刀翼19 mm复合片钻头，特点是机械钻速快，防泥包效果好。二开第1趟钻通过将PDC胎体改为钢体，深、宽排屑槽设计，提高了井底清洗能力，延长了使用寿命，改进后的EDS1616L钻头能钻达刘家沟组中部，进尺达到2 300 m左右，比EDM1616EL钻头进尺多近500 m，机械钻速提高到24 m/h（39.13%），改进效果明显。

3.4 钻井液配方和维护

3.4.1 钻井液配方

（1）一开使用白土浆/低固相聚合物体系：0.2%～0.3%CMC+0.1%～0.2%K-PAM+2%～3%白土。

（2）二开上部使用强抑制无固相（清水）聚合物体系：0.1%PAM+0.4%K-PAM+0.3%ZNP-1+2%KCl+XL-007。

（3）二开下部试验复合盐［10］体系：0.3%～0.5%PAC+2%～3%超细钙+2%GD-K+1.5%FT-98+1.5%SF+0.5%～1%石灰石粉+烧碱（适量）。

3.4.2 维护处理方法

（1）低固相钻井液。流砂层采用密度1.03～1.05 g/cm3，黏度 40～50 s，pH 7～8 的白土浆钻进，钻穿流砂层之后采用低固相钻井液体系，其性能：密度1.02～1.04 g/cm3，黏度 35～38 s。打完表层后再配制1罐（约 40～50 m3）密度在 1.03～1.05 g/cm3，黏度在40～50 s的白土浆用小循环清扫井底后，打入井里封固裸眼井段封住上部流砂层，起钻连续灌白土浆，确保下表层套管顺利。

（2）强抑制无固相（清水）聚合物钻井液。二开前，预配300 m3左右聚合物胶液，地面循环均匀，水化好、性能稳定后，方可开钻。二开后坚持每2 h补充1次聚合物胶液，每次加量5～10 m3，聚合物总浓度不低于0.5%，做好处理剂水化，勤测性能，及时调整，做到“少吃多餐”，保持宽裕的钻井液量、确保钻井液有良好的絮凝、防塌能力。滑动前用稠浆清洗井筒，并在滑动过程中加入液体润滑剂XCS-3，预防滑动托压。控制钻井液性能：密度为1～1.02 g/cm3，黏度为 29～31 s，pH 值为 7～8，塑性黏度为 3～5 mPa·s，动塑比为 0.25～0.33 Pa，动切力为 1～2.5 Pa。

在进入直罗、延长组底部和纸坊组上部等易坍塌、易缩径地层之前，提前处理钻井液，加大防塌、抑制剂用量，突出KCl、XL-007防塌剂，预配钻井液KCl首次加量不低于3 t；XL007首次加量不低于0.5 t，聚合物配比PAM：K-PAM：ZNP-1=1:3:3，控制体系黏度29～30 s。并在直罗底、延安组底再分别1次加入3 t KCl，以保证良好的防塌性。

钻穿易缩径的延安、延长组后，聚合物配比为PAM：K-PAM：ZNP-1=1:4:3，黏度上提控制在29～32 s范围内。若钻进过程中携砂困难，出现接单根、起下钻有遇阻或沉砂较多时，可配制15～20 m3密度1.03～1.05 g/cm3，黏度60 s以上高粘切白土浆清扫井眼，清扫完后，要搞好白土浆回收，清扫液不能混入井浆。

纸坊、刘家沟组地层易造浆，钻进过程中，若造浆严重，及时补充钻井液量，防止含砂高、虚滤饼厚导致的起下钻遇阻。

（3）复合盐钻井液。2 900 m以下井段钻进，为了确保携砂悬砂，及时转换钻井液体系，转化循环均匀后，开始加入3%～5%甲酸钠，在将失水调整到＜5 mL目标后，再加入1%KCl。转化后保持性能：密度 1.05～1.07 g/cm3，黏度 34～38 s，失水 ＜5 mL，pH 值8～9，静切力2～5 Pa。钻进过程中，要强化四级固控设备的使用率，严格控制钻井液中的有害固相，保证滤饼质量，含砂量小于0.3%。滑动钻进过程中出现严重的托压、摩阻大的现象时，加入石墨润滑剂，消除拖压、降低摩阻，预防黏卡。

①刘家沟和石千峰组控制钻井液性能密度1.06～1.12 g/cm3，黏度 35～50 s（逐步提高），失水 ＜5 mL，pH 值 8～9，动切力 3～6 Pa。

②石盒子组底部至完钻前，控制钻井液性能密度 1.12～1.15 g/cm3，黏度 55～65 s，失水 ＜5 mL，pH 值8.5～9，静切力 5～8 Pa。

③完钻前50 m开始进行完钻处理，钻井液密度逐步提至1.18 g/cm3以上，黏度提至55 s以上，并在前期预水化白土浆的基础上，配制密度1.25 g/cm3，黏度70 s的清扫液清扫井眼，起钻前用密度1.25 g/cm3以上，黏度70 s左右的稠浆，对上部2 000～2 700 m延长组易塌井段进行封固。

④完钻后采用大排量（38 L/s）循环2周以上，彻底清扫井眼。加密性能测点，待完井液性能均匀、稳定后，起钻进行测井作业。

⑤通井时，在原浆基础上加入石墨粉，配制40 m3封井浆，起钻前打到斜度大的井段，保证下套管顺利。

3.5 井下复杂情况预防

3.5.1 防塌

（1）合理控制排量和提高钻井液黏度，防流砂层垮塌。

（2）增强抑制、化学防塌。加入K-PAM、ZNP-1或CMP、KCl，增强体系的抑制性，主要在直罗、延长及石千峰组易造浆地层加大用量，增大钻井液中无机盐含量，提高钻井液对地层及岩屑的抑制能力，防止分散、造浆和垮塌。

（3）提高钻井液中封堵粒子的含量，增加沥青质和细目碳酸钙的含量，通过有效的封堵来降低地层的坍塌压力。

3.5.2 防漏

（1）下钻或上提遇阻时，不可超吨位上提钻具，应下放钻具，力争尽快接上方钻杆，单凡尔缓慢开泵循环。井深时下钻要分段循环，防止下到底钻井液静切力过大开泵困难或憋漏地层。

（2）起钻时按钻杆3柱和钻铤1柱的要求灌满钻井液；下钻时观察钻井液返出情况；下油管时每下20根罐满钻井液，每下1 000 m循环顶通，并观察计量好返出情况。

（3）在进刘家沟组之前加大防漏剂的加量，提前坐岗记录好钻井液的消耗量和出口入口流量，预防井漏。

3.5.3 防卡和防掉

（1）记录转盘扭矩变化和钻具上提下放摩阻变化，发现异常及时分析判断，防止钻具刺漏、螺杆失效或顿钻溜钻破坏钻头。

（2）严格细化钻具和油管管理。落实钻具探伤，每口井钻铤和接头中途探伤1次，完井探伤1次；加强钻具检查，严禁和杜绝坏钻具和有伤的钻具入井；对钻杆和油管严格丈量；严格按要求对油管进行通径、公母扣清洗和密封端面的检查，节箍以及“Δ”扭矩符号的排查，发现损伤的严禁入井；加强泵房坐岗，发现泵压异常，及时分析原因。

（3）井口操作使用好手工具和井口工具，做好井下防掉。一旦井下有落物，及时向上汇报，在上级的指导下果断处理，不能大意、抱侥幸心理或瞒报。

（4）通过调整钻井液中的组分形成薄、致密光滑的滤饼，同时使用XCS-3、GD-2等润滑剂来实现降低摩阻和扭矩。

（5）斜井段上部采用强抑制清水聚合物体系，坚持每班用聚合物稠浆清扫，保持井眼清洁。

3.6 测试仪器的使用

（1）每次MWD仪器入井前必须重新校准系统误差和核实角差。采用双保险，一人丈量，一人复查的方式重重把关；涉及角差的几道钻具接头扣，技术员必须现场把关，用液气大钳上足7 MPa，并用B型大钳重新紧扣1次，避免钻具在井底2次上扣，引起角差变化。

（2）仪器入井前检查好各个扶正器外扶正胶皮有无损伤。防止扶正器胶皮脱落，卡在循环套位置堵MWD定向接头水眼，甚至卡死主阀杆，造成泵压高、憋泵。

（3）定向探管和脉冲勤倒换使用，探管使用超过3口井必须强制送检效验。

（4）每次仪器入井，必须在井口测试好，方能下钻。下钻到中途，再测试一次仪器，确保仪器下钻到底正常。

4 钻井施工实例

4.1 一开（0～782.6 m）

一开防斜采用Ø311.1 mm P5354MJ钻头和0.75°单弯螺杆的塔式小钟摆钻具组合，钻进时导管脚处吊打2个单根控制井斜，将井眼开正，严格按要求测斜；在井深550～600 m加密测斜，弱化钻井参数；在进入安定组前将井斜控制好；钻井参数根据防斜需要随时调整，保证表层快速钻至782.6 m完钻，Ø244.5 mm表层套管下至781.735 m，现场使用白土浆/低固相聚合物钻井液体系，性能：密度1.04 g/cm3，黏度46 s，pH值为8。采用双密度水泥浆体系固井，水泥返至地面，试压24.8 MPa合格。

4.2 二开（782.6～4097m）

4.2.1 二开造斜、稳斜段（782.6～3103m） 二开造斜、稳斜段采用Ø215.9 mm EDS1616EL钻头和1.25°单弯螺杆的双扶四合一钻具组合，选择3 m短钻铤，从854.5 m开始造斜，至 1 162.8 m造斜结束，初始井斜、方位角分别为25.6°和231.4°，后稳斜钻至3 103 m，井斜增至34.95°起钻倒换钻具和换钻头。钻井参数为钻压 6～10 t，转盘转速 65～75 r/min，泵压 8～11 MPa，排量35～40 L/s。在刘家沟组上部地层采用强抑制无固相（清水）聚合物体系，钻井液性能：密度为1.01 g/cm3，黏度为30 s，pH值为7。进入刘家沟组后合理选择转换点（井深2 950 m），钻井液及时上灌试验复合盐钻井液体系，保持性能：密度 1.05 g/cm3，黏度 35 s，失水 4.5 mL，pH 值 9，静切力 4.5 Pa钻进。

4.2.2 二开稳斜微降段（3 103～3 592 m） 二开稳斜微降段同样采用双扶四合一钻具组合，不加短钻铤，井斜由34.95°微降至 27.7°，钻至3 592 m起钻换钻头和倒换钻具组合，该只钻头钻穿刘家沟、石千峰到石盒子组上部，进尺489 m，机械钻速 8.73 m/h。钻井参数：钻压 8～12 t，转盘转速 65～60 r/min，泵压 10～13 MPa，排量 35～40 L/s。继续试验复合盐钻井液体系，正常维护时，钻井液性能密度 1.05～1.10 g/cm3，黏度 40～48 s，失水 ＜5 mL，pH 值 8.5，动切力4～6 Pa。

4.2.3 二开降斜段（3 592～4 097 m） 二开降斜段采用Ø215.9 mmES1935SD钻头的单扶钻具组合，短钻铤4 m，以平均井斜变化率-7（°）/100 m钻至4 097 m完钻，欠位移中靶，中靶半径51.3 m。钻井参数：钻压 8～14 t，转盘转速 60 r/min，泵压 14～18 MPa，排量40～45 L/s。石盒子组底部至完钻前，钻井液性能：密度 1.13～1.14 g/cm3，黏度 56～63 s，失水2～4 mL，pH 值 8.5～9，静切力 6～7 Pa。完钻后提高钻井液密度至1.19 g/cm3，黏度78 s，大排量循环3周后起钻电测。电测遇阻通井2次，Ø88.9 mm油管顺利下至4 086.245 m，固井采用两凝水泥浆体系（下部产层段防气窜胶乳降失水体系，上部井段低密高强微珠降失水体系），水泥返高402 m（返至表层套管内380 m），试压58.6 MPa合格。

5 结论与认识

（1）直罗组、延长组底部和纸坊组上部等易坍塌地层，聚合物体系复配要突出防塌、强抑制，在易塌井段前加大防塌剂用量，为完井电测打好基础；复合盐体系能够满足苏南区块快速钻井需要，今后要不断总结电测遇阻原因，有针对性地优化复合盐体系，提高电测成功率。

（2）加强全井井控安全和防H2S意识。高度重视井控工作，严格落实各种井控制度。

（3）领会剖面思想，总结出各个井段的地层规律，在满足轨迹运行的情况下尽量利用好地层的自然增降斜规律，减少滑动井段、提高机械钻速。

（4）二开3趟钻轨迹控制技术已经成熟，加强PDC钻头的试验和改型，克服纸坊组、刘家沟组和石千峰组可钻性差的弊端是提高钻速的关键，积极向两趟钻方向探索。

（5）技术管理是钻井的最大的生产力，技术提速工作仍任重而道远。

［1］ 陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术［M］.东营：中国石油大学出版社，2000：06.

［2］ 韩志勇.定向钻井设计与计算［M］.北京：中国石油大学出版社，2007.

［3］ 冉新权，何光怀.关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发［J］. 天然气工业，2007，27（12）：1-5.

［4］ 胡景荣.再论大斜度定向井的井眼净化问题［J］.钻采工艺，2001，24（2）：14-17.

［5］ 赵勇，王晓荣，王宪文，等.苏里格气田地面工艺模式的形成与发展［J］.天然气工业，2011，31（2）：17-19.

［6］ 刘银春，王莉华，李卫，等.苏里格气田南区块天然气集输工艺技术［J］.天然气工业，2012，32（6）：1-4.

［7］ 刘霞，程波，陈平，等.泌页FH1页岩油井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（4）：4-6.

［8］ 刘小龙，靳秀兰，张津，等.冀东3号岛大斜度井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（4）：7-11.

［9］ 崔露，孟振期，徐明磊，等.阿尔油田定丛井井眼轨迹控制技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（5）：41-44.

［10］ 赵长新，张长花，李建，等.甲酸盐及有机盐钻井液基液的润滑性［J］.钻井液与完井液，2012，29（2）：27-29.

（修改稿收到日期 2013-08-11）

Drilling technique for high angle deviated wells in cluster 0084 of South Sulige gas field

XIAO Chunxue1,WANG Xiangyan1,CHEN Weilin1, WANG Yong1, DENG Changsong2
（1. Changqing General Drilling Company,CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited,Xi’an710018,China;2. PetroChina Tarim Oilfield Company,Korla841000,China）

There are 9 wells in South Sulige gas field cluster 0084, containing a vertical well and eight highly deviated wells. For the multi and construction technical difficulties of this block in highly deviated wells , it is conducted with geological, engineering and drilling fluid design, and optimization of BHA drill bit are then optimized, and also the trajectory. Through using MWD instrument, the prevention of underground complex is carried out. Finally it is used in field drilling practice, making the well quickly drilled with the mode "one trip to drill first spud, second spud three times drilling", with horizontal displacement of 1 335.47 m, and average hole enlargement rate of 4.09%. When conducting the electrical logging, it is stucked, so the well is drifted two times. After that, the casing can run smoothly to the bottom, and cementing quality fulfills the standards. It provides beneficial reference for drilling high angle deviated wells with safety, high quality and efficiency in Sulige block in the future.

South Sulige block; high angle deviated; design; drilling; technique

肖春学，王向延，陈伟林，等. 苏南SN0084大斜度井钻井技术［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：24-28.

TE243

：A

1000–7393（2013） 05–0024–05

肖春学，1985年生。2009年毕业于重庆科技学院石油工程专业，现主要从事钻井理论与实践的研究工作，助理工程师。电话：15294435648。E-mail：xiaochunxue@163.com。

〔编辑 薛改珍〕