顺北评2H超深小井眼侧钻水平井技术

李亚南 于占淼 晁文学 孔华 王安广

1.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院；2.中原石油工程有限公司钻井二公司；3.中原石油工程有限公司技术公司

顺托果勒北是顺北油田目前重点勘探开发区块之一，构造位于塔里木盆地北部坳陷中西部的顺托果勒低隆北缘构造带，属于碳酸盐岩海相油气藏，油气资源储量丰富。新断裂带较顺北1号断裂带储层埋藏深，目的层奥陶系一间房组—鹰山组垂深7400～7600 m（斜深 7600～8500 m），油层温度高。顺北评2H井是部署在顺北次级断裂带的一口直导眼侧钻水平井，评价新区储层发育特征及含油气性，具有侧钻点超深、井下摩阻大、循环温度高、井眼轨迹调整空间窄的特征。由于常规超深侧钻水平井以套管开窗侧为主（如塔河区块），且多应用于老井剩余油挖潜或油层增产，侧钻点6000～6500 m，顺北评2H井钻井技术可借鉴经验不足。因此通过采用轨道剖面优化、钻具组合推选、高温动力钻具及随钻测量仪器优选等技术，克服了施工难题，最终完钻井深8433 m。

1 井身结构

顺北评2H井开发以揭露新断裂带地层、完善地层认识和油藏开发为目标，钻遇地层自上而下依次第四系、新近系、古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系，二叠系—奥陶系上部桑塔木组，地质情况复杂，易井漏、垮塌，因此采用四级井身结构，见表1。

表1 侧钻水平井钻头及井身结构设计次序Table 1 Bit and wellbore structure design sequence of sidetracking horizontal well

2 超深侧钻井技术难点

（1）侧钻点超深，中半径水平井增斜及扭方位轨迹调整空间受限，轨迹控制精度要求高，一旦扭方位度数不足或增斜不利，易引发脱靶事故。

（2）裸眼回填侧钻，水泥塞较地层软，钻速高于裸眼侧钻地层，侧钻时钻头易偏离待钻井眼进入老井眼［1］。

（3）小尺寸钻具组合与新断裂带地层匹配认识度低，造斜能力不稳定；邻井油层温度153～162 ℃（顺北评2H井井底温度162 ℃、循环温度145 ℃），对井下动力钻具和随钻测量仪器性能要求高［2］。

（4）地质分层厚度变薄，地质岩性存在不确定性，如辉绿岩硬地层，顺北1号断裂辉绿岩侵入体埋深6900 m［3］，而顺北评 2H 井在 7740～7789 m 目标层出现。

（5）井眼尺寸小，泵压和排量等钻井参数受限，环空返速低，裸眼段井眼清洁度低，摩阻扭矩增加快。

3 超深侧钻水平井技术

3.1 轨道剖面优化设计

（1）侧钻点优选。直导眼钻至井深7734 m，揭开油层奥陶系中—下统450 m未遇放空漏失，回填水泥塞至井深7355 m侧钻。录井显示目的层奥陶系一间房组顶界深7410 m，因此以选择井斜小、井眼扩大率低、井壁稳定、尽量放大轨迹调整空间为原则，优选进入一间房组5 m即井深7415 m为侧钻点，侧钻点井斜 0.7°，方位 139.93°。

（2）轨道优化设计。地质设计B靶点垂直深度7566 m，方位158.02°，侧钻点至B靶点垂距151 m，属于超深中半径水平井。在地质设计不改变造斜点和靶点垂深的条件下，全角变化率高则轨迹调整空间短，加之动力钻具实钻造斜能力受小尺寸钻具柔性及地质环境因素影响大，导致工具面稳定性差，全角变化率波动范围大，井眼轨迹光滑度降低，完钻后套管下入困难。高造斜率井眼轨道相比于低造斜率井眼轨道控制难度更高，不宜选用单增高造斜率轨道设计；综合考虑井斜角大扭方位难及同时增斜扭方位钻具变井斜力削弱的问题，顺北评2H井轨道剖面优化设计为类双增轨道剖面［4-5］，初始造斜段和第2增斜段全角变化率范围14～15 （°）/30 m，在初始小井斜增斜段完成侧钻扭方位对靶，方位对准虚拟靶点A后全力增斜，因此初始增斜段尽量长，设计2趟钻钻完；第2增斜段适当短，1趟钻完成增斜段钻进，提高钻井效率，减少起下钻次数［6-8］。

3.2 螺杆及随钻测量工具优选

针对超深高温水平井，常温螺杆橡胶及轴承耐温性不满足井底环境要求，国产抗高温150～180 ℃的 Ø120 mm单弯螺杆在超深小井眼中实钻性能见表2［9］，基于井下工作时间长、造斜率适中、可靠性高三方面因素，顺北评2H井增斜段优选弯角1.75°和2°螺杆、水平段采用弯角1.5°螺杆；定向随钻测量仪器优选APS公司的MWD随钻测量仪，工作温度-25 ～175 ℃，极限温度185 ℃，耐高压151 MPa［10-11］。

表2 斜井段螺杆使用情况Table 2 Service situation of mud motor in the inclined well section

3.3 降摩减阻技术

（1）工艺措施。依据实钻井眼轨迹数据，利用软件模拟分析增斜及水平段井下钻柱受力及屈曲状态，通过调整钻井参数（钻压、排量）、钻进方式、技术措施，避免钻柱发生螺旋屈曲、自锁和井下疲劳现象。增斜段每滑动钻进1根反复上提下放活动钻具，保证滑动钻进摩阻小于160 kN，水平段起钻摩阻小于390 kN。

（2）钻井液性能优化。良好的钻井液性能是超深井定向及水平段钻进的重要保障，针对井下温度高、摩阻大及裂缝性储层易漏的特点，采用热稳定性强的钻井液体系。适当混油、乳化将钻井液一次性转化为抗温聚磺混油钻井液体系，保证抗温降滤失性能，提高钻井液润滑性，降低滤饼摩擦系数［10］，减少阻卡事故发生；侧钻进入增斜段及水平段后钻井液及时补充原油及润滑剂，配套采用屏蔽暂堵技术（加入抗温沥青粉等防塌剂及超细钙等），使钻井液具备优良的护壁性和携岩能力，钻井液性能见表3。

表3 钻井液性能Table 3 Properties of drilling fiuid

3.4 侧钻及轨迹控制技术措施

3.4.1 裸眼段侧钻（7415～7431m） 钻具组合：Ø 149.2 mm 牙 轮 钻 头+Ø120 mm 2～2.25°单 弯 螺杆+Ø120 mm无磁钻铤+Ø120 mm无磁悬挂短节+Ø88. 9mm无磁承压钻杆+Ø88.9 mm加重钻杆+Ø88.9 mm钻杆+旁通阀+Ø88.9 mm钻杆+Ø127 mm钻杆+Ø139.7 mm钻杆。钻进参数：钻压0～20 kN，泵压 19～21 MPa，排量 10～12 L/s。

技术措施及施工过程：扫塞60 m至7415 m，采用Ø 120 mm单弯螺杆实施裸眼侧钻，采取小钻压控时侧钻，避免侧钻进入回填老井眼。侧钻过程中依据钻进情况适当调整钻压，侧钻前2 m钻速控制在1 m/3 h钻进，分析砂样后定向钻进2 m，钻速提高至1 m/2 h；侧钻4 m后钻速调整至1 m/h。通过录井岩屑分析侧钻情况，判断侧钻效果，直到返出岩屑90 %左右，逐步恢复钻压提高钻井速度，控时钻进16 m，侧钻至7431 m，测点7419.59 m井斜3.6°，侧钻成功。

3.4.2 增斜段轨迹控制（7431～7556.88 m） 钻具组合：Ø149.2 mmPDC钻头+Ø120 mm 1.5～2.5°螺杆+浮阀+Ø120 mm无磁钻铤+Ø120 mm无磁悬挂短节+Ø88.9 mm无磁承压钻杆+Ø88.9 mm钻杆+Ø88.9 mm加重钻杆+旁通阀+Ø88.9 mm钻杆+Ø127 mm 钻杆+Ø139.7 mm钻杆。钻进参数：钻压20～40 kN，泵压 19～21 MPa，排量 11～12 L/s。

技术措施及施工过程：滑动钻进4趟钻（含侧钻）完成141.88 m定向段造斜，井斜由0.7°增至72.98°。第1趟钻采用高度数螺杆钻至井深7516.71 m全角变化率偏高，进尺85.71 m；第2趟钻更换低度数螺杆，因钻至7538 m提前钻遇硅质夹层，造斜率偏低，平均井眼曲率6 （°）/30 m；第3趟钻优选2.5°螺杆配合SF64H3钻头钻至井深7556.88 m，机械钻速1.6 m/h，造斜率达到25 （°）/30 m增斜至设计井斜85.6°。

3.4.3 稳斜—水平段（7556.88～8433.52 m） 钻具组合：Ø149.2 mm 牙轮 /PDC+ Ø120 mm（1.5°）螺杆+浮阀+Ø120 mm无磁钻铤+Ø120 mm无磁悬挂短节+Ø88.9 mm无磁承压钻杆+Ø88.9 mm钻杆+Ø88.9 mm加重钻杆+Ø88.9 mm钻杆+Ø127 mm钻杆+Ø139.7 mm钻杆。钻进参数：钻压20～30 kN，泵压 20～21 MPa，排量 10～11 L/s，转速 40 r/min。

表4 钻头及螺杆度数优选Table 4 Selection of bit and mud motor degree

技术措施及施工过程： 选用1.5°单弯螺杆采用复合钻进方式，导向控制井眼轨迹在储层中穿行，加密测点掌握井斜变化规律，精确控制井眼轨迹走向，避免水平段出现高角度落差；初始稳斜及水平段采用PDC钻头钻进，由于7743～7773 m井段钻遇火成岩硬地层，PDC钻头损坏严重，换用牙轮钻头钻进，整体水平段储层地质情况良好，中B靶点先期裸眼完井后，甲方决定水平段加深343 m，最终完钻井深8433 m、垂深7598.21 m。

4 现场应用

顺北评2H井通过应用直导眼侧钻技术及施工措施顺利完钻，斜井段平均全角变化率15.5 （°）/30 m，见图1、图2；实钻B靶点半高0.92 m，半宽1.86 m（设计B靶半高＜5 m、半宽＜15 m）；高温随钻测量仪器斜井段累计应用9趟钻，井下工作时间808 h，无仪器故障；由于目的层钻遇辉绿岩和甲方设计水平段加深，定向周期36.46 d（钻穿辉绿岩段耗时7 d），完钻井深8433 m。

5 结论

（1）通过合理设计井眼轨道、优选钻具及优化钻井液体系等技术，顺托果勒北区块可顺利实现8000 m以上超深井可以采用直导眼回填侧钻井开发。

（2）井眼轨道设计中全角变化率优选是超深中短半径水平井动力钻具优选的关键，合理的初始增斜全角变化率和增斜角度能有效提高超深井井眼轨迹光滑度。

图1 实钻井眼轨迹井斜数据Fig. 1 Deviation data of real drilling trajectorу

图2 定向-水平段井眼轨迹全角变化率Fig. 2 Total angle change rate of directional-horizontal hole trajectorу

（3）超深井中半径裸眼侧钻选用2.25°单弯动力钻具配合控时钻进能够实现侧钻新井眼与老井眼的尽早分离。抗温180 ℃螺杆和耐温175 ℃的高温测量仪器满足顺托果勒北区8433m超深井地质环境需求。

（4）聚磺混油钻井体系具有良好的润滑性，通过调节混油量控制超深井井下摩阻；配合防塌剂和堵漏剂，可有效保证井壁稳定和井眼安全。

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