哈拉哈塘深井控位移钻井技术

丁 红，万教育，李俊胜，张 仪，徐华冬，邢 战，田军武

(1.西部钻探定向井技术服务公司，新疆乌鲁木齐830026；2.西部钻探巴州分公司，新疆库尔勒841000)

哈拉哈塘区域深井二开直井段裸眼段长达5000m以上，深部地层研磨性强，软硬交错，地层非均质性强，石炭系、志留系等地层岩性复杂而且有一定地层倾角，钻头吃入地层效果差，PDC钻头失效快、寿命短，钻井机械钻速低；另外，受裂缝、溶洞性储层规模限制，直井段在石炭系以下地层有设计地质中靶要求，设计靶半径最小小于15 m，长裸眼防斜打直难度大，多口井直井段出现井底水平位移未达到要求，只能在中完前留几百米井段下螺杆钻具组合纠斜、扭方位，这样不仅钻井速度慢，而且增加了钻井综合成本。通过对区域深井控位移井的轨迹控制与提速技术研究，并在现场得到成功应用，为同类型井技术应用提供了很好的借鉴作用。

1 区域地质特征

哈拉哈塘地区整体是在前震旦变质基底上形成的长期发育的巨型古隆起，发育震旦系至泥盆系海相沉积地层、石炭系至二叠系海陆交互相沉积地层和三叠系至第四系陆相沉积地层。三叠系主要以灰、深灰色泥岩为主，间夹灰色细砂岩、粉砂岩及薄层泥质粉砂岩、粉砂质泥岩。二叠系主要以灰、深灰色凝灰岩及深灰色玄武岩为主，与砂泥岩互层。石炭系主要为2套褐灰色厚层泥晶灰岩夹一套灰色中厚层泥岩。泥盆系以浅灰色细砂岩及灰色细砂岩与褐色泥岩互层。志留系以深灰、褐灰色含沥青、沥青质细砂岩及浅灰、灰色细砂岩为主，间夹薄层灰绿及灰紫色泥岩，底部发育一套巨厚层状泥岩。哈拉哈塘井区自上而下钻遇的地层主要是新生界第四系、第三系，中生界白垩系、侏罗系、二叠系，古生界石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系，主要目的层为奥陶系，目的层油藏埋深6500～8000m左右。

2 技术难点

2.1 深井地层轨迹控制精度要求高

由于区域前期所钻井多为直井，根据设计要求结合已钻井情况，6000m以内井斜控制基本都能达到设计井斜要求范围内，井斜没有出现明显大增的情况，方位一般随地层自然变化。一般直井钻井工程设计中井身质量要求主要是井斜、全角变化率和水平位移，方位没有做特别控制要求，但由于储层为奥陶系“串珠”储层，钻至6000m后井深，地质中靶要求靶半径小于15m，而上部地层水平位移一般都超过40m，闭合方位在自然方位漂移方向上，不在目标靶区的方位范围内，一般使用螺杆钻具组合在深部井段滑动钻进、扭方位控位移定向钻进调整轨迹以达到中靶要求，深井滑动钻进中托压严重，机械钻速慢，定向工期较长。

2.2 二叠系火成岩及以下地层可钻性差

二叠系顶界埋深在4400～5800m，厚度在240～560m，厚度从北到南逐渐增加。二叠系钻遇的火成岩，可钻性差，易发生井壁失稳、井漏复杂。二叠系及以下的石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系地层岩性复杂，非均质性强，岩芯实验结果牙轮可钻性在6～8级范围内，PDC可钻性在5～7级范围内，可钻性差，机械钻速低、钻头寿命短，钻头选型难度较大。

2.3 深井井下存在施工风险

二叠系、石炭系地层井壁稳定性差，主要为火山灰凝灰岩，极易发生剥蚀掉块，井径扩大，钻进中阻卡频繁。控位移井段处于二开超过5000m的长裸眼段下部难钻地层，一般在石炭系及以下地层，深部井段安全钻井难度大。

3 控位移技术对策

3.1 地层自然造斜特性分析

分析和掌握地层自然造斜规律可以减少被动防斜的工作量和井下复杂事故的发生,从而提高钻速、降低钻井成本。根据哈拉哈塘区域地质特征及已钻直井情况，侏罗系及以上地层闭合方位变化差异性较大，侏罗系以下地层闭合方位逐渐向地层垂直方向90°～180°范围趋近，地层自然方位飘移多为南偏东方向。

3.2 井身剖面优化

根据已钻井实钻轨迹控制情况，通过VSP测井[1]对原来的地质靶点做了精细的识别和调整，结合考虑满足地质中靶的要求，采用下移调整控制点位置，适当缩短靶前位移，降低控位移段造斜率，使造斜率既能达到在要求范围内，也能在较短的靶前位移内入靶。从控位移井段地层可钻性、稳定性考虑，控位移地层选择在泥盆系等地层，平均造斜率设计在2.5°/30m，井斜在4°左右，保证后期中完通井、下套管顺利。控位移轨迹优化设计比较见表1。

表1 控位移轨迹优化设计比较

3.3 二叠系及以下地层提速技术

螺杆和涡轮等常用提速工具在钻遇硬度极高的火成岩、岩性变化快的夹层时，极容易崩断复合片或者断翼失效。扭力冲击器（TorkBuster）[2-3]是一种较好的提速工具，它依靠独特的工作方式和配合高抗冲击设计的专用PDC钻头，更适用于各种常规提速工具无法快速钻进的地层。扭力冲击器将钻井液的流体能量转换成高频、均匀稳定的扭向机械冲击能量并直接传递给PDC实现瞬时破岩，此时PDC钻头上就有2个力在切削地层，一个是转盘提供的扭力，一个是扭力冲击器提供的扭向冲击力，提高了PDC钻头切削地层能力，使钻头不需要等待积蓄足够的能量就可以切削地层，消除了钻头“粘滑”现象，保持钻头对地层切削的连续性。当PDC钻头受到高频扭转冲击作用时，钻头受力较均匀，钻头横向位移小，形成的井眼轨迹不易偏斜。因此，在控位移井段以上难钻的二叠系及石炭系地层选用扭力冲击器配合专用PDC钻头钻井提速是最佳方法。

前期控位移井施工过程主要是通过带弯度的螺杆来实现的，由于使用螺杆定向钻进时只有钻头是活动的，井内钻柱处于基本静止状态，容易托压，突然释放后易造成憋泵、打倒车等现象的发生，容易造成深井井下复杂情况。引入的旋转导向工具[4]是具有内部导向机制的完全旋转的指向式钻井导向系统，全程旋转，无固定部分，减少了导向过程中与井壁接触，消除了与常规螺杆钻具钻进相比加压困难的问题，提高了井眼清洁效率，降低了岩屑床堆积的可能性，减少了井下压差卡钻的风险。旋转导向钻具组合：∅241.3mm PDC钻头+PowerDrive X6 675+∅238.1mm稳定器+浮阀+∅172mmMWD(Slim⁃Pulse)+∅177.8mm钻铤（15～21根）+∅127mm加重钻杆（9～15根）+∅127mm斜坡钻杆。钻井参数：钻压40～100kN，转速 60～80r/min，排量 25～28L/s，泵压20～25MPa。

3.4 配套技术措施

在哈拉哈塘区域推广应用扭力冲击器配合专用PDC钻头钻井提速及稳定井身质量的情况下，试验应用旋转导向技术进行控位移作业，旋转导向工具的工作效果与钻压、排量、转速和钻井液密度等钻井参数紧密相关的。因此，定向井工程师必须紧密关注相关参数的变化，便于及时掌握信息和确定是否调整的措施。如果需要调整旋转导向工具的工作状态，由定向工程师通过调控钻井液排量来给井下仪器发送新命令，通常边打钻边调泵冲，不需要停钻。对泥浆泵的要求上水效率高、运行平稳、反应迅速和准确。在允许的范围内，在初始造斜率应高一些，使在后期的造斜稍有余地，尽可能增加复合钻井，既能大幅度地提高钻井速度，又能有效地预防井下事故和复杂情况的发生，实现安全、高效钻井，提高机械钻速。

4 应用效果

4.1 应用情况

在HA6-2、HA16-27井2口井应用“PDC+扭力冲击器”钻具组合钻至控位移井深，后续直井段试验旋转导向系统控位移提速。HA6-2、H16-27井使用“PDC+扭力冲击器”钻具组合钻井段机械钻速与邻井使用常规钟摆钻具组合相比有明显提高，井斜角变化不大。扭力冲击器配合PDC钻头的钻具组合应用情况见表2。HA6-2井控位移轨迹要求井斜小于4.5°，水平位移不大于40m，全角变化率不大于3°/30m，靶半径小于40m；优化选择控位移井段300m，控位移点井深5650m，控位移造斜率2.5°/30m，根据井眼自然方位165°，纠方位方向278°，控制靶点位移30m。HA16-27井控位移轨迹要求井斜小于4.5°，水平位移不大于30m，全角变化率不大于3°/30m，入靶半径小于10m；优化应用自然方位157°控位移，然后扭方位至51°钻至靶点，控位移点井深6252m，井段310m，位移13.96m增至26.92m入靶。控位移井应用情况见表3。

4.2 控位移提速效果

表2“PDC+扭力冲击器”钻具组合应用情况

表3 控位移井应用情况

HA6-2、HA16-27井2口井分别比前期5口采用常规螺杆钻具组合控位移井平均段长612.6m减少349.6m和362.6m，平均机械钻速分别提高10.7%和46.09%，定向工期分别缩短72.57%和80.87%。总体平均机械钻速比前期提高28.39%，定向工期缩短76.74%，并且有效减少了趟钻次数，HA6-2、HA16-27井分别仅用1趟钻和2趟钻就完成了控位移井段钻进进尺，而前期所钻井至少在3趟钻以上才能完成钻进进尺，这样有效节约了钻井工期，保证了中靶质量，提高了控位移井段速度，也有利于深井井下安全。

5 结论与认识

（1）选择“PDC+扭力冲击器”组合钻二叠系玄武岩、砾岩地层及石炭系等地层，与前期区域使用常规钻井技术相比，机械钻速得到有效提高。

（2）对地层自然造斜与漂移规律分析，有利于制定切实可行的控位移方案，实钻中减少了控位移钻进井段，有效缩短了位移控制段工期。

（3）控位移井段试验旋转导向技术，提高了钻井速度，井眼轨迹控制质量达到要求。

（4）建议进一步完善相关技术的集成应用，以期获得更好的提速效果。