隆探X3井基岩定向井钻井设计与施工

段晓岩

(中国石油大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江 大庆 163413)

隆探X3井位于松辽盆地古中央隆起带昌德凸起构造，钻探目的层为基底，兼探泉头组一、二段及登娄库组，探索古中央隆起带基岩风化壳储层的含气性，同时兼探上覆登娄库组及基底内幕的含气性。设计完钻井深3944.66 m，垂深3630 m。 预测目的层地层压力为正常压力体系，孔隙压力系数为1.04，平均破裂压力系数为1.80，地温梯度为4.60 ℃/100 m。为确保该井的安全高效施工进行了钻井工程方案设计。

1 隆探X3井难点分析

隆探X3井是大庆首口基岩定向井，受勘探程度和资料限制，地质勘探风险较高，钻井施工风险高，主要有以下难点。

(1)存在多处断层，易井漏井斜：青二、三段1600、1710 m，泉三段下部2330 m，基底内幕顶部有断层。

(2)基岩岩性复杂，裂缝发育，易井漏及井壁失稳：风化壳顶部岩石整体破碎、疏松，孔隙度5.5%，下部裂缝发育；内幕推测为碎裂花岗岩、碎裂岩，易发生井漏，且本井为定向井，更要严防井壁失稳。

(3)岩石硬度大，可钻性差：目的层岩性主要为碎裂花岗岩、碎裂岩、糜棱岩，岩石可钻性8～9级。

(4)基岩勘探程度低：地层压力不明确，可能存在压力异常；破裂压力低，固井易漏失。

2 隆探X3钻井优化设计

参照邻井实钻资料，并针对本井以上施工难点，在设计方案中重点对井身结构、钻具组合、钻头选型、钻井液情况等方面进行优化，以达到降低施工难度与风险，指导现场安全高效施工的目的[1-5]。

2.1 井眼轨迹

根据本井的地质目标， 本井地质设计已经规定了靶点坐标，进而明确了该井的井斜角及方位角。按造斜率5°/30 m、采用三段制设计本井井眼轨迹，反推造斜点2809.39 m、最大井斜角48.16°。从地质分层看，本井造斜点、稳斜段地层硬度适中，无坍塌、缩径、高压、易漏，易于钻井施工[6]。井眼轨道优化设计结果见表1。

表1 隆探X3井井眼轨道剖面设计(表中的南北、东西坐标均为相对坐标)Table 1 Trajectory design of Well Longtan X3 (NS coordinates and EW coordinates in the table are relative coordinates)

2.2 井身结构

针对古中央隆起带地质特点，井身结构确定依据如下：

(1)必封点：①本井位于葡萄花油层注水开发区内，葡萄花油层需封固；②嫩江组、青山口组地层易缩径、失稳，需封固；③基岩目的层压力不明确，可能存在异常压力层或复杂地层，须预留一层套管，因此选择三层标准井身结构，预留Ø177.8 mm套管和Ø152.4 mm井眼。

(2)Ø339.7 mm套管下至260 m稳定泥岩处，封固地表疏松地层和保护地表水，加固井口。

(3)Ø244.5 mm技术套管下至登二段底部3210 m，封隔嫩江组、青山口组等不稳定地层和葡萄花注水高压层；将目的层与上部压力层系分隔，实现三开低密度钻进，保障勘探发现；减少三开裸眼段长度，降低三开钻完井风险；借鉴达深X23经验教训，缩短三开裸眼段，降低摩阻扭矩, 实现基岩储层专打。

(4)Ø215.9 mm钻头钻至设计井深(斜深)3944.66 m，下入Ø139.7 mm尾管固井。若油气显示良好，必要时，Ø139.7 mm 套管回接至井口[7-9]。

2.3 钻具组合

由于隆探X3井造斜段+稳斜段共计1135 m，稳斜角48°，利用Landmark软件模拟(见图1、图2)，其造斜段+稳斜段最大扭矩为15.4 kN·m。由于理论轨迹为理想的平滑曲线，借助达深X23井实钻与理论数据，对隆探X3井计算结果进行修正，预计实际施工扭矩大约为24 kN·m 。

图1 造斜段+稳斜段摩阻扭矩计算结果Fig.1 Calculation results of drag and torque in buildingand holding sections

图2 造斜段+稳斜段摩阻扭矩图Fig.2 Graphical representation of drag and torquein building and holding sections

利用Landmark 软件进行各开次钻具组合校核。

二开造斜段+稳斜段设计的钻具组合为[10-13]：Ø311.2 mm钻头×0.3 m+Ø216.0 mm螺杆×8.4 m(造斜段1.5°/1.25°；稳斜段0.75°/1.0°)+Ø203.0 mm MWD×13.3 m+Ø203.0 mm无磁钻铤×9.0 m+Ø178.0 mm钻铤×54.0 m +Ø159.0 mm钻铤×54.0 m+Ø127 mm加重钻杆×135.0 m+Ø127 mm钻杆。图3～5为造斜段钻具校核图。

图3 二开造斜、稳斜段井眼钻具强度校核图Fig.3 Strength calibration of BHA for building and holding sectionsin the second spud in

图4 二开Ø311.2 mm井眼钻具摩阻图Fig.4 Drag of BHA in the Ø311.2mm hole in the second spud in

图5 二开Ø311.2 mm井眼钻具扭矩图Fig.5 Torque of BHA in Ø311.2mm hole in the second spud in

三开稳斜设计的钻具组合为:Ø215.9 mm钻头×0.3 m+Ø172.0 mm螺杆(带一个扶正器) ×8.4 m+Ø214.0 mm稳定器×1.5 m+Ø159.0 mm钻铤×9.0 m+Ø214.0 mm稳定器×1.5 m+Ø159.0 mm止回阀×1.0 m+Ø172.0 mm MWD×13.3 m+Ø165.0 mm无磁钻铤×9.0 m+Ø159.0 mm钻铤× 54.0 m+Ø127 mm加重钻杆×270.0 m+Ø127 mm钻杆。图6～8为稳斜段钻具校核图。

图6 三开稳斜段井眼钻具强度校核图Fig.6 Strength calibration of BHA for the holding sectionin the third spud in

2.4 钻头优选

(1)二开泉二、泉一(直井段)岩石可钻性4～5级，采用液动旋冲工具+PDC钻头提速[14-16]。

(2)二开泉一、登三段(造斜段)岩石可钻性4～6级，设计采用MWD+螺杆+PDC钻头造斜钻进，备用牙轮钻头[7]。

图7 三开Ø215.9 mm井眼钻具摩阻图Fig.7 Drag of BHA in the Ø215.9mm hole in the second spud in

图8 三开Ø215.9 mm井眼钻具扭矩图Fig.8 Torque of BHA in the Ø215.9mm hole in the third spud in

(3)三开基岩井段主要为花岗岩、碎裂岩等，顶部岩石可钻性达8～9级，设计采用高速牙轮钻头，并探索应用休斯敦研发中心非平面齿PDC钻头提速,各层位岩性可钻性见图9。

图9 各层位岩性可钻性Fig.9 Rock drillability of various layers

2.5 钻井液优选

根据本井基岩钻探的不确定性及二开大井眼造斜的需求，一开设计采用膨润土浆；二开、三开设计采用有机硅聚磺钻井液体系，该钻井液体系具有良好的润滑性和封堵防塌能力，综合性能接近油基泥浆[17-18]，钻井液性能见表2、表3。

2.6 井眼清洁

表2 钻井液性能对比Table 2 Comparison of drilling fluid properties

由于地质条件限制，本井井斜角为48.16°，二开造斜段、增斜段长400.61 m，三开稳斜段长910 m，由于钻井过程中，45°～65°井段容易形成岩屑床，为避免岩屑床的形成，提高净化程度，减少钻井过程中的摩阻和扭矩，防止出现井壁不稳定、形成键槽、粘卡等井下事故，需要采用Landmark软件，模拟计算排量、钻速以及岩屑颗粒半径对岩屑床厚度的影响[19-25]。

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

二开造斜、稳斜段，钻头Ø311.2 mm。在机械钻速2.0 m/h，钻井液塑性粘度21 Pa·s、动切力15.5 Pa，岩屑颗粒半径6 mm，排量2.0 ～3.1 m3/min条件下，模拟排量以及转速对岩屑床厚度的影响，结果见图10。由图10可以看出，当排量<3.1m3/min时，同一转速下，岩屑床的厚度随着排量的增加而减小；在同一排量下，岩屑床的厚度随着转速的增加而减小。因此，设计钻井参数时，转速>270 r/min，排量>2.8 m3/min。

图10 二开造斜、稳斜段排量及转速对岩屑床厚度的影响Fig.10 Effect of flowrates and rotary speeds on cuttings settlementthickness in the building and holding sections in the second spud in

三开稳斜段，钻头Ø215.9 mm。在机械钻速2.0 m/h, 钻井液塑性粘度21 Pa·s、动切力15.5 Pa，岩屑颗粒半径6 mm，排量1.2～2.0 m3/min条件下，模拟排量以及转速对岩屑床厚度的影响，结果见图11，图11可以看出，当排量<2.0 m3/min时，同一转速下，岩屑床的厚度随着排量的增加而减小；在同一排量下，岩屑床的厚度随着转速的增加而减小。因此，设计钻井参数时，钻速>270 r/min，排量>1.5 m3/min。

图11 稳斜段排量及转速对岩屑床厚度的影响Fig.11 Effect of flowrates and rotary speeds on cuttings settlementthickness in the holding section in the third spud in

理论计算得出，为保证井眼清洁，应适当提高排量和转速来减小岩屑床的厚度，以实现降低摩阻和扭矩的目的。由于本井段采用螺杆复合钻进，二开造斜段、稳斜段，三开稳斜段转盘转速40～60 r/min，二开造斜段、稳斜段排量2.8～3.0 m3/min，三开稳斜段排量1.6～1.9 m3/min。

3 隆探X3 井现场施工情况

3.1 井身结构

由于在井身结构设计时进行了优化，使井身结构设计较适应实际情况，与钻井现场实际井身结构符合率相当高。Ø339.7 mm套管下至261.82 m；Ø244.5 mm套管下至登二段中部 3178.34 m；Ø139.7 mm套管下至基底4100.00 m。

3.2 实钻钻头使用情况

在隆探X3井实钻过程中，二开在2227.87～2791 m井段使用2趟液动旋冲钻井工具+PDC钻头，钻井进尺563.13 m，纯钻进161.5 h，机械钻速3.49 m/h，其他井段采用定向仪器+螺杆，取得了显著的提速和缩短周期的效果。隆探X3井实钻钻头使用情况见表4。

表4 隆探X3井实钻钻头使用情况Table 4 Use of bits in drilling Well Longtan X3

3.3 钻井液情况

(1)实现了低粘高切，体现出了良好的携带岩屑能力。整个施工过程中，钻井液漏斗粘度保持在60 s左右，动塑比达到0.4以上，振动筛筛面返砂明显，泵压平稳，保证了井底和井壁的清洁，扭矩5 kN·m，上提摩阻50 kN左右。

(2)钻井液加入抑制剂和优选防塌封堵剂，提高了钻井液的抑制封堵能力，并优选了抗高温处理剂，HPHT失水量≤12 mL。对水敏性泥页岩，还是以平衡地层活度为主，使钻井液和地层中水的活度保持相等，从而达到阻止油包水钻井液中的水向地层运移，保证井壁稳定性，及固相颗粒优先被油润湿，避免了含有泥页岩的钻屑与钻井液接触后发生吸水膨胀，水化分散，使钻井液粘度上升，扭矩和阻力增大。

(3)具有良好的剪切稀释性和润滑性：避免了小排量时钻头泥包的可能性，保证了井内钻井液静止状态下，井下安全。

该井二开钻进采用造斜段1.5°/1.25°单弯螺杆、稳斜段0.75°/1.0°常规导向钻具组合,使用抑制封堵能力强的有机硅聚磺钻井液体系进行钻进。该井段19趟钻完成，2918 m，纯钻749 h，平均机械钻速3.90 m/h，平均造斜率1.54°/30 m。

该井三开钻进采用0.75°/1.0°常规稳斜钻具组合,使用抑制封堵能力强的有机硅聚磺钻井液体系进行钻进。该井段29趟钻完成，纯钻516.5 h，进尺940 m，机械钻速1.82 m/h。

该井实际完钻井深4120.00 m，垂深3747.32 m，最大井斜角51.5°，方位角272.00°，钻进周期127.83 d。钻井施工过程中没有出现井下故障，完井、电测及下套管均安全顺利完成。

4 结论

(1)合理的井身结构，必封点的选取使得隆探X3钻井施工顺利完成，没有事故复杂情况的发生。

(2)采用Landmark对各井段钻具结构、摩阻及扭矩进行优化，确保了井身结构设计的合理性。

(3)二开2227.87～2791 m井段使用2趟液动旋冲钻井工具+PDC钻头，其他井段采用定向仪器+螺杆，三开基底钻进采用高速牙轮钻头，取得了显著的提速和缩短周期的效果。

(4)采用具有良好的润滑性和封堵防塌能力的有机硅聚磺钻井液体系，保证了井壁稳定性以及井内钻井液静止状态下的井下安全，使得施工顺利进行。