塔里木盆地满深1井超深井钻井关键技术

2020-10-09袁国栋王鸿远陈宗琦母亚军席宝滨

石油钻探技术 2020年4期

袁国栋，王鸿远，陈宗琦，母亚军，席宝滨

（1. 中石化中原石油工程有限公司塔里木分公司，新疆库尔勒 841000；2. 中石化中原石油工程有限公司，河南濮阳 457001）

满深1井位于新疆沙雅县境内，是塔里木油田部署在塔河南岸勘探新区的一口重点探井，地处塔北、塔中两大古隆起之间的鞍部，目的层为距今4.4亿年的古老海相碳酸盐岩地层，以裂缝和洞穴为主，埋深接近8 000.00 m。该井设计井深7 810.35 m，钻井施工中主要面临二叠系玄武岩漏失与垮塌，志留系塔塔埃尔塔格组钻速低、钻头磨损快，奥陶系桑塔木组易井斜与井壁失稳垮塌等工程技术难点，为此，进行了一系列技术攻关：应用混合钻头+螺杆钻具钻进，采取钻井液塌漏同治技术措施，形成了二叠系优快钻井技术；设计应用了个性化PDC钻头及扭力冲击器，形成了志留系减振提速技术；应用预弯曲动力学防斜钻具组合及高性能防塌水基钻井液，形成了奥陶系防斜防塌技术。这一系列技术确保了满深1井顺利钻至井深7 665.62 m完钻。

满深1井用φ10 mm油嘴测试求产，获得高产工业油气流，日产原油624 m3，日产天然气37.1×104m3，标志着塔里木盆地腹部超深层油气勘探获得重大突破，发现一条区域级富含油气的断裂带，证实了塔北—塔中整体连片含油，新增有利勘探面积3 520 km2，为塔里木油田原油增储上产奠定了资源基础。通过该井的钻井完井作业，初步形成了超深层碳酸盐岩钻井完井技术，为塔里木油田深层油气勘探开发提供了技术支撑，对国内外超深井钻井提速提效也具有一定的借鉴意义。

1 井眼概况及钻井技术难点

1.1 井身结构设计

满深1井目的层为奥陶系一间房组，埋深超过7 500.00 m，主要发育满深1号北东向走滑断裂，受区域应力影响，该断裂具有强压扭、张扭拉分段特性。该井设计采用四开井身结构（见图1）：一开，采用φ444.5 mm钻头钻至井深1500.00 m，φ365.1 mm表层套管下至井深1 500.00 m，封固地表疏松地层；二开，采用φ333.4 mm钻头钻至井深5 500.00 m，φ273.1 mm套管下至井深5 498.00 m，封固二叠系易漏失地层，且预留志留系稳定地层便于开窗侧钻；三开采用φ241.3 mm钻头钻入一间房组2.00～4.00 m后中完，下入φ196.9 mm套管封固一间房组以上地层；四开采用φ168.3 mm钻头钻至B靶点完钻，裸眼完井，φ206.4 mm套管自井深5 200.00 m回接至井口。3个必封点分别是地表疏松地层、二叠系火成岩地层及一间房组顶部。

图 1 满深1井设计井身结构Fig.1 The designed casing program for Well Manshen 1

1.2 地层岩性特点

满深1井从上至下钻遇新生界第四系、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、志留系和奥陶系，主要岩性特点如下：

1）第四系、新近系和古近系埋深0～2 408.00 m，地层岩性以棕色泥岩与砂质泥岩、泥质粉砂岩为主。

2）白垩系、侏罗系和三叠系埋深2 408.00～3 817.00 m，上部地层岩性主要为泥岩与粉砂岩不等厚互层，下部地层岩性以含砾细砂岩及砂质小砾岩为主，底部地层岩性为厚层状灰色泥岩。

3）二叠系埋深3 817.00～4 365.00 m，厚约550.00 m，地层岩性以火成岩和砂泥岩为主，裂缝发育，其中火成岩主要是英安岩、玄武岩及凝灰岩，且玄武岩厚度大、应力高。

4）石炭系埋深4 365.00～4 852.00 m，厚约500.00 m，上部地层岩性以棕色、棕褐色及灰色泥岩为主，下部地层岩性为棕色泥岩、棕褐色钙质泥岩与浅灰褐色泥灰岩、灰岩略等厚互层，底部地层岩性为厚层状钙质胶结砾岩。

5）志留系埋深4 852.00～5 964.00 m，厚约1 110.00 m，包括塔塔埃尔塔格组和柯坪塔格组。塔塔埃尔塔格组厚约640.00 m，岩性为褐色、灰褐色粉砂质泥岩与浅灰色、褐灰色细砂岩、含沥青质细砂岩互层，石英含量高，研磨性强；柯坪塔格组厚约475.00 m，上部为浅灰色厚层状细砂岩、粉砂岩夹泥岩，中部为厚层状泥岩，下部为厚层状细砂岩。

6）奥陶系桑塔木组埋深6 260.00～7 556.00 m，厚约1 300.00 m，地层岩性主要为中厚层状灰色泥岩、泥灰岩，黏土矿物含量达40.9%，呈弱水敏性，表面存在大量亚微米级裂缝。

7）目的层奥陶系一间房组厚约106.00 m，岩性主要为灰色泥晶灰岩及生屑、砂屑灰岩，裂缝及孔洞发育。

1.3 钻井工程难点

在分析满深1井地质特征的基础上，结合其井身结构设计，并参考邻井井下故障统计结果，认为该井钻井主要存在以下技术难点。

1）二叠系火成岩地层裂缝发育，对压力敏感，易形成诱导裂缝，导致发生漏失，且漏速变化大，从微漏到钻井液失返；玄武岩地层因应力释放，出现井壁掉块甚至井眼垮塌，易导致卡钻等井下故障[1]，因此，钻进二叠系的过程中易出现塌漏同存的问题。例如，顺北1-2H井在钻进二叠系时，钻至井深4 455.00 m发生掉块卡钻，损失钻进时间3.4 d；顺北71X井二叠系大段缝洞发育，5 000.00～5 003.00 m井段出现放空现象，且钻进期间连续发生漏失，漏失钻井液达5 026.31 m3。

2）志留系塔塔埃尔塔格组含沥青质砂岩，可钻性差（可钻性级值7.5～8.5），机械钻速低，PDC钻头易磨损，钻头使用寿命短。

3）奥陶系桑塔木组倾角大，钻井过程中井斜控制困难，防斜打直难度大。例如，顺北4井6 430.00～6 850.00 m井段地层倾角约10°，6 850.00～7 180.00 m井段地层倾角增至15°～20°，直井段最大井斜角达13.58°，且纠斜困难。

4）在钻进奥陶系桑塔木组破碎带的过程中，因应力释放易出现井眼失稳垮塌，且亚微米级裂缝对钻井液滤液敏感性强，安全钻进难度大。如顺北4井钻进桑塔木组时，发生井壁失稳，处理时间长达152 d。

2 钻井关键技术

针对二叠系塌漏同存、志留系塔塔埃尔塔格组可钻性差、奥陶系桑塔木组井斜控制难度大与井壁易失稳垮塌等钻井技术难点，开展了针对性技术攻关，形成了二叠系优快钻井技术、志留系减振提速技术和奥陶系防斜防塌技术，确保了满深1井顺利完钻。

2.1 二叠系地层优快钻井技术

2.1.1 钻井液塌漏同治技术

在分析二叠系井漏与井眼坍塌机理的基础上[2]，提出了钻井液塌漏同治技术思路：一方面强化钻井液封堵性能，以减少钻井液滤液进入岩石裂缝，同时强化钻井液抑制能力，降低钻井液滤失量，以形成更致密的滤饼，从而提高地层承压能力；另一方面尽可能降低钻井液密度，从而降低井内液柱压力，避免出现诱导裂缝沟通更多微裂缝，造成井漏。

基于塌漏同治的技术思路，选用聚磺钻井液钻进二叠系，并加入封堵护壁剂FPS，以强化其抑制、封堵、护壁和固壁能力，以便在低密度钻井液条件下保持井壁稳定，从而拓宽钻井液安全密度窗口，在稳定易塌地层的同时，降低井漏风险。聚磺钻井液的基本配方为3.0%～5.0%膨润土+0.1%～0.5%烧碱+0.3%～0.8%大分子聚合物+2.0%～4.0%磺化酚醛树脂+2.0%～4.0%磺化褐煤+3.0%～5.0%防塌剂+1.0%～3.0%液体润滑剂+7.0%～10.0% KCl+0.2%～0.4%聚合物降滤失剂+加重剂。

为满足满深1井二叠系优快钻进的需要，制定了钻井液维护处理措施：

1）进入二叠系前调整好钻井液性能，在井浆中加入2.0%磺化酚醛树脂和2.0% 磺化褐煤，将井浆转换成聚磺钻井液，确保钻井液的高温高压滤失量小于12 mL。

2）维持CL–质量浓度小于30 000 mg/L，K+质量浓度不低于10 000 mg/L，加入0.5%～1.0%大分子聚合物，以增强钻井液的包被抑制能力。

3）进入二叠系中、下部硬脆性泥岩前将钻井液密度提高至约1.30 kg/L，同时逐步加入3.0%～5.0%液体防塌剂，配合使用超细碳酸钙，以增强钻井液的封堵性能，改善滤饼质量。

4）控制钻井液API滤失量小于5 mL，高温高压滤失量小于12 mL，以降低钻井液的滤失量，防止井壁坍塌；加入2.0%～3.0%液体润滑剂，使钻井液含油量达到3.0%以上，以降低摩阻。

2.1.2 混合钻头+螺杆钻具提速技术

满深1井二叠系玄武岩硬度高、研磨性强、抗压强度高，应用常规PDC钻头钻进极易出现崩齿、断齿等问题，造成钻头早期损坏，从而影响机械钻速，也会增加钻井成本。为此，在分析国内外特种钻头主要特性及现场应用效果的基础上[3–11]，选用了φ333.4 mm KPM1633DST型混合钻头及φ244.0 mm H5LZ244×7.0低转速大功率螺杆钻具，采用复合切削方式钻穿二叠系玄武岩等硬地层，这样不仅可以使钻进过程的扭矩平稳、增加单只钻头进尺和提高机械钻速，还可以降低复杂地层掉块卡钻的风险，从而实现二叠系快速钻进。例如，顺北1-8H井使用混合钻头一趟钻钻穿二叠系玄武岩井段，顺北5-11H井使用混合钻头两趟钻钻穿厚度325.50 m的玄武岩井段，且井下安全无故障。

KPM1633DST型混合钻头主要由3个PDC刀翼和3个牙轮构成（如图2所示），其破岩机理为：在钻进硬地层时，牙轮齿高于PDC切削齿，会对岩石产生冲击破碎，形成不连续的齿坑；而PDC切削齿则通过剪切破坏将不连续齿坑连通，从而形成完整破岩。其中，PDC刀翼为螺旋刀翼，并镶嵌2排φ16 mm切削齿，可提高钻头在中硬地层的吃入能力和耐磨性；牙轮为镶齿型，镶嵌537个勺形齿，具有切削效率高和抗破碎能力强等特点，可提高钻头在中硬地层的机械钻速和延长钻头的使用寿命。

图 2 KPM1633DST型混合钻头冠部特征Fig.2 The crown features of KPM1633DST hybrid bit

考虑混合钻头牙轮在高转速下容易失效，并兼顾提高机械钻速，选用了H5LZ244×7.0低转速大功率螺杆钻具。该螺杆钻具的定子橡胶层薄且应力分布均匀，容积率高，较常规螺杆输出的动力更大，同时，其抗变形能力强，密封性好，温胀、溶胀均匀，具有良好的散热性，定子、转子能在更长时间内保持正常配合，较常规螺杆钻具有更长的使用寿命。

钻进二叠系时采用的钻具组合为：φ333.4 mm KPM1633DST型混合钻头+φ244.0 mm直螺杆+φ228.0 mm钻铤×1根+φ203.0 mm浮阀+φ203.0 mm 钻铤×1根+φ203.0 mm无磁钻铤+φ203.0 mm钻铤×9根+挠性短节+φ2 0 3.0 m m随钻震击器+φ203.0 mm钻铤×1根+φ139.7 mm加重钻杆×6根+φ139.7 mm钻杆。主要钻井参数：钻压20～160 kN，转速160 r/min（顶驱50 r/min +螺杆转速110 r/min），排量50 L/s，泵压 19 MPa。

2.2 志留系地层减振提速技术

满深1井志留系塔塔埃尔塔格组的硬脆性和非均质强，应用常规PDC钻头和螺杆钻具进行复合钻进时，钻头易出现弹跳、粘滑振动等问题，易导致钻头发生早期磨损，造成破岩效果差、机械钻速低和钻头进尺少等问题。为此，在调研国内外钻井减振提速工具的基础上[12–16]，以减轻恶性振动、提高能量利用率和强化钻头切削地层的稳定性为目的，应用了个性化PDC钻头和TorkBuster型扭力冲击器，形成了志留系地层减振提速技术。

个性化PDC钻头具有局部加厚的复合片，钻进时以点切入，具有摩削热低、岩屑堆积少的优点，能成倍提高复合片的热稳定性，从而增强了复合片的抗研磨性并延长其寿命。同时，岩石剪切载荷由“点”向“面”分解，降低了岩石对钻头的冲击力，提高了钻头的抗冲击性。配合扭力冲击器，采用以“点”带“线”到“面”的“犁形”切入方式，岩屑颗粒大，加上扭力冲击高频“点”向冲击，破岩效率极高。与常规PDC钻头相比，该钻头耐磨性提高60%，抗冲击性提高50%，使用寿命平均延长60%。

TorkBuster型扭力冲击器利用钻井液能量推动涡轮高速旋转，从而带动棘形轮转动并提供一个高频扭力直接传递给PDC钻头，使钻头切削齿保持较为稳定的扭矩切削岩石[17–18]。这种直接作用于钻头上的高频（750～1 500 min–1）、低幅扭力冲击能辅助PDC钻头旋转剪切破岩，一方面减弱或消除了粘滑振动，提高了旋转驱动系统能量传递到钻头上的效率；另一方面增加了扭转冲击破岩方式，进一步提高了钻头行程钻速。

2.3 奥陶系地层防斜防塌技术

2.3.1 预弯曲动力学防斜钻具组合

满深1井奥陶系高陡地层具有倾角大、增斜趋势强的特点，应用直螺杆、单弯螺杆钟摆钻具钻进时的防斜、纠斜效果不好，且由于钻压受限影响机械钻速。尤其是桑塔木组受走滑断裂影响，直井段使用螺杆钻具+PDC钻头由井深6 261.00 m复合钻进至井深6 537.00 m时，井斜角由2.30°增至7.80°，增斜率达到（0.2°～0.3°）/10m，地层增斜趋势较强。为此，该井在钻进奥陶系高陡构造时，为防斜打直并提高机械钻速，选用了预弯曲动力学防斜钻具组合：φ241.3 mm ES1635SG型PDC钻头+1.50°单弯螺杆（抗温150 ℃，带φ238.0 mm下稳定器）+φ238.0 mm稳定器+φ177.8 mm浮阀+φ177.8 mm无磁钻铤+φ177.8 mm MWD+φ196.9 mm钻铤×4根+φ177.8 mm钻铤×12根+φ127.0 mm无磁承压钻杆+φ127.0 mm加重钻杆×15根+φ127.0 mm钻杆+φ149.2 mm钻杆。主要钻井参数：钻压20～60 kN，转速30～35 r/min，排量32 L/s，泵压21 MPa。

预弯曲动力学防斜钻具组合使下部钻具处于涡动状态，引导其变形释放钻压，使其在井眼中的动力学行为产生较大的降斜力，同时消除由于钻头指向不均匀造成的增斜力，满足控制地层自然造斜的需要，从而达到防斜打快的目的[19]。另外，与钟摆钻具组合相比，应用该钻具组合钻进时，钻压能提高50%以上，可以有效提高机械钻速。同时，配合MWD随钻测量工具能实时监测井斜角变化，及时进行定向纠斜，大大提高了纠斜效率。例如，顺南区块却尔却克组最大地层倾角26°[19]，顺南蓬1井却尔却克组厚2 429.00 m，使用预弯曲动力学防斜钻具组合钻进时防斜效果显著，最大井斜角仅2.64°。

2.3.2 高性能防塌水基钻井液

满深1井奥陶系泥页岩地层破碎、微裂缝发育，在液柱压力、毛细管力等作用下，钻井液滤液会沿微裂缝、微孔洞进入地层内部，一方面会促进钻井液滤液与页岩中黏土矿物间的作用，使黏土矿物吸水膨胀，导致页岩强度降低；另一方面会引起水力劈裂作用，促进泥页岩破裂造成井壁失稳[20]。为此，按照“致密封堵+严控滤失”的技术思路，选用了高性能防塌水基钻井液，以确保奥陶系泥页岩地层的井壁稳定。通过强化钻井液的抑制防塌性能，提高了钻井液滤液的矿化度，增强了对微裂缝地层的封堵能力；同时，适当提高钻井液密度，严格控制高温高压滤失量，充分利用固控设备，深度清除劣质固相，进一步提高了钻井液与地层的适应性，解决了泥页岩地层由于裂缝、微裂缝发育导致的井壁失稳问题。

高性能防塌水基钻井液的基本配方为3.0%～5.0%膨润土+0.3%～0.5%烧碱+3.0%～5.0%磺化褐煤+3.0%～4.0%磺化酚醛树脂+3.0%～5.0%防塌剂+1.0%～3.0%润滑剂+2.0%～5.0%除硫剂+2.0%油溶暂堵剂+1.0%纤维暂堵剂+2.0%～4.0%超细碳酸钙+加重剂。主要性能参数：密度1.44 kg/L，漏斗黏度66～70 s，API滤失量1.5 mL，高温高压滤失量8.0 mL，塑性黏度37 mPa·s；动切力7 Pa，静切力2/9 Pa；pH值8.5，滤饼厚度0.5 mm。

应用高性能防塌水基钻井液钻进奥陶系泥页岩地层时，为确保井眼稳定，制定了相应的钻井液维护处理措施：

1）提高泥岩抑制剂含量，加入0.4%的胺基井壁稳定剂，K+质量浓度提至35 000 mg/L以上，磺化酚醛树脂和磺化褐煤的胶液体积分数提至8.0%～10.0%。

2）严格控制钻井液的API滤失量低于2 mL、高温高压滤失量（测试温度150 ℃）低于8 mL。

3）强化钻井液封堵性能，不定时补充优质膨润土浆及超细碳酸钙，添加微米/纳米级刚性、塑性颗粒，提高微纳米封堵防塌效果，适当提高钻井液黏度和切力，保持漏斗黏度约60 s，含油量4.0%～5.0%。

4）适当提高钻井液密度，由1.38 kg/L提高至1.44 kg/L，进一步平衡地层坍塌压力。

5）定期使用密度1.70 kg/L、漏斗黏度100 s的重稠浆携砂，以保持井眼清洁。

6）加强固控设备使用，振动筛使用260目筛布，配合离心机清除劣质固相。

3 现场应用效果分析

3.1 二叠系井眼稳定，钻速提高

1）满深1井二叠系应用了聚磺钻井液，其密度最小为1.25 kg/L，具有较强的抑制、封堵、护壁和固壁能力，实现了二叠系安全钻进，未发生漏失及垮塌等井下故障。与顺北4井相比，满深1井二叠系井下故障处理时间减少66.72 d；与果勒1井相比，满深1井二叠系井段钻井液漏失量减少309 m3。

2）应用混合钻头+螺杆钻具提速技术一趟钻钻穿二叠系玄武岩地层（4 041～4 181 m井段），机械钻速2.35 m/h，与邻区块富源210H井牙轮钻头钻速（1.60 m/h）相比提高了46.88%。满深1井二叠系平均机械钻速达5.16 m/h，与富源210H井（1.41 m/h）相比提高了265.96%，提速效果非常显著。

3.2 志留系地层减振提速效果显著

满深1井二开钻穿志留系塔塔埃尔塔格组（4 885.00～5 209.45 m井段）共使用6只PDC钻头（如表1所示），单只钻头平均进尺53.37 m，平均纯钻时间16.58 h，起出后磨损严重，钻头肩部、鼻部崩齿及掉齿多，磨损最严重处钻头外径由333.4 mm缩小至238.0 mm。

表 1 满深1井志留系塔塔埃尔塔格组钻头应用情况Table 1 The application of bit in the Silurian Tataaiertage Formation of Well Manshen 1

满深 1 井三开5 216～5 985 m井段应用了个性化PDC钻头+TorkBuster扭力冲击器的减振提速技术，一趟钻钻穿志留系，进尺769.00 m，纯钻时间168.50 h，机械钻速4.56 m/h，与表1中的6只钻头相比，单只钻头进尺和机械钻速分别提高了1 341.02%和41.82%，而且钻进期间扭矩稳定在15.9 kN·m左右，且波动范围小，粘滑振动弱，减振效果明显。

3.3 奥陶系防斜打直及井眼稳定效果明显

1）奥陶系高陡地层（6 537～7 230 m井段）应用预弯曲动力学防斜钻具组合钻进，结合间断定向反抠与双驱钻进方式，兼顾反抠井眼轨迹的平滑度与双驱钻进的稳斜打直效果，逐步将井斜角由7.80°降至1.37°，防斜打直效果明显，并避免了因井眼轨迹不平滑而导致后续施工摩阻大等问题。邻井顺北4井采用“轻压吊打”的方式钻进该段地层，井斜角从9.60°增至13.58°，后降至3.80°，但是水平位移超标，难以钻至靶点，最后回填定向侧钻，导致钻井周期延长57.18 d。

2）满深1井三开钻至井深7 392.54 m时，振动筛不断有掉块返出，扭矩在14～32 kN·m之间大幅高频波动，上提钻具阻卡严重，下放钻具时需划眼，为此，应用旋转导向系统钻至井深7 407.00 m，因井下卡钻风险增大，起钻换下旋转导向系统，继续应用MWD+螺杆钻具钻进，上提下放钻具时仍然阻卡严重，振动筛仍有掉块返出，钻至井深7 480.57 m时上部钻具断裂，被迫回填侧钻。该井侧钻时应用了高性能防塌水基钻井液，两趟钻从井深7 150.00 m顺利钻至井深7 509.50 m，安全钻穿硬脆性泥岩，钻进过程中扭矩为17.7～20.2 kN·m，上提下放钻具时阻卡少、摩阻小，返出岩屑完整清晰，取得了很好的井壁稳定效果。邻井顺北4井在钻进相同地层时，井壁垮塌导致侧钻2次，处理井下故障耗时268 d，与之相比，满深1井节约井下故障处理时间247 d。