李亞南 于占淼 晁文學 孔華 王安廣

1.中原石油工程有限公司鉆井工程技術研究院；2.中原石油工程有限公司鉆井二公司；3.中原石油工程有限公司技術公司

順托果勒北是順北油田目前重點勘探開發(fā)區(qū)塊之一，構造位于塔里木盆地北部坳陷中西部的順托果勒低隆北緣構造帶，屬于碳酸鹽巖海相油氣藏，油氣資源儲量豐富。新斷裂帶較順北1號斷裂帶儲層埋藏深，目的層奧陶系一間房組—鷹山組垂深7400～7600 m（斜深 7600～8500 m），油層溫度高。順北評2H井是部署在順北次級斷裂帶的一口直導眼側鉆水平井，評價新區(qū)儲層發(fā)育特征及含油氣性，具有側鉆點超深、井下摩阻大、循環(huán)溫度高、井眼軌跡調整空間窄的特征。由于常規(guī)超深側鉆水平井以套管開窗側為主（如塔河區(qū)塊），且多應用于老井剩余油挖潛或油層增產，側鉆點6000～6500 m，順北評2H井鉆井技術可借鑒經驗不足。因此通過采用軌道剖面優(yōu)化、鉆具組合推選、高溫動力鉆具及隨鉆測量儀器優(yōu)選等技術，克服了施工難題，最終完鉆井深8433 m。

1 井身結構

順北評2H井開發(fā)以揭露新斷裂帶地層、完善地層認識和油藏開發(fā)為目標，鉆遇地層自上而下依次第四系、新近系、古近系、白堊系、三疊系、二疊系、石炭系、泥盆系、志留系和奧陶系，二疊系—奧陶系上部桑塔木組，地質情況復雜，易井漏、垮塌，因此采用四級井身結構，見表1。

表1 側鉆水平井鉆頭及井身結構設計次序Table 1 Bit and wellbore structure design sequence of sidetracking horizontal well

2 超深側鉆井技術難點

（1）側鉆點超深，中半徑水平井增斜及扭方位軌跡調整空間受限，軌跡控制精度要求高，一旦扭方位度數不足或增斜不利，易引發(fā)脫靶事故。

（2）裸眼回填側鉆，水泥塞較地層軟，鉆速高于裸眼側鉆地層，側鉆時鉆頭易偏離待鉆井眼進入老井眼［1］。

（3）小尺寸鉆具組合與新斷裂帶地層匹配認識度低，造斜能力不穩(wěn)定；鄰井油層溫度153～162 ℃（順北評2H井井底溫度162 ℃、循環(huán)溫度145 ℃），對井下動力鉆具和隨鉆測量儀器性能要求高［2］。

（4）地質分層厚度變薄，地質巖性存在不確定性，如輝綠巖硬地層，順北1號斷裂輝綠巖侵入體埋深6900 m［3］，而順北評 2H 井在 7740～7789 m 目標層出現。

（5）井眼尺寸小，泵壓和排量等鉆井參數受限，環(huán)空返速低，裸眼段井眼清潔度低，摩阻扭矩增加快。

3 超深側鉆水平井技術

3.1 軌道剖面優(yōu)化設計

（1）側鉆點優(yōu)選。直導眼鉆至井深7734 m，揭開油層奧陶系中—下統450 m未遇放空漏失，回填水泥塞至井深7355 m側鉆。錄井顯示目的層奧陶系一間房組頂界深7410 m，因此以選擇井斜小、井眼擴大率低、井壁穩(wěn)定、盡量放大軌跡調整空間為原則，優(yōu)選進入一間房組5 m即井深7415 m為側鉆點，側鉆點井斜 0.7°，方位 139.93°。

（2）軌道優(yōu)化設計。地質設計B靶點垂直深度7566 m，方位158.02°，側鉆點至B靶點垂距151 m，屬于超深中半徑水平井。在地質設計不改變造斜點和靶點垂深的條件下，全角變化率高則軌跡調整空間短，加之動力鉆具實鉆造斜能力受小尺寸鉆具柔性及地質環(huán)境因素影響大，導致工具面穩(wěn)定性差，全角變化率波動范圍大，井眼軌跡光滑度降低，完鉆后套管下入困難。高造斜率井眼軌道相比于低造斜率井眼軌道控制難度更高，不宜選用單增高造斜率軌道設計；綜合考慮井斜角大扭方位難及同時增斜扭方位鉆具變井斜力削弱的問題，順北評2H井軌道剖面優(yōu)化設計為類雙增軌道剖面［4-5］，初始造斜段和第2增斜段全角變化率范圍14～15 （°）/30 m，在初始小井斜增斜段完成側鉆扭方位對靶，方位對準虛擬靶點A后全力增斜，因此初始增斜段盡量長，設計2趟鉆鉆完；第2增斜段適當短，1趟鉆完成增斜段鉆進，提高鉆井效率，減少起下鉆次數［6-8］。

3.2 螺桿及隨鉆測量工具優(yōu)選

針對超深高溫水平井，常溫螺桿橡膠及軸承耐溫性不滿足井底環(huán)境要求，國產抗高溫150～180 ℃的 ?120 mm單彎螺桿在超深小井眼中實鉆性能見表2［9］，基于井下工作時間長、造斜率適中、可靠性高三方面因素，順北評2H井增斜段優(yōu)選彎角1.75°和2°螺桿、水平段采用彎角1.5°螺桿；定向隨鉆測量儀器優(yōu)選APS公司的MWD隨鉆測量儀，工作溫度-25 ～175 ℃，極限溫度185 ℃，耐高壓151 MPa［10-11］。

表2 斜井段螺桿使用情況Table 2 Service situation of mud motor in the inclined well section

3.3 降摩減阻技術

（1）工藝措施。依據實鉆井眼軌跡數據，利用軟件模擬分析增斜及水平段井下鉆柱受力及屈曲狀態(tài)，通過調整鉆井參數（鉆壓、排量）、鉆進方式、技術措施，避免鉆柱發(fā)生螺旋屈曲、自鎖和井下疲勞現象。增斜段每滑動鉆進1根反復上提下放活動鉆具，保證滑動鉆進摩阻小于160 kN，水平段起鉆摩阻小于390 kN。

（2）鉆井液性能優(yōu)化。良好的鉆井液性能是超深井定向及水平段鉆進的重要保障，針對井下溫度高、摩阻大及裂縫性儲層易漏的特點，采用熱穩(wěn)定性強的鉆井液體系。適當混油、乳化將鉆井液一次性轉化為抗溫聚磺混油鉆井液體系，保證抗溫降濾失性能，提高鉆井液潤滑性，降低濾餅摩擦系數［10］，減少阻卡事故發(fā)生；側鉆進入增斜段及水平段后鉆井液及時補充原油及潤滑劑，配套采用屏蔽暫堵技術（加入抗溫瀝青粉等防塌劑及超細鈣等），使鉆井液具備優(yōu)良的護壁性和攜巖能力，鉆井液性能見表3。

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

3.4 側鉆及軌跡控制技術措施

3.4.1 裸眼段側鉆（7415～7431m） 鉆具組合：? 149.2 mm 牙 輪 鉆 頭+?120 mm 2～2.25°單 彎 螺桿+?120 mm無磁鉆鋌+?120 mm無磁懸掛短節(jié)+?88. 9mm無磁承壓鉆桿+?88.9 mm加重鉆桿+?88.9 mm鉆桿+旁通閥+?88.9 mm鉆桿+?127 mm鉆桿+?139.7 mm鉆桿。鉆進參數：鉆壓0～20 kN，泵壓 19～21 MPa，排量 10～12 L/s。

技術措施及施工過程：掃塞60 m至7415 m，采用? 120 mm單彎螺桿實施裸眼側鉆，采取小鉆壓控時側鉆，避免側鉆進入回填老井眼。側鉆過程中依據鉆進情況適當調整鉆壓，側鉆前2 m鉆速控制在1 m/3 h鉆進，分析砂樣后定向鉆進2 m，鉆速提高至1 m/2 h；側鉆4 m后鉆速調整至1 m/h。通過錄井巖屑分析側鉆情況，判斷側鉆效果，直到返出巖屑90 %左右，逐步恢復鉆壓提高鉆井速度，控時鉆進16 m，側鉆至7431 m，測點7419.59 m井斜3.6°，側鉆成功。

3.4.2 增斜段軌跡控制（7431～7556.88 m） 鉆具組合：?149.2 mmPDC鉆頭+?120 mm 1.5～2.5°螺桿+浮閥+?120 mm無磁鉆鋌+?120 mm無磁懸掛短節(jié)+?88.9 mm無磁承壓鉆桿+?88.9 mm鉆桿+?88.9 mm加重鉆桿+旁通閥+?88.9 mm鉆桿+?127 mm 鉆桿+?139.7 mm鉆桿。鉆進參數：鉆壓20～40 kN，泵壓 19～21 MPa，排量 11～12 L/s。

技術措施及施工過程：滑動鉆進4趟鉆（含側鉆）完成141.88 m定向段造斜，井斜由0.7°增至72.98°。第1趟鉆采用高度數螺桿鉆至井深7516.71 m全角變化率偏高，進尺85.71 m；第2趟鉆更換低度數螺桿，因鉆至7538 m提前鉆遇硅質夾層，造斜率偏低，平均井眼曲率6 （°）/30 m；第3趟鉆優(yōu)選2.5°螺桿配合SF64H3鉆頭鉆至井深7556.88 m，機械鉆速1.6 m/h，造斜率達到25 （°）/30 m增斜至設計井斜85.6°。

3.4.3 穩(wěn)斜—水平段（7556.88～8433.52 m） 鉆具組合：?149.2 mm 牙輪 /PDC+ ?120 mm（1.5°）螺桿+浮閥+?120 mm無磁鉆鋌+?120 mm無磁懸掛短節(jié)+?88.9 mm無磁承壓鉆桿+?88.9 mm鉆桿+?88.9 mm加重鉆桿+?88.9 mm鉆桿+?127 mm鉆桿+?139.7 mm鉆桿。鉆進參數：鉆壓20～30 kN，泵壓 20～21 MPa，排量 10～11 L/s，轉速 40 r/min。

表4 鉆頭及螺桿度數優(yōu)選Table 4 Selection of bit and mud motor degree

技術措施及施工過程： 選用1.5°單彎螺桿采用復合鉆進方式，導向控制井眼軌跡在儲層中穿行，加密測點掌握井斜變化規(guī)律，精確控制井眼軌跡走向，避免水平段出現高角度落差；初始穩(wěn)斜及水平段采用PDC鉆頭鉆進，由于7743～7773 m井段鉆遇火成巖硬地層，PDC鉆頭損壞嚴重，換用牙輪鉆頭鉆進，整體水平段儲層地質情況良好，中B靶點先期裸眼完井后，甲方決定水平段加深343 m，最終完鉆井深8433 m、垂深7598.21 m。

4 現場應用

順北評2H井通過應用直導眼側鉆技術及施工措施順利完鉆，斜井段平均全角變化率15.5 （°）/30 m，見圖1、圖2；實鉆B靶點半高0.92 m，半寬1.86 m（設計B靶半高＜5 m、半寬＜15 m）；高溫隨鉆測量儀器斜井段累計應用9趟鉆，井下工作時間808 h，無儀器故障；由于目的層鉆遇輝綠巖和甲方設計水平段加深，定向周期36.46 d（鉆穿輝綠巖段耗時7 d），完鉆井深8433 m。

5 結論

（1）通過合理設計井眼軌道、優(yōu)選鉆具及優(yōu)化鉆井液體系等技術，順托果勒北區(qū)塊可順利實現8000 m以上超深井可以采用直導眼回填側鉆井開發(fā)。

（2）井眼軌道設計中全角變化率優(yōu)選是超深中短半徑水平井動力鉆具優(yōu)選的關鍵，合理的初始增斜全角變化率和增斜角度能有效提高超深井井眼軌跡光滑度。

圖1 實鉆井眼軌跡井斜數據Fig. 1 Deviation data of real drilling trajectorу

圖2 定向-水平段井眼軌跡全角變化率Fig. 2 Total angle change rate of directional-horizontal hole trajectorу

（3）超深井中半徑裸眼側鉆選用2.25°單彎動力鉆具配合控時鉆進能夠實現側鉆新井眼與老井眼的盡早分離?？箿?80 ℃螺桿和耐溫175 ℃的高溫測量儀器滿足順托果勒北區(qū)8433m超深井地質環(huán)境需求。

（4）聚磺混油鉆井體系具有良好的潤滑性，通過調節(jié)混油量控制超深井井下摩阻；配合防塌劑和堵漏劑，可有效保證井壁穩(wěn)定和井眼安全。

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