張茂林，辛 飛，張 晨，曹光福

（1.西部鉆探工程技術研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.西部鉆探克拉瑪依鉆井公司，新疆 克拉瑪依 834009；3.中國石油新疆油田公司勘探公司，新疆 克拉瑪依 834000）

2020 年呼圖壁背斜帶呼探1 井獲得重大突破，在7367～7382m井段試獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，日產(chǎn)天然氣61×104m3，日產(chǎn)原油106.3m3，初步估算氣藏規(guī)模千億立方米。呼探1井的突破，是繼準噶爾盆地南緣西段高探1井歷史性突破后，在南緣中段首次獲得天然氣勘探重大發(fā)現(xiàn)。

南緣中段下組合勘探程度低，地質(zhì)工程難點突出，呼探1井采用油基鉆井液、精細控壓、垂直鉆井、隨鉆擴眼等工藝技術措施，保障順利完井。實鉆情況表明，構造地質(zhì)情況復雜，存在鉆井故障、復雜率高、周期長等難題。為了進一步縮短鉆井周期，降低故障復雜率，急需形成該區(qū)域安全快速鉆井配套技術，進一步實現(xiàn)該地區(qū)油氣勘探的安全鉆井和降本增效。

1 鉆井提速難點分析

呼圖壁背斜構造位于準噶爾盆地南緣沖斷帶安集?！魣D壁構造帶中段。鉆井地層自上而下主要有第四系，新近系獨山子組、塔西河組、沙灣組，古近系安集海河組、紫泥泉子組，白堊系東溝組、吐谷魯群，侏羅系喀拉扎組、齊古組，地層壓力呈“低—高—低—高—低”特征[1-2]。

（1）紫泥泉子組以下地層勘探程度低。同構造上鉆達侏羅系2口井，兩井相距20km，井身結構設計均為非常規(guī)五開結構，下部地層壓力系統(tǒng)、地質(zhì)分層，縱向上兩口井特征相似，橫向上壓力存在一定變化，越靠山前壓力差異性強，下部地層井身結構確定難度大，導致井下復雜多。

（2）塔西河組地層理化破碎特征，易發(fā)生井壁垮塌復雜。DF1 井使用水基鉆井液體系，使用密度1.15～1.35g/m3，井徑曲線較規(guī)則，反映井壁較穩(wěn)定。呼探1井使用油基鉆井液密度1.20～1.53g/m3，井壁失穩(wěn)現(xiàn)象嚴重，井徑擴大率達89%。由于井壁失穩(wěn)出現(xiàn)大量掉塊，基于掉塊造成卡鉆風險高，鉆進時頻繁提離井底，嚴重影響鉆井速度。

（3）下部勝金口組至清水河組(K1q),喀拉扎組(J3k)，地層壓力呈“高—低”趨勢特點。壓力高點為K1s或K1h上部，K1q至J3k壓力回落，溢漏同存。DF1井在K1q至J3k井深7026～7336m，鉆井過程發(fā)生井漏13次。呼探1井在K1s井深6100～6104m地層出水，鉆井液密度2.18g/cm3基本保持鉆井液性能穩(wěn)定，J3k地層壓力系數(shù)下降至2.02，鉆進中發(fā)生16次漏失，地層出水引發(fā)井壁失穩(wěn)。

（4）地層造斜強，井身質(zhì)量控制難度大。地層自然造斜、井壁垮塌、井徑變化大、鉆遇夾層的破碎或振動等帶來的載荷變化等造成井斜增加，常規(guī)工藝鉆井參數(shù)難以強化，嚴重影響機械鉆速。呼探1井鉆井井身軌跡自然方位受構造和層理特點出現(xiàn)延續(xù)趨勢，閉合方位整體向正北方向330°～30°之間漂移。塔西河組中上部2153～2362m 井段鉆進出現(xiàn)大量掉塊憋卡嚴重，甩扶正器后井斜升至5.7°。下部井段鉆井過程中出現(xiàn)井斜，鉆井參數(shù)難以強化，影響機械鉆速。

（5）多個地層可鉆性差，機械鉆速低。第四系和獨山子組含礫巖井段，巖石可鉆性差；東溝組、連木沁組、呼圖壁組泥巖呈現(xiàn)硬朔性，鉆頭破巖效率低，清水河下部巖石強度高，喀拉扎組地層以砂礫巖為主，硬度高、研磨性強，呼探1井190mm井眼進尺233m，使用鉆頭5只，平均進尺46.6m，平均鉆速0.44m/h。

2 鉆井提速技術對策

2.1 完善井身結構

目前使用五開備六開和大六開備七開井身結構，上部采取大井眼尺寸，預留一層或多層備用套管，為鉆遇復雜情況預留調(diào)整空間；下部可以采用較大的尺寸鉆具、鉆頭、提速工具等使鉆井參數(shù)實現(xiàn)合理優(yōu)化；同時增大完井的井眼尺寸，為油氣井開發(fā)創(chuàng)造良好的條件；為井身結構的設計帶來更大的靈活性，可以持續(xù)開展井身結構優(yōu)化[3-5]。

呼圖壁背斜帶鉆井復雜主要是下部勝金口組至清水河組的地層壓力變化造成。DF1井處于儲氣庫邊緣區(qū)紫泥泉子組是儲氣層，DF1井和呼探1井五開井段地層壓力都呈現(xiàn)由高向低的趨勢，勝金口組高壓氣水層是壓力高點，清水河組存在裂縫帶承壓能力低，薄砂層發(fā)生滲透性漏失，漏溢轉(zhuǎn)換頻繁，對該井段增加封隔點進行壓力系統(tǒng)分隔，保障下部鉆井安全提速實施。一開套管下至井深300.00m，封固上部疏松地層；二開套管下至安集海河組頂部，封上部低壓層，為安集海河組高密度鉆進創(chuàng)造條件；三開套管下至紫泥泉子組頂部，封隔安集海組高壓易垮地層；四開套管下至連木沁底部封隔紫泥泉子組—連木沁低壓層，五開套管下至清水河中部，封隔勝金口高壓氣水層，應對清水河砂巖及侏羅系壓力回落，為安全鉆進目的層奠定基礎；六開實施清水河組、喀拉扎組儲層專打。井身結構見圖1。

2.2 鉆頭優(yōu)選及個性化鉆頭

呼圖壁背斜構造地層特點，第四系至獨山子組上部砂礫巖段以復合鉆頭、鑲齒牙輪鉆頭提速。獨山子中下部塔西河組以泥巖粉砂巖為主,屬低剪切、中高塑性、軟到中硬地層,沙灣組以粉砂巖為主，部分井存在砂礫巖可鉆性較差；安集海河組以泥巖為主，PDC可鉆性4～5，受構造應力和高密度圍壓產(chǎn)生強塑性，使鉆頭吃入困難。使用個性化調(diào)整鉆頭后傾角，4刀翼非平面齒和尖圓混合布齒PDC鉆頭解決了塑性泥巖吃入難題，呼探1井使用一只GT46s鉆頭進尺759m，鉆速4.42m/h。

紫泥泉子組和東溝組主要為泥巖和砂巖互層,部分層段為含礫不等粒砂巖,PDC可鉆性4～6。連木沁組至清水河組中部巖石成巖隨井深增加，泥巖地層受山前地殼造山運動的擠壓，成巖壓實強度和巖石強度增加，PDC可鉆性5～6，含砂質(zhì)巖性石英成份增加研磨性較強，泥巖段多呈現(xiàn)朔性特征，鉆頭破巖效率低；清水河組中下部以砂質(zhì)巖性為主，復合片快速磨損，泥巖存在裂縫長石或石英填充及夾層造成鉆頭崩齒。采用個性化PDC 鉆頭，5刀翼布齒拋物線型和中等大小切削齒后角設計，提高鉆頭穿夾層能力，進口復合片提高鉆頭的攻擊性和耐磨性，防止鉆頭早期損壞[6-7]，配合螺桿近鉆頭提供動力減少鉆具振動對鉆頭切削地層平穩(wěn)性的影響，提高鉆頭的切削效率。TA1井在呼圖壁河組地層使用兩只進口鉆頭進尺694m，機速平均2.44m/h，鉆速較前單只鉆頭平均機速1.42m/h，提高144%。

喀拉扎組含礫砂巖，研磨性強，強度最高達198MPa，PDC可鉆性大于8，試驗速螺桿（或渦輪）配合孕鑲鉆頭使鉆頭工作時間長，減少起下鉆時間，獲得單只鉆頭進尺，提高鉆井速度[8]。

2.3 防斜打快技術

上中部井段采取強化鉆井參數(shù)，提高鉆井速度。上部大尺寸井眼通過優(yōu)化鉆具組合技術，提升鉆機裝機功率，解決在鉆進過程中所需要的能量和排量問題，采用減震器+大尺寸鉆桿和鉆鋌，鉆進過程中針對不同的地質(zhì)特性，使用螺桿鉆具和垂鉆鉆進技術實現(xiàn)防斜打快[9-10]。在獨山子組上部礫石層使用混合鉆頭+大尺寸鉆鋌+雙扶+減震防斜，在中下部砂礫含量、粒徑減少地層，優(yōu)選7LZ系列高扭矩、高鉆壓和承受高交變應力特性的大井眼螺桿配合減震器，解決跳鉆嚴重、趟鉆行程鉆速低、參數(shù)難以強化等難題，GQ6井在獨山子組中上部砂礫巖地層，進行復合鉆頭配套減震器、螺桿、水力加壓器等提速工具集成提速試驗，單只鉆頭進尺684m（提高3倍），機械鉆速5.01m/h（提高85%），節(jié)約6趟鉆，鉆井機速提高65%，實現(xiàn)防斜打快。強化參數(shù)為強化前鉆壓2～10t，轉(zhuǎn)速65～100r/min，排量42～55L/s，泵壓25～33MPa，扭矩5～14kN.m；強化后鉆壓8～18t，轉(zhuǎn)速45～70r/min+螺桿，排量41～55L/s，泵壓33～35MPa，扭矩10～22kN·m。

在下部井段地層鉆進中，安集海河組采用主動防斜垂鉆鉆井系統(tǒng)，強化鉆井參數(shù)防斜打快。東溝組至清水河組中部地層高效PDC鉆頭+螺桿或垂鉆+螺桿，提高破巖效率防斜打快。呼探1井Power-V垂鉆工具，在安集海河組地層3036～3795m，井斜2.32°↓0.06°提速68%。LT1井使用Power-v垂鉆在安集海河至連木沁組地層平均地層傾角55°，進尺1812m，平均提高24%、井斜小于0.5°。DF1井在連木沁至呼圖壁河組井段使用高效+螺桿+MWD 在5572～6018m，進尺446m，機速6.79m/h；TA1井333.4mm使用進口PDC+PV+進口螺桿，油基泥漿體系，在井段4956～5382m 使用的德瑞弗曼進口PDC，單只鉆頭進尺426m，較相鄰井段提速120%。

2.4 精細控壓鉆井技術

通過引進控壓鉆井配套技術解決壓力復雜地層安全鉆井難題，改造完成15MPa高控壓能力設備、建立井下異常情況實時診斷與控制系統(tǒng)、完善重漿帽工藝，有效解決了窄密度窗口地層氣液置換和氣體侵入井筒識別困難、控制難度大等問題。LT1井在井深4642～5746m地層壓力呈現(xiàn)高壓—低壓的變化趨勢。隨著地層壓力逐漸釋放，配合精細控壓鉆井，控制井底ECD在2.60～2.62之間，大幅減少地層出水及漏失。呼探1井五開完鉆井深7601m，采用精細控壓固井技術，控制井底ECD為2.15～2.16g/cm3，順利完成控壓下套管、循環(huán)、固井、循環(huán)候凝等工藝流程，實現(xiàn)全過程井底壓力控制。

2.5 鉆井液優(yōu)化技術

準噶爾盆地南緣地區(qū)中下部井段油基鉆井液的成功運用，為鉆井液體系選擇及優(yōu)化提供依據(jù)。呼圖壁背斜使用水基鉀鈣基有機鹽體系強化封堵能力解決第四系、獨山子組上部含膏礫石層阻卡問題，強化抑制能力解決獨山子組下部、塔西河組泥巖的縮徑阻卡問題。在中下部安集海河組及以下優(yōu)選油基鉆井液的組分，綜合性能優(yōu)良，在溫度180℃、密度2.60g/cm3的條件下，流變性優(yōu)良、乳化性能穩(wěn)定，抗污染性能強，添加復合封堵劑形成的高密度防漏型油基鉆井液，大幅降低了井下復雜事故，提高鉆井速度[11-12]。

3 結論與建議

（1）針對呼圖壁背斜構造復雜深井鉆井難點，通過井身結構的優(yōu)化設計，可減少井下事故復雜，提高地層壓力預測、隨鉆監(jiān)測和異常預報精度，保障超深井安全鉆井。

（2）運用鉆頭優(yōu)選、個性化PDC 鉆頭和推廣應用井下提速工具等深部地層提速方法，可以有效提高鉆井速度。加大PDC鉆頭與螺桿配合等技術研究，進一步推廣使用國產(chǎn)垂鉆系統(tǒng)，防斜打快，降本增效。

（3）精細控壓鉆井在成功使用，解決清水河組以下壓力由高到低復雜地層鉆井技術難題，進一步通過地質(zhì)工程研究和鉆井工藝配套，確保安全快速鉆井。

（4）油基鉆井液為提高鉆速提供了有力保障。繼續(xù)開展油基鉆井液防漏與治漏技術研究，提高油基鉆井液堵漏成功率及承壓能力。