陳宗琦， 劉湘華， 白彬珍， 易 浩

（1.中國石化西北油田分公司, 新疆烏魯木齊 830011；2.中石化石油工程技術(shù)研究院有限公司, 北京 102206；3.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院, 新疆烏魯木齊 830011）

順北油氣田位于塔里木盆地北緣，構(gòu)造上屬順托果勒低隆起，是中國石化近年發(fā)現(xiàn)的大型油氣田，油氣資源量約 17×108t。油藏埋藏深（7 500.00～8 600.00 m），地層溫度高（>155 ℃）、壓力高（80～170 MPa），并普遍含有 H2S（10 071 mg/m3）[1–6]。目前，該油氣田年產(chǎn)原油量超過60×104t，是西北油田主力勘探新區(qū)和資源戰(zhàn)略接替的重要潛力區(qū)。

自2013年該油氣田部署首口區(qū)域探井以來，累計完鉆井51口，主要集中在I號和V號斷裂帶，平均完鉆井深 7 850.84 m，鉆井周期 192.05 d，平均機械鉆速5.41 m/h。經(jīng)過多年持續(xù)技術(shù)攻關(guān)，相繼攻克了一批鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)，機械鉆速大幅提高，鉆井周期大幅縮短。但隨著勘探開發(fā)深入，斷控型油氣藏在斷裂帶擠壓、拉伸等構(gòu)造力影響下地質(zhì)條件越加復雜，鉆井過程中漏失、井壁失穩(wěn)和高壓鹽水侵等復雜情況多發(fā)，導致鉆井效率低，鉆井周期增長[1,7–10]。因此，筆者系統(tǒng)總結(jié)了順北油氣田前期研究進展及應(yīng)用效果，并針對勘探開發(fā)過程中的鉆井工程技術(shù)難題，在工程地質(zhì)一體化研究，破碎帶地層防漏堵漏技術(shù)研究、破巖工具與裝備提升、高溫定向鉆井技術(shù)和防氣侵鉆井技術(shù)等方面提出了發(fā)展建議，以進一步推動順北油氣田鉆井完井技術(shù)的快速發(fā)展，實現(xiàn)特深層斷控型油氣藏的高效開發(fā)。

1 順北特深井鉆井完井技術(shù)現(xiàn)狀

為滿足順北超深高溫斷控型油氣藏勘探開發(fā)需求，根據(jù)各斷裂帶地質(zhì)特點，開展了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、鉆井提速、低承壓地層防漏堵漏、破碎性地層防塌、超深小井眼定向和長裸眼小間隙防漏固井等技術(shù)攻關(guān)與應(yīng)用，形成了特深層工程技術(shù)序列[11]。

1.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

順北油氣田鉆遇地層自上而下依次為新近系、古近系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系、泥盆系、志留系（依木干他烏組、塔塔埃爾塔格組、柯坪塔格組）、奧陶系（桑塔木組、良里塔格組、恰爾巴克組、一間房組、鷹山組、蓬萊壩組），儲層之上為地質(zhì)必封點。影響工程必封點確定的主要因素包括：二疊系火成巖易坍塌掉塊和漏失；志留系承壓能力有限，易漏失；桑塔木組厚層輝綠巖侵入體強度高、脆性大，易坍塌掉塊；局部古生界深部地層發(fā)育高壓鹽水層[12–15]。

根據(jù)地質(zhì)必封點，考慮影響工程必封點的因素，優(yōu)化形成了三開井身結(jié)構(gòu)、四開井身結(jié)構(gòu)和五開井身結(jié)構(gòu)等3種井身結(jié)構(gòu)[16]。

三開井身結(jié)構(gòu)：一開，采用?346.1 mm鉆頭鉆至井深 2 000.00 m，?273.1 mm 套管下至井深 2 000.00 m；二開，采用?250.8 mm 鉆頭鉆至井深 7 300.00 m，?193.7 mm 套管下至井深 7 298.00 m；三開，采用?165.1 mm 鉆頭鉆至井深 7 500.00 m，裸眼完井。該井身結(jié)構(gòu)適用于無輝綠巖侵入體的情況，二開鉆至目的層一間房組頂部，封隔目的層之上的泥質(zhì)灰?guī)r，三開單獨揭開目的層。鉆井難點是二疊系至奧陶系一間房組同一開次鉆開，裸眼段長度超過了5 000.00 m，對防漏堵漏技術(shù)和井壁穩(wěn)定技術(shù)要求較高。

四開井身結(jié)構(gòu)：一開，采用?374.6 mm鉆頭鉆至井深 1 500.00 m，?298.5 mm 套管下至井深1 500.00 m；二開，采用?269.9 mm 鉆頭鉆至井深6 898.00 m，?219.1mm 套管下至井深 6 895.00 m；三開，?190.5 mm 鉆頭鉆至井深 7 271.00 m，?168.3 mm套管下至井深 7 269.00 m；四開，采用?143.9 mm 鉆頭鉆至井深7 500.00 m，裸眼完井。該井身結(jié)構(gòu)適用于有輝綠巖侵入體的情況，二開封隔志留系以上地層，三開封隔桑塔木組至目的層頂界，四開單獨揭開目的層。完井井眼直徑由優(yōu)化前的120.7 mm增大至143.9 mm，既增強了處理復雜情況的能力，也利于后期采油和改造作業(yè)。該井身結(jié)構(gòu)二疊系至志留系地層同一開次鉆開，裸眼段長度超過了4 000.00 m，需采用防漏堵漏技術(shù)和井壁穩(wěn)定技術(shù)，確保鉆井安全。同時，油層套管固井間隙僅有11.1 mm，需采用窄間隙固井技術(shù)。

五開井身結(jié)構(gòu)：一開，采用?660.8 mm鉆頭鉆至井深 600.00 m，?508.0 mm 套管下至井深 600.00 m；二開，?444.5 mm 鉆頭鉆至井深 5 202.00 m，?339.7 mm套管下至井深 5 200.00 m；三開，采用?311.1 mm 鉆頭鉆至井深 7 600.00 m，?244.5 mm 套管下至井深7 600 m；四開，采用?215.9 mm 鉆頭鉆至井深8 452.00 m，?177.8 mm 套管下至井深 8 450.00 m；五開，采用?149.2 mm 鉆頭鉆至井深 8 600.00 m，裸眼完井。該井身結(jié)構(gòu)適用于鉆遇破碎帶、目的層為蓬萊壩組的特深井，二開封隔二疊系以上地層，三開封隔一間房以上地層，四開主要封隔一間房組與鷹山組破碎帶地層，五開單獨揭示蓬萊壩組高壓氣層。該井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)點是單獨揭開鷹山組和蓬萊壩組，可以分層測試、開采，鉆井難點是?444.5 mm井眼鉆至井深 5 200.00 m，并下入?339.7 mm 套管，需使用負荷高、具有9 000 m鉆深能力的鉆機。

1.2 鉆井提速關(guān)鍵技術(shù)

古生界厚 2 400～3 600 m，占全井段長度的 1/3～1/2，而此段的鉆井周期占全井鉆井周期的85%。針對古生界二疊系火成巖、深部砂泥巖及奧陶系桑塔木組含輝綠巖，開展了“降低破巖能量，提高破巖扭矩，穩(wěn)定能量輸出”的提速技術(shù)研究，形成了“強化混合鉆頭+大扭矩螺桿鉆具”[17–18]、“異形齒PDC鉆頭+螺桿鉆具”、“輝綠巖侵入體鉆井提速技術(shù)”等提速技術(shù)[19–22]。

1.2.1 “強化混合鉆頭+大扭矩螺桿”提速技術(shù)

二疊系巖石抗壓強度100～120 MPa，可鉆性級值4～6，存在火成巖硬度高、易跳鉆和鉆頭使用壽命短等問題。根據(jù)沖擊與剪切破碎相結(jié)合的原理，研發(fā)了新型混合鉆頭與梯度硬質(zhì)合金錐形齒，并對鉆頭心部進行了強化設(shè)計；相比早期混合鉆頭，增加了齒穴金剛石保護結(jié)構(gòu)，強化牙輪背錐、牙掌掌尖，延長軸承壽命。與厚壁大扭矩螺桿配合，工作扭矩由 10.9 kN·m 提至 13.9 kN·m。厚壁大扭矩螺桿采用了全金屬馬達與高級橡膠定子，提高了螺桿膠芯的抗沖蝕能力及螺桿使用壽命?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，強化混合鉆頭與大扭矩螺桿配合，鉆頭使用壽命延長了65%，2～3趟鉆就能鉆穿二疊系，機械鉆速由1.85 m/h 提至 2.54 m/h，鉆井周期由 32.2 d 縮至 22.5 d。

1.2.2 “異形齒 PDC 鉆頭+螺桿”提速技術(shù)

二疊系下部與石炭系、志留系巖石抗壓強度40～120 MPa，可鉆性級值 4～6，破巖扭矩 5～10 kN·m，存在塑性泥巖難吃入、石英砂巖研磨性強的問題?；凇皽p振、扶正、穩(wěn)扭提速”思路，將不規(guī)律的高幅扭矩波轉(zhuǎn)變?yōu)橐?guī)律的低幅波，降低鉆頭惡性振動，實現(xiàn)破巖能量連續(xù)平穩(wěn)傳遞：一是優(yōu)化了異形齒鉆頭，設(shè)計了五刀翼、?16 mm雙排尖圓齒PDC鉆頭，該鉆頭主切削齒為尖齒與圓齒交替分布，尖齒優(yōu)先吃入地層，預先破壞地層應(yīng)力，圓齒二次剪切破巖，提高破巖效率；二是基于巖石強度與鉆具穩(wěn)定性評價，優(yōu)選鉆具組合、鉆井參數(shù)，升級鉆井泵，配套7頭大扭矩螺桿。現(xiàn)場應(yīng)用表明，采用“異形齒PDC鉆頭+螺桿”提速技術(shù)，單趟鉆進尺由458 m提至 1 285 m，機械鉆速由 3.32 m/h 提至 5.45 m/h，鉆井周期由 87.4 d 縮至 38.8 d。

1.2.3 輝綠巖侵入體安全高效鉆井技術(shù)

針對奧陶系桑塔木組含輝綠巖地層巖石強度高、井壁易失穩(wěn)、鉆頭壽命短和機械鉆速低的問題，首先，開展輝綠巖井壁穩(wěn)定性研究，明確了井壁失穩(wěn)機理，修正了坍塌壓力，將鉆井液密度由1.85 kg/L降至1.60 kg/L，降低了鉆井液的壓持效應(yīng)；其次，研發(fā)了防卡尖錐形PDC鉆頭，利用錐形齒預破碎巖石，以保障鉆進速度，利用防卡與倒劃眼齒研磨和破碎掉塊。此外，通過強化鉆井液隨鉆封堵性能、降低鉆井液黏度和提高鉆井液切力，起鉆前循環(huán)稠漿，提高對井眼的清潔能力。通過研究和制定配套技術(shù)措施，形成了輝綠巖侵入體安全高效鉆井技術(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，采用該技術(shù)鉆進輝綠巖侵入體時，單趟鉆進尺由125 m提至323 m，機械鉆速由1.24 m/h 提至 2.79 m/h，鉆井周期由 68.0 d 縮至 22.1 d。

1.3 防漏堵漏技術(shù)

順北油氣田二疊系和志留系承壓能力低，易發(fā)生漏失。通過分析巖性組分及成像測井資料，優(yōu)化了防漏堵漏漿，在二疊系和志留系防漏堵漏中取得了一定的效果[23–26]。

1.3.1 二疊系防漏堵漏技術(shù)

二疊系縫洞普遍發(fā)育（從縫寬0.5 mm裂縫到直徑2 m的溶洞），具有地層承壓低、漏點多和裂縫尺度范圍大等特點，井漏風險高[27]。鉆井過程中二疊系漏失率高達82%，平均漏失速度高達18 m3/h，有的井甚至出現(xiàn)失返性漏失，平均單井漏失量560 m3，平均單井堵漏用時17.8 d。如順北71X井在二疊系鉆遇 1.90 m 放空，發(fā)生惡性漏失，漏失量大于 5 100 m3，共進行34次橋漿段塞堵漏、4次專項堵漏，堵漏用時27.8 d，堵漏難度極大，嚴重影響了鉆井速度。

通過分析二疊系地質(zhì)特征及室內(nèi)試驗，形成了“預防為主、防堵結(jié)合、塌漏同治”的技術(shù)思路：優(yōu)選了納微米封堵劑SMNR-1、溫敏變形封堵劑、隨鉆封堵劑SMGF-1和聚胺抑制劑，以提高鉆井液的封堵和抑制能力；以高強堵漏材料為核心，形成了二疊系隨鉆堵漏鉆井液；針對不同的漏失速度，制定了相應(yīng)的堵漏技術(shù)措施：

1）優(yōu)化鉆井液性能。鉆井液密度保持在1.22～1.24 kg/L，黏度控制在 15～20 mPa·s、動切力控制在5～8 Pa，以降低鉆井液液柱壓力。

2）強化鉆井液封堵性能，減少濾液進入巖石的裂縫通道，提高地層承壓能力，控制高溫高壓濾失量低于10 mL。鉆井液中加入2.0%超細碳酸鈣、1.0%SMGF-1、0.5%單向封堵劑和2.0%SMNR-1，提高其封堵性能。

3）注重精細操作。排量控制在 30～33 L/s，控制起下鉆速度，分段頂通循環(huán)，起鉆前泵入10%～15%封閉漿。封閉漿配方為1%聚合物凝膠+3%竹纖維+2%瀝青+2%單向封堵劑+2%SQD-98（細）+1%CXD。

4）分類專堵。漏失速度小于10 m3/h時，利用高強堵漏材料加量10%～20%的堵漏漿段塞堵漏；漏失速度為10～30 m3/h時，利用高強堵漏材料加量10%～20%的堵漏漿段塞堵漏；漏失速度為30～50 m3/h時，利用高強堵漏材料加量30%～40%的堵漏漿段塞堵漏；漏失速度大于50 m3/h時，利用高強堵漏材料加量30%～40%的堵漏漿段塞試堵，若效果不好，利用化學固結(jié)堵漏漿或高濾失堵漏漿堵漏；50 m內(nèi)出現(xiàn)多次漏失或地質(zhì)預測存在多個漏失層段時，以堵漏漿為鉆井液鉆進。

SHB1-5H井和SHB1-6H井應(yīng)用防漏堵漏技術(shù)，成功鉆穿了厚度410～450 m的二疊系，鉆井、下套管和注水泥過程中均未出現(xiàn)漏失，初步解決了二疊系漏失的問題。

1.3.2 志留系防漏堵漏技術(shù)

成像測井資料顯示，志留系高導縫平均縫寬137.7 μm，誘導縫平均寬度 339.0 μm，裂縫平均視孔隙度0.015%，局部存在高壓鹽水層，鉆井液安全密度窗口窄，漏失頻發(fā)。順北5-5H井、順北5-6井、順北5-7井、順北5-8井、順北5-10井和順北52X井漏失次數(shù)均達10次以上，平均復雜時效12.4%，尤其是順北52X井累計發(fā)生19次漏失，進行了25次堵漏作業(yè)，耗時134 d，但仍未完全解決漏失問題。

1）隨鉆防漏堵漏技術(shù)。根據(jù)V號斷裂帶志留系裂縫及斷層發(fā)育情況（見圖1），采用防漏漿與隨鉆堵漏漿段塞相配合的方式進行隨鉆防漏堵漏。優(yōu)化堵漏材料粒徑組合，微裂縫隨鉆封堵劑MFP-Ⅰ、細粒徑礦物纖維HPS與細粒徑顆粒封堵材料配合，在堵漏材料出鉆頭時加大排量，讓裂縫最大開啟，使堵漏材料楔入裂縫中，提高切向應(yīng)力和抗張強度，從而提高裂縫再開啟壓力。堵漏漿內(nèi)高強堵漏材料加量可保持在11%～16%，以實現(xiàn)隨鉆防漏的目的，在發(fā)生漏失時，將堵漏材料加量提高至25%～35%，剛性顆粒堵漏材料中占比大于70%，實現(xiàn)對漏層的專項封堵。

圖1 V號斷裂帶志留系裂縫及斷層發(fā)育情況Fig.1 Development of fractures and faults in Silurian within Fault Zone V

2）停鉆段塞堵漏技術(shù)。對于隨鉆不能封堵的裂縫，停鉆后使用橋漿或者高濾失固結(jié)堵漏漿進行堵漏，封堵漏失地層后，繼續(xù)鉆進。橋漿封堵是通過堵漏劑架橋填充，封堵漏失層。固結(jié)堵漏漿堵漏是進入漏失層的高濾失固結(jié)堵漏漿通過架橋、濾失形成固結(jié)體，實現(xiàn)對裂縫的封堵。

SHB5-8井和SHB5-9井鉆進志留系時應(yīng)用了上述防漏堵漏技術(shù)，與未應(yīng)用上述防漏堵漏技術(shù)的鄰井相比，漏失量減少，處理漏失的時間縮短（見表1），但距徹底解決志留系的漏失問題還有一定距離。

表1 志留系防漏堵漏效果Table 1 Effect of preventing and controlling circulation loss in Silurian

1.4 長裸眼防漏及小間隙固井技術(shù)

1.4.1 長裸眼防漏固井技術(shù)

二疊系通過強化井筒減少了鉆井過程中的漏失量，但固井時由于靜液柱壓力增大和環(huán)空間隙變小，導致環(huán)空摩阻增大，仍較易發(fā)生漏失，固井呈現(xiàn)漏失率高、漏失量大和環(huán)空自由段長等特征[28–29]。

針對順北二疊系易漏地層固井漏失難題，從漿柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化，防漏固井工具及防漏固井工藝等方面進行研究，形成了順北二疊系長裸眼易漏地層復合防漏固井技術(shù)。

從降低液柱壓力和固井前預封堵提高承壓能力2方面進行漿柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化：選用抗壓強度可達120 MPa的高強微珠減輕劑，并加入與其配套的沉降穩(wěn)定劑，在保障水泥漿均勻不分層的前提下，降低水泥漿的密度，從而降低漿柱壓力；優(yōu)選抗溫能力達180 ℃、耐溫差90 ℃的緩凝劑，以確保長裸眼頂部水泥石的強度；研究并形成溫敏記憶堵漏隔離液，其耐溫能力為120 ℃，利用溫度激活，在地面常溫條件下呈小顆粒，可干混保障均勻，同時顆粒小不影響水泥車泵注。隨著進入井筒深度增加，溫度升高，溫敏記憶材料被激活，體積發(fā)生膨脹，經(jīng)過漏層時形成架橋封堵，提高地層承壓能力，防止固井時發(fā)生漏失。

防漏固井工具方面，研發(fā)了具有封隔功能的分級注水泥器。該注水泥器的封隔器坐封后，在井徑擴大率15%條件下，環(huán)空封隔能力可以達35 MPa。一級固井結(jié)束后直接坐封封隔器，防止二級固井發(fā)生漏失的同時，降低一級固井的漏失量。研發(fā)了平衡液缸懸掛器，可以實現(xiàn)套管下入過程開泵循環(huán)，泵壓排量不受限制，鏡像對稱的液缸可以保障懸掛器下入過程中，開泵不會提前坐掛，進行中途循環(huán)還可以降低套管下入過程及套管到位頂通時的漏失風險。

防漏固井工藝方面，固井前調(diào)整鉆井液性能，使其漏斗黏度不高于 40 s，動切力不超過 3 Pa，老化 72 h后性能保持穩(wěn)定。下套管前井內(nèi)注入封閉漿：三疊系易塌地層注入防塌封閉漿，二疊系及以深易漏地層注入15%細顆粒堵漏漿，以提高地層承壓能力，確保井眼穩(wěn)定。套管下入速度要均勻，分段控制下入速度，避免激動壓力過大引起井漏。套管下入過程中進行中途循環(huán)，循環(huán)時間不少于一個遲到時間。套管到位后先小排量（0.18 m3/min）頂通，待封閉漿完全返出后再將排量逐步提至設(shè)計排量，排量和泵壓穩(wěn)定后方可進行注水泥作業(yè)。

順北油氣田的14口井應(yīng)用了長裸眼易漏地層復合防漏固井技術(shù)，13口井固井質(zhì)量優(yōu)良，優(yōu)良率93%。

1.4.2 小間隙固井技術(shù)

順北油氣田含輝綠巖侵入體區(qū)塊的井身結(jié)構(gòu)中油層尾管環(huán)空間隙小于12 mm，且受高溫、注替摩阻大、套管居中度低和頂替效率差等影響，水泥環(huán)在經(jīng)歷井筒內(nèi)壓力頻繁變化后易發(fā)生脆性破裂，從而影響水泥環(huán)的長效密封能力，造成鹽水侵或者環(huán)空帶壓，因此需要改善水泥石的彈韌性和提高膠結(jié)強度，保障小間隙固井水泥環(huán)的完整性。

苯丙膠乳SCJR整體性能較好，耐溫350 ℃，固體含量較丁苯膠乳提高約30%，且敏感性更低，因此優(yōu)選苯丙膠乳SCJR作為防竄劑。苯丙膠乳通過聚合物乳液聚結(jié)成膜、柔性聚合物膠粒填充和表面活性物質(zhì)改善界面潤濕性等方式，降低水泥漿濾失量、水泥石滲透率，增強水泥環(huán)界面膠結(jié)強度，實現(xiàn)對氣水層的有效封固，提高固井質(zhì)量。

優(yōu)選納米液硅SCLS來提高水泥環(huán)界面的膠結(jié)強度。納米液硅通過活性膠凝、致密填充、改善潤濕性等方式，迅速提高水泥漿的膠凝強度、增強水泥石的致密性、提高水泥環(huán)界面膠結(jié)強度，可以防止氣竄，提高固井質(zhì)量。

硅粉與水泥的水化產(chǎn)物作用，可降低高堿性水化硅酸二鈣水合物（C2SH）的含量，生成具有較高強度和較低滲透率的雪鈣硅石和硬鈣硅石，抑制水泥石高溫強度衰退。通過室內(nèi)試驗分析硅粉加量對水泥石高溫強度的影響，建議硅粉加量為50%～70%。通過粒徑級配試驗，選用粒徑180目和80目的硅粉，兩者配比為30∶70。加入50%～70%硅粉后，水泥石在高溫下養(yǎng)護 0.5，3.0，7.0 和 14 d 的強度分別為 31.5，26.0，28.2 和 39.2 MPa，可以看出，加入硅粉后，水泥石具有良好的高溫強度穩(wěn)定性。

通過優(yōu)選苯丙膠乳、納米液硅和優(yōu)化硅粉粒徑及加量，形成了抗高溫乳液液硅彈韌性水泥漿。該水泥漿形成的水泥石在200 ℃溫度下的抗壓強度達 24.3 MPa，且不衰退，其彈性模量低于 6.9 GPa。利用自己研制的水泥環(huán)密封評價裝置，評價了該水泥漿形成厚度11.1 mm水泥環(huán)的密封性，水泥環(huán)經(jīng)受30輪次65 MPa交變壓力后，未出現(xiàn)油氣水侵，說明其密封性良好。

順北油氣田的XB3井、XB1-9井和XB1-10H井等多口井在油層套管固井時應(yīng)用了抗高溫乳液液硅彈韌性水泥漿，固井質(zhì)量的優(yōu)良率100%，且各井在后續(xù)鉆井和測試期間均未出現(xiàn)油氣水侵，小間隙環(huán)空段的固井質(zhì)量得到大幅度提高。

1.5 超深小井眼定向鉆井技術(shù)

順北油氣田儲層埋深超過7 500 m，定向井段溫度高（160～180 ℃），對MWD儀器抗溫性能要求高；地層硬度大，含硅質(zhì)團塊，導致鉆頭易磨損、使用壽命短；井眼直徑?。?20.6～165.1 mm）、鉆具剛性小，易發(fā)生螺旋屈曲和疲勞，導致鉆壓傳遞困難；摩阻高、扭矩大，工具面調(diào)控難度大，井眼軌跡控制難度大[30–31]。

通過對比分析多口井理論工具面角與實鉆井眼軌跡反演工具面角，基于地層特性，優(yōu)化形成了有利于提高定向效率的中短半徑雙增井眼軌道，選用抗高溫MWD儀器，采用“混合鉆頭+抗高溫大扭矩螺桿”提速技術(shù)，形成了超深井小井眼定向鉆井技術(shù)[32–35]。

1）井眼軌道優(yōu)化設(shè)計。針對地層特征，將井眼曲率半徑由 70～86 m 優(yōu)化至 140～285 m，軌道剖面由單增剖面優(yōu)化為雙增剖面。第一增斜段造斜率（6°～12°）/30 m，在超高溫井段前完成主要造斜工作；第二增斜段造斜率2°/30 m，超高溫井段采用雙穩(wěn)定器鉆具組合，復合鉆進微增斜鉆至目標靶點，靶心距由 50 m 縮至 1～6 m。

2）MWD儀器優(yōu)選。選用進口抗高溫隨鉆測量儀器，其外徑 45～48 mm，井斜角測量精度±0.1°，工作溫度 175 ℃，耐壓 140 MPa，滿足抗高溫高壓需求，儀器故障率由21%降至12%。

3）“混合鉆頭+抗高溫大扭矩螺桿”提速技術(shù)。目的層巖性以灰?guī)r和泥晶灰?guī)r為主，巖石強度90～120 MPa，屬中硬–硬地層，巖石可鉆性較差，因此，研發(fā)了適用于定向的混合鉆頭。該鉆頭的牙輪對巖石進行預破碎，可以降低PDC切削齒的載荷，并且可以限制PDC切削齒的吃入深度，定向鉆進時可以維持工具面穩(wěn)定，提高定向效率，增強鉆頭的穩(wěn)定性，單趟鉆純鉆時間由35 h提到50 h以上，機械鉆速較牙輪鉆頭提高50%。選用5頭7級抗高溫定向彎螺桿，該螺桿選用UT01超高溫橡膠定子，抗溫能力大于 180 ℃，輸出扭矩達到了 3 948 N·m，使用壽命達到 100 h。

順北1-2H井、順北1-4H井、順北1-5H井、順北1-6H井和順北56X井等井均采用超深井小井眼定向鉆井技術(shù)進行定向施工，其中順北評1井垂深、順北56X井完鉆井深創(chuàng)造了亞洲紀錄。

1.6 超深井縫洞型儲層完井技術(shù)

順北油氣田儲層含泥質(zhì)，一口井控制多套儲集體存在籠統(tǒng)改造效果差、開發(fā)過程中井壁坍塌掩埋井眼等問題，為此，通過科研攻關(guān)，形成了裸眼分段及襯管支撐完井技術(shù)。

1.6.1 裸眼分段完井技術(shù)

通過研發(fā)耐溫180 ℃、承壓70 MPa的高性能K343擴張式裸眼封隔器，形成了“管柱結(jié)構(gòu)配置、耐酸可溶球、裸眼通井”裸眼分段完井技術(shù)，適用于狗腿度不大于20°/30 m、井徑擴大率不大于10%的裸眼井段，解決了常規(guī)分段完井技術(shù)只適用于狗腿度不大于8°/30 m、井徑擴大率不大于5%裸眼井段的問題。研究形成了“地質(zhì)導向、工具保障、監(jiān)測評價”斷控型儲層分段完井技術(shù)，解決了籠統(tǒng)改造效果差的問題。SHB4-5H井應(yīng)用裸眼分段完井技術(shù)，滿足了地質(zhì)3級分段及12 m3/min排量改造儲層的要求，?14 mm 油嘴日產(chǎn)油氣當量 1 358×104t。

1.6.2 裸眼井壁支撐襯管完井技術(shù)

基于高溫高壓室內(nèi)性能測試試驗，通過優(yōu)選易鉆金屬材質(zhì)、耐酸涂層和設(shè)計易鉆管直徑等，研制了一種耐溫177 ℃、耐壓50 MPa的耐酸鋁合金油管，并研發(fā)配套了高溫高壓頂部懸掛可回收封隔器、臨時封堵閥及丟手裝置等系列完井工具，形成了適用于?165.1和?149.2 mm裸眼的井壁支撐襯管完井技術(shù)，其具備“易鉆磨、能側(cè)鉆，耐強酸、能酸壓，大通徑、能修井”的優(yōu)勢。順北油氣田推廣應(yīng)用了裸眼井壁支撐襯管完井技術(shù)，解決了生產(chǎn)中裸眼段井壁坍塌的問題。

2 特深層油氣勘探開發(fā)對鉆井完井技術(shù)的需求

針對順北斷控型油氣藏勘探開發(fā)需求，通過近幾年持續(xù)攻關(guān)，初步形成了鉆井完井技術(shù)序列，鉆井周期逐年縮短，工程質(zhì)量不斷提升。隨著勘探開發(fā)繼續(xù)向特深層深入，溫度、壓力更高，地質(zhì)條件更加復雜，為滿足高效勘探開發(fā)對鉆井完井技術(shù)的需求，需持續(xù)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，進一步攻關(guān)堵漏、防塌技術(shù)，急需配套儲層安全鉆井技術(shù)。

2.1 需持續(xù)優(yōu)化特深井井身結(jié)構(gòu)

順北油氣田I號和V號斷裂帶向西，油藏埋深由 7 500 m 增至 8 600 m，地層的溫度、壓力更高，地質(zhì)條件更加復雜，可能發(fā)育多套輝綠巖侵入體、高壓鹽水層，奧陶系發(fā)育地質(zhì)破碎帶，深部蓬萊壩組尚未有鉆井揭示，地層流體、壓力等基本地質(zhì)特征不明確，影響井身結(jié)構(gòu)設(shè)計的不確定因素多?，F(xiàn)特深井采用的五開次井身結(jié)構(gòu)，二開?444.5 mm井眼需鉆至井深5 200 m以深，機械鉆速低，鉆井周期長，鉆井液滲漏損耗大。同時，該井身結(jié)構(gòu)五開?149.2 mm井眼完鉆，部署預探井時，若鉆遇復雜地層無預留開次，鉆井風險高。

2.2 急需解決二疊系、志留系漏失問題

雖然在I號和V號斷裂帶內(nèi)，部分井的成像測井資料揭示二疊系、志留系裂縫發(fā)育，對制定防漏堵漏技術(shù)措施有較強的指導性，但順北油氣田區(qū)域間、井間地質(zhì)條件差異大，單井資料代表性不強。I號斷裂帶二疊系主要問題是漏失，但V號斷裂帶二疊系井漏等井下故障卻較少；V號斷裂帶順北5-8井志留系井漏13次，順北5-10井志留系井漏27次，井漏次數(shù)多，堵漏難度大。由于地質(zhì)條件復雜和基礎(chǔ)數(shù)據(jù)缺失，對志留系漏失機理的認識不清。

順北油氣田采用常規(guī)橋漿、凝膠、隨鉆防漏堵漏漿、化學固結(jié)堵漏漿進行堵漏，取得了一定效果，但目前仍未形成適用于順北油氣田二疊系、志留系的系列防漏堵漏技術(shù)。

2.3 深層破碎帶安全鉆進技術(shù)不成熟

順北油氣田特深層顯現(xiàn)出良好的勘探開發(fā)前景，但鉆進深部破碎帶地層時復雜事故多發(fā)，掉塊多、劃眼多，鉆進難度大，破碎地層承壓能力低，固井難度大等問題嚴重困擾了順北油氣田特深層油氣的勘探開發(fā)。破碎帶防漏堵漏技術(shù)、井壁穩(wěn)定技術(shù)和低承壓層固井技術(shù)是實現(xiàn)深部地質(zhì)破碎帶安全鉆井的保障，也是制約順北油氣田特深層油氣勘探開發(fā)的技術(shù)瓶頸。

2.4 需配套完善高溫高壓井下儀器工具

隨著順北油氣田逐步向深層勘探，井底溫度和壓力均快速升高，小直徑井眼內(nèi)鉆具振動增強，現(xiàn)用的耐溫175 ℃、抗壓140 MPa的MWD儀器無法滿足現(xiàn)場需要。強振動導致井下儀器工作不穩(wěn)定，測量數(shù)據(jù)失真，儀器損耗大；小直徑螺桿鉆具使用壽命短，頻繁起下鉆導致非生產(chǎn)時效高，鉆井周期增長。

2.5 急需配套裂縫性儲層安全鉆井技術(shù)

順北油氣田南部奧陶系氣藏屬裂縫性高壓氣藏，鉆井過程氣體侵入量大、氣液置換速度快，溢流早期發(fā)現(xiàn)困難，井控風險高；井溫高于180 ℃，高溫下高密度鉆井液的沉降穩(wěn)定性差。急需配套以溢流早期監(jiān)測和及時發(fā)現(xiàn)、抗高溫高密度鉆井液、封縫堵氣、防氣竄固井等技術(shù)為核心的裂縫性高壓氣藏安全鉆井技術(shù)。

3 特深井鉆井完井技術(shù)發(fā)展建議

順北油氣田具有儲層埋藏深、溫度高、壓力高和H2S含量高的“一深三高”特點，加之受斷裂和溶蝕等后期改造控制，地質(zhì)條件異常復雜，拉伸裂縫、擠壓裂縫等多種裂縫構(gòu)造交叉疊加，造成鉆進深部破碎帶時塌漏同存，鉆井難度大。為此，一是要加強基礎(chǔ)研究，強化地質(zhì)與工程的一體化；二是打破常規(guī)，加強先進技術(shù)的應(yīng)用，利用先進技術(shù)攻克工程技術(shù)難點；三是要以突出問題為導向，加強科研攻關(guān)力度，著力攻克一批該油氣田勘探開發(fā)的“卡脖子”技術(shù)難題。

3.1 增強地質(zhì)工程一體化

加強地球物理和勘探開發(fā)的基礎(chǔ)研究，強化已有地震、測錄井、測試和試油等基礎(chǔ)資料的分析，以地球物理技術(shù)為依托，一方面要進一步明晰地層壓力、流體物性等儲層信息，明確輝綠巖侵入體、高壓鹽水層縱向和橫向區(qū)域分布特征；另一方面要加強鉆井地質(zhì)環(huán)境因素的精確描述，進行復雜地層二疊系、志留系的成像測井，精確分析該油氣田區(qū)域內(nèi)裂縫尺寸、縱橫向展布規(guī)律，水力敏感程度等物理化學特征，為井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化和工程技術(shù)應(yīng)用提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

3.2 加強堵漏和防塌技術(shù)研究

針對二疊系火成巖漏失、掉塊及志留系反復漏失問題，深入開展機理性研究，明確漏失、掉塊的地層物化機理和規(guī)律，總結(jié)現(xiàn)有堵漏技術(shù)方法的效果，進行堵漏新材料試驗，以提高封堵效率，提供穩(wěn)定的井眼環(huán)境。

1）立足隨鉆防漏堵漏，基于地層壓力體系認識，進一步優(yōu)化防漏鉆井液，優(yōu)化堵漏材料粒徑級配，加強柔性納微米隨鉆封堵、MFP隨鉆封堵、耐溫纖維、復合變形材料等新型隨鉆堵漏材料試驗，制定配套技術(shù)措施，形成專項隨鉆防漏堵漏技術(shù)，增大安全密度窗口。

2）加強堵漏技術(shù)攻關(guān)力度，對前期采用的化學固結(jié)高強堵漏漿、高濾失堵漏漿、膨脹型橋塞堵漏和中–高強度凝結(jié)漿等專項堵漏技術(shù)進行適應(yīng)性評價，結(jié)合地層裂縫展布等基礎(chǔ)性研究，針對不同裂縫尺寸和連通程度，優(yōu)化堵漏漿配方，形成相應(yīng)的堵漏技術(shù)。

3）解決同一漏點反復多次漏失的難題，在解決堵漏材料進入裂縫后“站得住、封得牢”難題的前提下，研發(fā)止裂劑等新型材料，確保在裂縫尖端形成阻裂帶，防止封堵后的裂縫進一步延伸。

3.3 加強新技術(shù)和新工具的應(yīng)用

依托隨鉆防漏和堵漏技術(shù)，建立穩(wěn)定的井眼環(huán)境，重點優(yōu)選鉆頭、配套井下工具，積極進行新技術(shù)試驗，提高特深層鉆井效率。

1）加強個性化、定制化鉆頭的應(yīng)用，探索擴大混合鉆頭和異形齒PDC鉆頭的應(yīng)用范圍，增強鉆頭破巖能量，提高機械鉆速。

2）配套減振、隔振、穩(wěn)扭等新型鉆井工具，提高鉆頭的穩(wěn)定性、延長鉆頭使用壽命，提高單只鉆頭進尺。

3）試驗長壽命螺桿鉆具、螺桿式旋沖鉆井工具、中低轉(zhuǎn)速渦輪等新型動力鉆具，進一步配套與鉆頭壽命相匹配的井下動力鉆具，降低起下鉆等非生產(chǎn)時效。

4）進行隨鉆擴孔等新鉆井技術(shù)試驗，利用隨鉆擴孔鉆頭的導眼部分預破碎地層、擴眼部分二次破碎巖石。同時借此來優(yōu)化井眼尺寸，完善井身結(jié)構(gòu)，提高大尺寸井眼的鉆進效率。

3.4 加強高端儀器和特殊材料、裝備的研發(fā)

鉆探順北油氣田特深層油氣資源時，高溫高壓環(huán)境對井下儀器使用壽命和穩(wěn)定性、油田化學助劑的高溫穩(wěn)定性提出了更高的要求，常規(guī)鉆具承受的拉力、剪切力高，因此，要提高該油氣田特深層的鉆探效率，中高端儀器設(shè)備和特殊鉆井裝備將發(fā)揮更加重要的作用。

1）監(jiān)測特深井內(nèi)鉆頭和動力鉆具井下實時工作狀態(tài)的儀器，其借助高性能傳感器，實時監(jiān)控并傳輸實際加載在鉆頭上的鉆壓、扭矩等參數(shù)和配套動力鉆具實際輸出的扭矩，以此為依據(jù)進一步優(yōu)化鉆頭設(shè)計和配套動力鉆具的性能參數(shù)。

2）研制耐溫 185 ℃ 甚至耐溫 200 ℃，抗壓210 MPa以上的高溫高壓MWD儀器和隨鉆測井儀器，提高特深層定向鉆進和儲層識別的效率，提高測井時效，從而攻克順北油氣田特深層多靶點的鉆探難題，提高特深層油氣動用程度。

3）研制抗高溫油田化學助劑和研究配套的降溫技術(shù)。一方面要加大研制新型抗高溫油田化學材料和體系的力度，另一方面要同步開展地面降溫技術(shù)研究，井下抗溫與地面降溫雙管齊下，解決抗高溫工作液穩(wěn)定性差的問題。

4）研發(fā)新型材料和特殊鉆井裝備。隨著鉆探深度加深，受常規(guī)鋼材性能的影響，導致鉆具尺寸和一開井眼尺寸越來越大，?139.7 mm甚至更大尺寸的鉆桿陸續(xù)出現(xiàn)，?444.5 mm 井眼鉆至井深 5 000 m以深，需使用鉆深能力9 000 m甚至更強的鉆機進行作業(yè)。需加強低密度高強度金屬材料（如鈦合金輕質(zhì)鉆桿）的研制，以降低鉆具組合的重量，減輕鉆機負荷。同時，隨著地層壓力升高，井控風險增大，需要研發(fā)壓力級別140 MPa甚至更高的井口防噴器及配套管線。

4 結(jié)束語

順北油氣田是中國石化主力勘探新區(qū)和資源戰(zhàn)略接替的重要潛力區(qū)，通過多年持續(xù)技術(shù)攻關(guān)，特深井鉆井完井技術(shù)取得了長足進步，初步形成了以特深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、分層鉆井提速、長裸眼井筒強化、長裸眼防漏及小間隙固井、超深井小井眼定向鉆井技術(shù)、超深井縫洞型儲層完井技術(shù)為核心的特深井鉆井完井技術(shù)，為該油氣田百萬噸產(chǎn)能建設(shè)提供了強有力的工程技術(shù)支撐。隨著順北油氣田向更深層勘探，油藏埋深更深，地層溫度和壓力更高，地質(zhì)條件更加復雜，仍需進行持續(xù)攻關(guān)和完善特深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、破碎帶安全鉆進、志留系漏失機理、抗高溫高壓MWD儀器和縫洞型儲層安全鉆進等技術(shù)。推動特深層鉆井完井技術(shù)的進步需突破常規(guī)思路，加強新技術(shù)和新工具的應(yīng)用，加強高端井下儀器和特殊材料、裝備的研發(fā)，集中力量攻克一批“卡脖子”的核心技術(shù)，支撐中國石化乃至我國特深層油氣藏的勘探開發(fā)。