劉湘華， 劉 彪， 杜 歡， 王 沫

（1.中國(guó)石化西北油田分公司工程技術(shù)管理部, 新疆烏魯木齊 830011；2.中國(guó)石化西北油田分公司石油工程監(jiān)督中心，新疆輪臺(tái) 841600）

順北油氣田4號(hào)、8號(hào)斷裂帶，累計(jì)長(zhǎng)度約155 km，為中國(guó)石化西北油田分公司主要油氣上產(chǎn)區(qū)域之一，鉆井過(guò)程中存在二疊系與志留系易漏，桑塔木組侵入體易塌，古生界深部易井斜，一間房組與鷹山組由于壓力系統(tǒng)復(fù)雜易出現(xiàn)氣侵、井漏等問(wèn)題。前期主要采用承壓堵漏、橋漿堵漏來(lái)解決漏失問(wèn)題，采用大顆粒級(jí)配封堵防塌[1]，采用單穩(wěn)定器鐘擺鉆具通過(guò)“輕壓吊打”防斜，高溫井段則采取定向以及高密度壓穩(wěn)氣層等方法，存在堵漏工藝針對(duì)性不強(qiáng)、堵漏時(shí)間長(zhǎng)、鉆井液消耗量大，防斜打快效率低，MWD壽命短，高密度鉆井液加劇氣侵與井漏的矛盾。采用五級(jí)井身結(jié)構(gòu)，鉆井周期長(zhǎng)達(dá)304.2 d，不利于降本增效。為此，筆者在分析地層特征的基礎(chǔ)上，通過(guò)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、優(yōu)選防漏堵漏漿和封堵防塌體系的配方，利用垂直鉆井系統(tǒng)與大扭矩螺桿配合防斜打快、優(yōu)化井眼剖面和定向鉆進(jìn)工藝、采用低密度鉆井液+簡(jiǎn)易控壓鉆井技術(shù)控制井眼軌跡，形成了適用于順北油氣田斷裂帶超深水平井的優(yōu)快鉆井技術(shù)。順北油氣田 4 號(hào)、8 號(hào)斷裂帶的6口超深水平井應(yīng)用了該技術(shù)，與未應(yīng)用該技術(shù)的鄰井相比，平均機(jī)械鉆速提高了116.2%，平均鉆井周期縮短了41.2%。

1 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

順北油氣田4號(hào)、8號(hào)斷裂帶自上而下鉆遇地層為第四系、第三系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系、泥盆系、志留系和奧陶系。其中，二疊系砂泥巖、火成巖發(fā)育，易發(fā)生漏失；志留系砂泥巖地層水敏性強(qiáng)，井眼易失穩(wěn)，斷裂帶附近地層承壓能力低；奧陶系桑塔木組部分區(qū)域含輝綠巖侵入體，井眼易失穩(wěn)；奧陶系儲(chǔ)層一間房組、鷹山組為含氣碳酸鹽巖層，受斷裂帶控制，裂縫、溶洞、斷裂帶發(fā)育，存在漏失、井涌風(fēng)險(xiǎn)[2–3]。

1.1 古生界易塌易漏

1）二疊系火成巖為英安巖、凝灰?guī)r、玄武巖，厚度200～300 m，內(nèi)部縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，縫寬從微米級(jí)到厘米級(jí)，縱向上漏層分布無(wú)規(guī)律，承壓過(guò)高易水力劈裂，溝通縫網(wǎng)，加劇漏失。采用隨鉆防漏堵漏漿或堵漏漿鉆進(jìn)及進(jìn)行承壓堵漏[4]，不能確保不會(huì)發(fā)生漏失。5口超深水平井采用密度1.25～1.28 kg/L的鉆井液鉆進(jìn)二疊系火成巖，初始承壓能力低于1.35 kg/L，瞬時(shí)漏失速度大于28 m3/h，平均堵漏周期7.5 d。

2）志留系砂泥巖地層發(fā)育非連續(xù)分布的小型斷裂，位置與規(guī)模不確定。在斷裂帶核心區(qū)域，砂巖地層連通性好，易發(fā)生漏失；部分區(qū)域含高壓鹽水，需采用密度高于1.40 kg/L的鉆井液才能壓穩(wěn)，順北43X井采用密度1.32 kg/L的鉆井液鉆進(jìn)，鉆遇斷裂帶時(shí)發(fā)生漏失，繼續(xù)鉆進(jìn)又發(fā)生鹽水溢流（初始地層孔隙壓力系數(shù)1.39），通過(guò)應(yīng)用橋漿段塞、高濾失堵漏漿、液體套管及堵漏漿，將地層承壓能力提高至 1.45 kg/L，耗時(shí) 45 d。

3）對(duì)于奧陶系桑塔木組灰質(zhì)泥巖地層，若沿著斷裂帶核心區(qū)域向下鉆進(jìn)，需采用密度不低于1.50 kg/L的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定；部分區(qū)域含多套輝綠巖，厚度10～20 m，鉆進(jìn)過(guò)程中掉塊尺寸大、硬度高，卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高，需采用密度不低于1.40 kg/L的鉆井液才能保證井壁穩(wěn)定。

1.2 奧陶系桑塔木組機(jī)械鉆速低

桑塔木組位于直井段，厚度約1 200 m，前期采用“PDC鉆頭+大扭矩螺桿”鉆進(jìn)，鉆壓大于80 kN時(shí)井斜角持續(xù)增大，采用“輕壓吊打”降斜，單趟鉆進(jìn)尺 568 m，平均機(jī)械鉆速只有 4.1 m/h，鉆井周期長(zhǎng)。選用圓齒PDC鉆頭吃入地層淺、磨損程度高，攻擊力弱；部分井受輝綠巖掉塊影響，保徑部分易磨損，鉆頭外徑縮小達(dá)10 mm。

1.3 高溫影響定向儀器使用壽命

儲(chǔ)層溫度 163～190 ℃[5–6]，采用 TEL-185 型和APS175型定向儀器，受高溫影響，易發(fā)生脈沖發(fā)生器沖蝕、漏油、探管橡膠扶正套脫落等故障[7]；在?120.7 mm井眼進(jìn)行定向，最大振動(dòng)幅度達(dá)90g，定向儀器的電路板極易損壞。實(shí)鉆表明，受高溫和井下振動(dòng)影響，定向儀器使用壽命僅30 h，需頻繁起下鉆更換定向儀器，導(dǎo)致鉆井效率低。

1.4 斷控體儲(chǔ)層溢漏風(fēng)險(xiǎn)高

奧陶系儲(chǔ)層屬斷控體油氣藏，發(fā)育斷裂帶、裂縫、溶洞，含凝析氣藏，易發(fā)生漏失與溢流[8]，鄰區(qū)處理漏失和溢流的時(shí)間超過(guò)2個(gè)月。利用水平井溝通斷裂帶有3個(gè)問(wèn)題：1）通過(guò)含小型圈閉地層時(shí)，瞬時(shí)地層壓力高，氣侵后平推壓井，使地層壓力持續(xù)升高，需采用密度高于2.0 kg/L的壓井液才能壓穩(wěn)氣層，約要消耗500 m3壓井液；2）在斷裂帶附近，反復(fù)鉆遇小型裂縫與伴生氣，存在溢漏共存，需頻繁調(diào)整鉆井液密度以維持井壁穩(wěn)定，順北53X井處理溢漏就耗時(shí)1個(gè)月；3）鉆至主干斷裂，地層壓力迅速降低，漏失速度在10 m3/h以上，因無(wú)法確定鉆井液密度降低幅度，需通過(guò)多次降低鉆井液密度確定合理鉆井液密度，要消耗300～600 m3鉆井液。

2 優(yōu)快鉆井技術(shù)

2.1 井口位置優(yōu)化

1）針對(duì)二疊系裂縫組成與漏失規(guī)律性差，通過(guò)應(yīng)用井震聯(lián)合識(shí)別技術(shù)，將二疊系火成巖相位劃分為平行相、雜亂相及空白相[9–11]。實(shí)鉆表明，鉆井液密度為1.25～1.28 kg/L時(shí)，90%的漏失發(fā)生在雜亂相與空白相；平行相的承壓能力在1.60 kg/L以上，漏失風(fēng)險(xiǎn)最低。因此，部署井位時(shí)應(yīng)盡量避開(kāi)強(qiáng)雜亂相與空白相區(qū)域，若無(wú)法避開(kāi)，需單獨(dú)封隔二疊系，再鉆開(kāi)下部志留系。此外，為保障水平井有足夠的靶前位移，在溫度低于170 ℃的井段完成造斜，造斜點(diǎn)選擇在較高的位置，在確保造斜率不變的情況下，優(yōu)化井口位置。

2）應(yīng)用井震聯(lián)合識(shí)別技術(shù)，描述志留系和桑塔木組斷裂帶的深度、走向，指導(dǎo)井位部署盡量避開(kāi)斷裂帶核心區(qū)域；若志留系和桑塔木組的斷裂帶不能同時(shí)避開(kāi)，優(yōu)先考慮避開(kāi)志留系的斷裂帶，結(jié)合解釋精度與直井段井眼軌跡自然漂移規(guī)律，井眼與斷裂帶的水平位移要大于100 m。

3）直井段與造斜段應(yīng)避開(kāi)地塹、地壘、縱向斷裂帶等區(qū)域[12]，宜從斷裂帶邊部沿穩(wěn)斜段軌跡溝通位于斷裂帶內(nèi)部的儲(chǔ)集體。

2.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

為能封隔易漏、易塌地層，初期采用了五級(jí)井身結(jié)構(gòu)，但五級(jí)井身結(jié)構(gòu)存在套管層序多、大直徑套管重、鉆井周期長(zhǎng)、鉆井成本高的問(wèn)題。為此，筆者首先利用Drillworks地層壓力分析軟件[13]分析了桑塔木組斷裂帶附近已完鉆井的測(cè)井、試油資料，校正了地層三壓力剖面（見(jiàn)圖1）：1）地層孔隙壓力系數(shù)1.02～1.23，屬正常壓力系統(tǒng)；2）地層坍塌壓力系數(shù)1.03～1.50，其中二疊系1.1～1.22，志留系1.22～1.30，桑塔木組 1.30～1.50；3）地層破裂壓力系數(shù)在2.0左右。

圖1 順北油氣田4號(hào)、8號(hào)斷裂帶地層三壓力剖面Fig.1 Three-pressure profile of No.4 and No.8 fault zones in the Shunbei Oil & Gas Field

通過(guò)分析地層三壓力剖面與實(shí)鉆情況得知：二疊系和志留系的漏失壓力當(dāng)量密度分別為1.28 和1.32 kg/L，鉆進(jìn)桑塔木組需采用密度高于1.50 kg/L的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定。前期采用的五級(jí)井身結(jié)構(gòu)有3個(gè)必封點(diǎn)，分別是二疊系底部、桑塔木組頂部及奧陶系一間房組頂部[14–16]。其中，因一間房組為碳酸鹽巖儲(chǔ)層，裂縫發(fā)育，存在漏失與井涌風(fēng)險(xiǎn)，需下一層套管封隔一間房組頂部以上地層。

考慮二疊系與志留系漏失壓力當(dāng)量密度僅相差0.04 kg/L，通過(guò)采取堵漏技術(shù)措施有可以一起鉆開(kāi)的可能；由于奧陶系桑塔木組含斷裂帶、薄層侵入巖，坍塌壓力高，需要將上部地層的承壓能力至少提高0.18 kg/L，現(xiàn)有技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)。因此，將必封點(diǎn)優(yōu)化為2個(gè)，分別是桑塔木組頂部、一間房組頂部。根據(jù)必封點(diǎn)將井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為四級(jí)井身結(jié)構(gòu)：1）將?365.1 mm 表層套管下至井深 1 999.00 m，封隔淺部疏松地層；2）將?273.1 mm技術(shù)套管下至志留系底部，承壓能力較低的二疊系和志留系一起鉆開(kāi)，為三開(kāi)專打易塌地層奠定基礎(chǔ)；3）生產(chǎn)套管下至目的層頂部，提高鉆井液密度，專打桑塔木組斷裂帶、侵入體等復(fù)雜地層；4）四開(kāi)采用?165.1 mm鉆頭鉆開(kāi)目的層，裸眼完井（見(jiàn)圖2）。該井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)勢(shì)：1）將原來(lái)的一開(kāi)與二開(kāi)合并，一開(kāi)井眼直徑由444.5 mm縮小至333.4 mm，有利于提高鉆井速度；2）可減少一個(gè)中完周期（約 14 d）。

圖2 優(yōu)化前后的井身結(jié)構(gòu)Fig.2 Casing program before and after optimization

2.3 長(zhǎng)裸眼井壁穩(wěn)定技術(shù)

優(yōu)化井口位置可避開(kāi)裂縫核心區(qū)域，降低漏失風(fēng)險(xiǎn)，為一個(gè)開(kāi)次鉆進(jìn)二疊系和志留系創(chuàng)造條件，但并不能完全防止漏失和坍塌。為此，進(jìn)行了長(zhǎng)裸眼井壁穩(wěn)定技術(shù)研究。

2.3.1 二疊系防漏堵漏技術(shù)

對(duì)于含寬度小于3.0 mm裂縫的地層，通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)優(yōu)選復(fù)合纖維、彈性凝膠作為堵漏漿主劑[17]，確定堵漏漿配方為2%～3%超細(xì)碳酸鈣+2%復(fù)合纖維+4%QS-2（100/200目）+2%顆粒狀彈性凝膠。該堵漏漿依靠超細(xì)碳酸鈣顆粒（800/1000目）剛性架橋、彈性凝膠變形填充、高韌性復(fù)合纖維拉筋纏繞形成強(qiáng)力鏈網(wǎng)絡(luò)，填充滲透層、封堵裂縫[18]。

對(duì)于含有寬度大于3.0 mm裂縫的地層，出現(xiàn)復(fù)漏或多點(diǎn)漏失時(shí)，將鉆井液轉(zhuǎn)換為堵漏漿快速鉆穿漏層[19]，堵漏漿配方為2%～4%超強(qiáng)滯留顆粒堵漏材料+3%～5%多孔高強(qiáng)顆粒堵漏材料A+3%～5%多孔高強(qiáng)顆粒堵漏材料B+1%～2%高韌性復(fù)合纖維。根據(jù)拓展廣譜顆粒級(jí)配，堵漏材料需含有3.0～5.0 mm三角錐大顆粒堵漏材料，其加量10%～20%可調(diào)，進(jìn)行籠統(tǒng)堵漏。鉆進(jìn)過(guò)程中振動(dòng)篩使用60/80目篩布，并加密清理沉砂罐，以減少堵漏漿消耗量。

2.3.2 志留系井壁強(qiáng)化技術(shù)

志留系發(fā)育少量天然裂縫，縫寬0.1～0.4 mm，易產(chǎn)生誘導(dǎo)裂縫，根據(jù)“應(yīng)力籠”[20]增強(qiáng)井周應(yīng)力原理[9]，提出了納米、亞微米級(jí)材料致密封堵的思路[21–22]，形成了配方為3%井壁強(qiáng)化劑+3%柔性防塌劑+3%乳化瀝青+3%柔性納米封堵劑的封堵體系。該體系抗溫180 ℃，高溫高壓濾失量低于8 mL，封堵率97%，可封堵裂縫、調(diào)控井周應(yīng)力場(chǎng)，阻止天然裂縫開(kāi)啟，使地層承壓能力提高0.07～0.10 kg/L，拓寬薄弱地層安全密度窗口。

2.4 防斜打快技術(shù)

桑塔木組巖性以灰質(zhì)泥巖為主，傾角2°～10°，各向異性指數(shù)4～6，可鉆性級(jí)值4～7，抗壓強(qiáng)度40～125 MPa，針對(duì)于此，采用“尖圓齒PDC鉆頭+垂直鉆井系統(tǒng)+大扭矩螺桿”的防斜打快技術(shù)。

遵循“強(qiáng)攻擊鉆頭+自動(dòng)扶正+強(qiáng)參數(shù)”[23]的提速思想：1）選用尖圓齒PDC鉆頭[24]，該鉆頭5刀翼、?16.0 mm 雙排齒，尖齒切角由 90°優(yōu)化為 45°，兼顧攻擊與抗研磨，保徑部分采用尖錐齒，錯(cuò)位雙排分布，有利于破碎掉塊；2）選用?171.5 mm垂直鉆井系統(tǒng)，該鉆井系統(tǒng)利用3個(gè)呈120°相位分布的巴掌交替伸縮控制井斜，可將井斜角自動(dòng)控制在1°以下；3）考慮雙級(jí)鉆井工具力臂更長(zhǎng)，鉆頭吃入深，反扭矩更大，選用等應(yīng)力大扭矩螺桿，該螺桿在等壁厚定子基礎(chǔ)上，微調(diào)橡膠厚度，并增強(qiáng)橡膠硬度，螺桿壓降由 7 MPa 提高至 10 MPa，輸出扭矩提高 55 %；4）增大鉆壓，鉆壓由 80 kN 增至 140 kN，鉆壓增大可增大鉆頭的吃入深度，提高破巖效率。

2.5 高溫超深水平井定向鉆進(jìn)技術(shù)

1）剖面優(yōu)化。對(duì)于中曲率半徑、垂距大于500 m的水平井，考慮后期完井工具的下入，將其剖面優(yōu)化為“直—增—微增—穩(wěn)”的高曲率半徑剖面，井眼曲率由 22°/30m 優(yōu)化為 10°/30m+2°/30m，其中，微增斜造斜率小于2°/30m；在溫度低于170 ℃的井段和鉆遇斷裂帶前，完成高曲率造斜井段；溫度超過(guò)170 ℃的井段進(jìn)行微增斜鉆進(jìn)。同時(shí)，為提高微增井段中靶精度，將井斜角增量控制在10°以內(nèi)。

2）螺桿優(yōu)選。選用抗溫 180～200 ℃ 的?127.0 mm螺桿。通過(guò)模擬計(jì)算得知，螺桿彎角為1.50°～1.75°，可滿足造斜要求。?127.0 mm螺桿的輸出扭矩為 4 780 N·m，與?120.7 mm螺桿相比，輸出扭矩增大，可以提高破巖效率。為滿足微增斜與穩(wěn)斜要求，螺桿要自帶?158.8 mm穩(wěn)定器[25]。

3）定向鉆頭優(yōu)選?？紤]造斜率低、定向進(jìn)尺長(zhǎng)，為降低起下鉆次數(shù)，設(shè)計(jì)采用PDC鉆頭定向。為降低PDC鉆頭與井壁的摩阻，采用淺內(nèi)錐–短外錐的冠部、22°螺旋保徑結(jié)構(gòu)；為保證鉆頭受力均衡，將冠部、外圈和保徑位置切削齒的后傾角優(yōu)化為 15°、20°和 25°。

4）井眼軌跡測(cè)量?jī)x選型。溫度低于170 ℃的井段，采用額定抗溫175 ℃的APS-MWD型無(wú)線隨鉆監(jiān)測(cè)儀測(cè)量井眼軌跡參數(shù)。為降低振動(dòng)對(duì)測(cè)量結(jié)果的影響，增加穩(wěn)定器的數(shù)量。提高鉆井液循環(huán)排量，以降低井筒溫度[26]。溫度高于170 ℃的井段，采用抗溫260 ℃的多點(diǎn)測(cè)斜儀測(cè)量井眼軌跡參數(shù)，每鉆進(jìn)100～150 m就投放多點(diǎn)測(cè)斜儀測(cè)量一次，視井眼軌跡控制情況，加密測(cè)量。

5）定向工藝優(yōu)化。第1增斜段采用“1.75°單彎螺桿+定向PDC鉆頭”鉆至井斜角70°，段長(zhǎng)約210 m，純鉆時(shí)間100 h，將需2趟鉆完成的高造斜段，用1趟鉆完成；第2增斜段采用“1.50°單彎螺桿+PDC鉆頭”滑動(dòng)鉆進(jìn)或與復(fù)合鉆進(jìn)交替鉆至入靶點(diǎn)（井斜角約 80°），段長(zhǎng) 500 m，純鉆時(shí)間 160 h。

6）鉆具組合優(yōu)選。造斜段采用1.75°抗高溫螺桿+光鉆桿+?88.9 mmG105 鉆桿+加重鉆桿的鉆具組合，可持續(xù)進(jìn)行定向鉆進(jìn)，若需要復(fù)合鉆進(jìn)，可將轉(zhuǎn)速控制在 10～20 r/min；穩(wěn)斜段采用 1.25°～1.50°抗高溫螺桿（帶?158.8 mm 穩(wěn)定器）+?161.9 mm 螺旋穩(wěn)定器的鉆具組合[27]，通過(guò)將鉆壓控制在20～40 kN，轉(zhuǎn)速控制在20～40 r/min，實(shí)現(xiàn)自然增斜與穩(wěn)斜。

2.6 低密度鉆井液+簡(jiǎn)易控壓鉆井技術(shù)

針對(duì)斷控體油氣藏氣侵、井漏的鉆井難題，采取了以下技術(shù)措施：1）精準(zhǔn)描述井眼軌跡上小型圈閉與主干斷裂的位置，掌握調(diào)整鉆井液密度的時(shí)機(jī)；2）針對(duì)含圈閉的異常高壓層，結(jié)合鄰井初始關(guān)井壓力推算地層壓力系數(shù)[28]，采用密度1.60 kg/L的鉆井液開(kāi)鉆，壓穩(wěn)高壓氣層；3）針對(duì)斷裂帶附近小型裂縫與氣侵，基于漏失壓力方程[29]，探索漏失速度與壓差的關(guān)系，指導(dǎo)鉆井液密度的調(diào)整，并利用旋轉(zhuǎn)控制頭控制井口回壓低于5 MPa，實(shí)現(xiàn)漏失速度低于5 m3/h的微漏鉆進(jìn)[30]；4）針對(duì)主干斷裂放空漏失，起鉆至安全井段，迅速將鉆井液密度降至1.10～1.25 kg/L，保持微漏鉆進(jìn)。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

順北油氣田4號(hào)、8號(hào)斷裂帶的6口超深水平井應(yīng)用了優(yōu)快鉆井技術(shù)，這6口井的平均機(jī)械鉆速為 7.35 m/h，平均鉆井周期為 178.84 d。與未應(yīng)用該技術(shù)的鄰井相比，平均機(jī)械鉆速提高了116.2 %，平均鉆井周期縮短了41.2%（相關(guān)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1）。下面以TT4-1H井為例，說(shuō)明現(xiàn)場(chǎng)具體應(yīng)用情況。

表1 優(yōu)快鉆井技術(shù)應(yīng)用效果Table 1 Application effect of the optimal and fast drilling technologies

3.1 長(zhǎng)裸眼井段

TT4-1H 井二開(kāi)井段（段長(zhǎng) 3 828 m）通過(guò)應(yīng)用隨鉆堵漏漿和堵漏漿，并配套提速技術(shù)，鉆井周期36.4 d，機(jī)械鉆速10.89 m/h，與鄰井未應(yīng)用堵漏技術(shù)和提速技術(shù)的二開(kāi)井段相比，鉆井周期縮短了77.6 d，機(jī)械鉆速提高了77.1 %，處理堵漏時(shí)間縮短了65.3 %，漏失量由 348 m3降至 84.3 m3。

3.2 防斜打快

TT4-1H井三開(kāi)采用防斜打快技術(shù)1趟鉆完成進(jìn)尺1 465.00 m，井斜角控制在 1°以下，鉆井周期 10.85 d，機(jī)械鉆速8.33 m/h，與鄰井未應(yīng)用防斜打快技術(shù)的三開(kāi)相比，鉆井周期縮短了52.3 d，機(jī)械鉆速提高了175.6%。

3.3 低密度鉆井液+簡(jiǎn)易控壓鉆井

TT4-1H井利用井筒壓力控制技術(shù)，將鉆井液密度由 1.45 kg/L逐步降至 1.14 kg/L，回壓控制在0.5～5.0 MPa，順利鉆穿 635 m 厚的漏失層。而鄰井TT8X井未采用低密度鉆井液+簡(jiǎn)易控壓鉆井技術(shù)，發(fā)生了漏失和氣侵，處理井漏氣侵耗時(shí)16.5 d。

3.4 超深水平井井眼軌跡控制

TT4-1H井低溫造斜段采用APS175型測(cè)斜儀監(jiān)測(cè)井眼軌跡，該測(cè)斜儀工作時(shí)間超過(guò)150 h，工作溫度創(chuàng)183 ℃的紀(jì)錄。采用PDC鉆頭+1.75°彎角螺桿進(jìn)行定向鉆進(jìn)，單趟鉆進(jìn)尺 415 m，機(jī)械鉆速 4.21 m/h，與鄰井相比提高了95 %。

4 結(jié)論與建議

1）應(yīng)用井震聯(lián)合識(shí)別技術(shù)，將井口位置由斷裂帶核心區(qū)域移至邊部區(qū)域，降低了鉆井難度。同時(shí)，配套了防漏、防塌鉆井液技術(shù)，提高了長(zhǎng)裸眼段地層承壓能力，滿足了安全鉆井需求。

2）通過(guò)分析地層特征，建立了三壓力剖面，確定了2個(gè)必封點(diǎn)，將五級(jí)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為四級(jí)井身結(jié)構(gòu)。

3）“垂直鉆井系統(tǒng)+螺桿”防斜打快技術(shù)，大幅提高了桑塔木組的機(jī)械鉆速，可進(jìn)一步推廣應(yīng)用。

4）低密度鉆井液+簡(jiǎn)易控壓鉆井技術(shù)保障了井控安全，實(shí)現(xiàn)了分階段降低鉆井液密度，大幅縮短了處理溢漏等井下故障的時(shí)間。

5）設(shè)計(jì)的四段制井眼剖面與微增鉆具組合，初步實(shí)現(xiàn)了溫度超175 ℃井段的定向鉆進(jìn)，下步需完善“微增+穩(wěn)斜”的定向規(guī)律，提高井眼軌跡控制精度與鉆井效率，或研發(fā)性能穩(wěn)定的、可抗溫200 ℃的MWD儀器。