顺北56X特深水平井钻井关键技术

白彬珍， 曾义金， 葛洪魁

（1. 中国石油大学（北京）石油工程学院, 北京 102249；
2. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室, 北京 102206；
3. 中石化石油工程技术研究院有限公司, 北京 102206）

顺北56X井是部署在顺北V号条带的一口超深重点风险预探井。顺北V号条带是中国石化西北油田分公司主要油气上产区域之一[1-3]。相较顺北其他条带，V号条带储层埋藏较深（平均埋深超过8 000.00 m）、井底温度较高（井底静止温度最高178 ℃）、地质情况复杂（易钻遇断裂带，地层破碎），钻井面临二叠系和志留系易漏失、奥陶系地层破碎井壁稳定性差、奥陶系桑塔木组易井斜、特深储层井眼轨迹控制难和储层易钻遇裂缝带、气测显示活跃等技术挑战[4]。该区块前期钻井过程中，主要采用承压堵漏、桥浆堵漏等技术解决二叠系漏失问题[5]，但堵漏时间长、钻井液消耗量大；
多采用“轻压吊打”防斜打直，严重制约了钻井提速；
井身剖面以单增剖面为主，井眼轨迹调整空间小；
工具面摆放多依靠经验，摆放时间长；
随钻测量仪器抗温性能不能满足要求，仪器故障率高；
处理储层气侵等井控问题时，多采用高密度钻井液压稳气层，但这样使储层漏失加剧，加剧了储层污染。为此，顺北56X井针对钻遇地层的地质特征，结合邻井钻井经验，通过应用“大扭矩螺杆+垂直钻井系统”防斜打快技术、采用防漏堵漏钻井液和强封堵油基钻井液、优化井眼轨道、采用工具面快速稳定调控工艺、配套高温随钻测量技术、采用“微过平衡密度+简易控压”钻井技术，解决了该井的钻井技术难点，顺利钻至井深9 300.00 m（垂深8 087.94 m，水平位移1 348.10 m）完钻，是我国目前最深的水平井，也刷新了亚洲最深水平井的纪录。该井安全成井，表明我国具备了钻特深水平井的能力，可为中国石化“深地一号”工程顺北特深层油气藏勘探开发提供技术支撑。

1.1 井身结构设计

顺北56X井设计采用五开制井身结构：一开，采用φ660.4 mm 钻头钻至井深1 500.00 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φ444.5 mm 钻头钻至井深4 817.00 m，φ365.1 mm套管下至井深4 815.60 m，封隔新近系、古近系、二叠系、石炭系上部地层；
三开，采用φ333.4 mm钻头钻至井深6 060.00 m，φ273.1 mm套管下至井深6 059.00 m，封固志留系以上地层；
四开，采用φ241.3 mm钻头钻至井深7 756.00 m，φ193.7 mm套管下至井深7 756.00 m，封固一间房组以上地层，采用先悬挂后回接固井方式固井；
五开，采用φ149.2 mm钻头钻至井深9 300.00 m完钻，裸眼完井。

1.2 井眼轨道设计

该井井身剖面设计为“直—增—稳”三段制井身剖面，造斜段造斜率设计为7.92°/30m。井眼轨道设计结果见表1。

表1 顺北56X井井眼轨道设计结果Table 1 Well-path design of Well Shunbei 56X

2.1 地质特征

顺北56X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。第四系、新近系和古近系埋深0～2 645.00 m，岩性以棕色泥岩与砂质泥岩、泥质粉砂岩为主。白垩系和三叠系埋深2 645.00～4 106.50 m，上部地层岩性主要为棕色砂岩与棕褐色泥岩互层，下部地层岩性以含砾细砂岩及砂质小砾岩为主，底部地层岩性为灰色细粒砂岩、砂砾岩夹棕褐色泥岩。二叠系埋深4 106.50～4 749.50 m，厚约643.00 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。石炭系和泥盆系埋深4 749.50～5 201.50 m，厚约452.00 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。志留系埋深5 201.50～6 467.00 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935.00 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330.50 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。奥陶系桑塔木组埋深6 467.00～7 731.50 m，厚约1 264.50 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。目的层奥陶系一间房组和鹰山组厚约310.90 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。

2.2 钻井技术难点

根据顺北56X井钻遇地层的地质特征，结合其工程设计和邻井钻井资料，其面临以下钻井技术难点：

1）奥陶系桑塔木组位于直井段，地层倾角大，钻井过程中防斜打快难度大。如邻井顺北53-2H井6 500.00～6 710.00 m井段地层倾角约10°，6 710.00～6 934.00 m井段地层倾角增至15°～20°，直井段最大井斜角达11.26°，且纠斜困难。

2）二叠系火成岩地层和志留系等地层易漏失，奥陶系地层破碎，井壁易失稳。二叠系火成岩地层裂缝发育，对压力敏感，易形成诱导裂缝，造成漏失[6]，如邻井顺北51X井钻至井深5 017.00 m（二叠系）发生漏失，累计漏失钻井液190 m3。志留系塔塔埃尔塔格组和柯坪塔格组存在宽度0.1～20.0 mm的裂缝，裂缝对压力敏感，随井筒压力升高裂缝变宽，承压能力低[7]。如邻井顺北53X井钻进志留系塔塔埃尔塔格组和柯坪塔格组时共发生9次漏失，漏失速度9.98～227.60 m3/h，甚至出现失返性漏失。奥陶系受挤压构造影响，地层破碎、胶结程度差[8]，钻井过程中井壁坍塌掉块严重，遇阻、卡钻等井下故障频发。

3）井眼轨迹控制难度大。钻进摩阻扭矩大，工具面调控难。顺北56X井实际完钻井深9 300.00 m，水平位移1 348.10 m，井眼直径149.2 mm，下部钻具外径为88.9 mm，超深、裸眼段长及钻具柔性强等客观条件会导致摩阻扭矩大，工具面调控难[9]。邻井平均单次摆放工具面时间长，时效低；
井底温度高，随钻测量仪器故障率高。顺北56X井井底静止温度达178 ℃，循环温度达167 ℃，已接近常用耐温175 ℃MWD仪器的使用极限（循环温度低于165 ℃）。

4）储层易钻遇裂缝带，气测显示活跃，循环排气时效长，井控风险高，影响钻井时效。

3.1 “大扭矩螺杆+垂直钻井系统”防斜打快技术

顺北56X井奥陶系高陡地层倾角大，钻井过程中易井斜；
应用直螺杆、单弯螺杆钻进时，防斜打直与钻压释放之间存在矛盾。为此，应用了“PDC钻头+大扭矩螺杆+自动垂直钻井系统”防斜打快技术。应用该技术后螺杆输出扭矩提高了55%，钻压由40～60 kN提高到120～140 kN，同时垂直钻井系统可以有效控制井斜角，解决了防斜和打快之间的矛盾。

钻具组合为：φ241.3 mm PDC钻头+Power V自动垂直钻井系统+φ237.0 mm稳定器+φ197.0 mm大扭矩直螺杆+浮阀+无磁钻铤+φ1 7 7.8 m m钻铤×12根+φ177.8 mm随钻震击器+φ177.8 mm钻铤×3根+φ168.0 mm加重钻杆×9根+φ127.0 mm非标钻杆+φ139.7 mm非标钻杆。钻具组合中稳定器的棱上设计有小于30°的倒角，以防止井壁坍塌掉块造成卡钻，稳定器过流面积大于30%，稳定器包角在270°～360°。Power V垂直钻井系统工具根据测量的井眼轨迹参数自动调整本体上的推力块产生主动的侧向力[10]，使井眼快速返回铅垂方向，实现防斜打直的目的。

顺北56X井应用“大扭矩螺杆+自动垂直钻井系统”防斜打快技术钻进奥陶系高陡地层，最大井斜角为2.39°，平均机械钻速3.18 m/h，与未应用该技术的邻井相比机械钻速提高31.3%。

3.2 钻井液技术

3.2.1 二叠系防漏堵漏钻井液技术

二叠系天然缝洞发育，裂缝尺寸范围分布广，从几微米到数厘米，裂缝对压力敏感，易复漏[11]。针对二叠系地层特点，从强封堵、强抑制和降密度3方面出发，提出了防漏堵漏技术思路：首先，强化钻井液的封堵性能，以减少钻井液滤液进入岩石裂缝的量；
其次，强化钻井液的抑制能力，降低钻井液的滤失量，以形成更致密的滤饼，从而提高地层承压能力；
最后，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。基于上述思路，选用钾胺基聚磺钻井液，其基本配方为3.0%～4.0%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，基本性能为：密度1.22～1.25 kg/L，漏斗黏度45～45 s，滤失量3.0～3.5 mL。

为满足顺北56X井钻进二叠系时防漏堵漏的需要，制定了以下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低于12 mL。

2）为提高钻井液抑制水化膨胀和水化分散的能力，每立方米钻井液中加入5～10 kg聚胺、30～50 kg氯化钾、3～5 kg聚阴离子纤维素和不少于20 kg的高软化点阳离子乳液沥青。

3）钻井过程中及时加入或补充超细碳酸钙（20 kg/m3）、单向压力屏蔽剂（5～10 kg/m3）和沥青类防塌剂，进行复合暂堵，保证钻井液具有良好的封堵性能。随着温度升高，补充高温高压屏蔽剂替代单向压力屏蔽剂，以确保钻井液在高温条件下具有较好的封堵效果。

顺北56X井钻进二叠系过程中采用钾胺基聚磺钻井液和采取相应的维护处理措施，未发生漏失及垮塌等井下故障。

3.2.2 奥陶系高温强封堵油基钻井液技术

针对顺北奥陶系地层温度高和地层破碎的特点，提出以高温乳化稳定为根本、高温悬浮稳定为保障、封堵微裂缝的原则[7]：选用抗温200 ℃的乳化剂，以解决超深井高温工况下油水乳化难的问题；
选用抗高温油基流性调节剂，以解决高密度条件下高固相容限悬浮稳定难的问题；
选用变形封堵剂、降滤失剂等材料，以实现对微裂缝的有效封堵。基于上述思路，形成了高温强封堵油基钻井液的基本配方：基础油+0.5%～1.0%有机土+3.0%～3.5%SMEMUL-H+1.5%～2.0%SMEMUL-2+0.5%～1.0%SMWET+1.0%～2.0% SMHSFA-H+1.0%～2.0%降滤失剂+2.0%～3.0%SMSD-1+重晶石粉，油水比65∶35～90∶10。其基本性能为：密度1.17～1.35 kg/L，漏斗黏度55～65 s，高温高压滤失量2.0～2.5 mL，破乳电压550～700 V。

针对顺北56X井奥陶系地层特点，制定以下钻井液维护处理措施：

1）采用流性调节剂SMHSFA-1、提切剂SMHSFA-H等强化钻井液的携岩能力，维持动切力5～10 Pa，动塑比0.25～0.35；
每钻进100 m，用5～6 m3稠浆洗井，保障定向及水平井段的井眼清洁。

2）加入变形、刚性、随钻封堵剂等酸溶材料强化钻井液的封堵性能，控制总加量在5%～8%；
钻进断裂带前，补充2%～5%封堵材料。如出现漏失，在井浆中加入4%高效随钻封堵剂、4%高酸溶屏蔽暂堵剂SMHHP-1、5%酸溶性堵漏剂GSD（20/40目）、5%酸溶性堵漏剂GSD（40/60目）、5%石灰石和3%纤维封堵剂，进行堵漏。

3）及时补充高温乳化剂SMEMUL和润湿剂SMWET等，以使钻井液破乳电压维持在500 V以上。

顺北56X井采用高温强封堵油基钻井液和相应的维护处理措施钻进奥陶系，钻进过程中钻井液流变性稳定，破乳电压保持在550～700 V；
扭矩平稳（9～10 kN·m）、岩屑完整，井眼清洁。奥陶系层段平均井径扩大率3.10%，通井、标准测井均一次到底，套管一次下至设计位置。

3.3 井眼轨迹高效控制技术

3.3.1 井眼轨道优化

顺北56X井原设计剖面为单增剖面（见表1），施工过程中由于造斜段长、滑动钻进比例高等原因不利于定向钻进提速，采用“基于钻井提速的井眼轨道设计方法”[12]对井眼轨道进行了优化，结果见表2。优化后的井眼轨道有2个增斜段，其中1个为微增斜段，充分利用复合钻进微增斜的趋势，减少滑动钻进比例；
为充分发挥螺杆钻具的造斜能力，缩短造斜段长度，实现定向钻进提速，通过上提造斜点，将造斜率优化为9.5°/30m。采用文献[12]中的方法对优化前后的井眼轨道进行了评价分析，结果表明：采用优化后的井眼轨道复合钻进比例较优化前可提高15.7%，钻进时间约可缩短56 h。

表2 顺北56X井优化后的井眼轨道Table 2 Optimized well-path of Well Shunbei 56X

3.3.2 工具面快速稳定调控工艺

超深小井眼内工具面的调控时效低，为此，制定了标准化的工具面调控工艺流程。首先，利用钻头反扭角计算方法，初步给出钻头反扭角，通过旋转钻柱将工具面调整至预设位置，此后上下活动钻具，将钻柱集聚的扭矩释放，保证钻柱处于自由状态；
然后，缓慢施加钻压，同时将钻柱正向旋转90°～180°，为钻柱提供扭转能量，以便后续调整钻压；
继续观察工具面变化趋势，结合钻柱扭矩传递规律[13]，微调井口钻柱扭转角度，同时调整钻压，实现在最佳钻压下控制工具面稳定。顺北56X井应用该工艺后，工具面单次调控时间较邻井缩短30%以上。

3.3.3 高温随钻测量配套技术

针对顺北56X井不同井段的井筒温度，优选匹配了不同型号的随钻测量仪器，相关数据见表3。

表3 不同井段选用的随钻测量仪器的型号Table 3 Preferred MWD instrument models in different well sections

针对顺北56X井超深、排量低易导致误码的问题，从优化间隙配比、改善解码工艺等方面提出采用以下配套工艺：1）APS175改进型随钻测量仪器采用旋转阀式脉冲发生器，推荐间隙尺寸0.033～0.036 mm，而3D-I185型和TEL185型随钻测量仪器采用下座键式脉冲发生器，蘑菇头和限流环推荐采用1.167配1.25[14]；
2）取消中间测量序列同步头，采用开停泵、开顶驱的方式获取初始同步头，以减少等待时间，提高时效。

为扩大随钻测量仪器的应用范围，降低其故障率，提出了地面辅助循环降温和井下辅助循环降温的技术措施：

1）地面辅助循环降温措施。引入了利用热管换热及蒸发散热的地面循环降温装置，如图1所示。钻井液循环排量为10.8 L/s时，采取地面循环降温措施前温度为43 ℃，采取降温措施后温度为21～23 ℃；
出口温度（高架槽）采取降温措施前为50 ℃，采取措施后为38～40 ℃，井下循环温度降低2～4 ℃。

图1 地面循环降温装置Fig.1 Ground circulation cooling device

2）井下辅助循环降温措施。a.出套管循环降温，循环降温时排量较钻进排量提高1～2 L/s，φ149.2 mm井眼循环降温排量12～14 L/s，φ120.7 mm井眼循环降温排量8～10 L/s；
b.循环60 min温度即趋于稳定；
c.分段循环降温，每下钻150.00～200.00 m，或静止时间超过60 min，分段循环降温30～60 min。

顺北56X井采用优选的随钻测量仪器和应用上述配套工艺及降温措施后，随钻测量仪器的解码误码率小于3%，随钻测量仪器只发生1次故障，故障率8.33%，最高井底静止温度178 ℃；
实现了垂深超8 000.00 m、井深超9 000.00 m井眼轨迹的有效测量。

3.3.4 井眼轨迹控制技术方案

根据顺北56X井储层定向段岩石力学特征参数[15]，推荐采用五刀或六刀翼、φ13.0 mm切削齿、中高等密度布齿、长锥形/短抛物线形的PDC钻头。在此基础上，结合邻井钻头应用情况，采用多因子综合评价方法[16]，给出了钻头推荐方案：造斜段推荐采用KM1342ADR型混合钻头、MD1365D型PDC钻头；
微增井段、水平段推荐采用KM1352ADR型和KM1362ADR型PDC钻头。针对优化后的井眼轨道，结合邻井螺杆应用情况，造斜段选用5LZ120×5.0型1.50°～1.75°单弯螺杆，稳斜段及水平段选用5LZ120×5.0型1.25°～1.50°单弯螺杆。

井眼轨迹控制技术措施：1）井斜角小于30°的增斜井段，工具面稳定性差，初始造斜采用小钻压钻进，钻进3.00～5.00 m后（螺杆弯角进入到新地层）逐渐提高钻压，以保证工具面稳定，提高钻进效率；
2）井斜角大于30°的增斜段，设定顶驱最大扭矩较正常钻进时多附加2～3 kN·m，以防止扭矩过大出现钻具故障；
3）微增斜井段及水平段，根据复合钻进增斜趋势微调钻进参数，尽量增大稳斜段复合钻进比例，减小滑动定向钻进比例。

顺北56X井通过应用上述井眼轨迹控制集成技术，井眼轨迹与井眼轨道符合度很高，定向井段复合钻进比例84.11%，其中稳斜段达到了96.91%。稳斜段单趟钻进尺最高353.60 m，创顺北V号条带单趟钻进尺纪录。

3.4 裂缝性气藏简易控压钻井技术

钻进顺北V号条带储层时易出现“溢漏同存”现象，井筒内压力难以保持平衡，循环排气时间长，储层钻井时效低，井控风险高；
油气上窜速度快，很难达到起钻、下套管的标准[17]。

针对上述问题，顺北56X井应用简易控压钻井实现“微过平衡状态”[18]，合理设计钻井液密度，根据实钻情况及时调整井口压力，使井底压力始终微大于地层压力。钻井过程中严格控制溢流量，若不能控制溢流量，则逐步增大井口回压，直至液面稳定。原则上，钻进时控制井口回压不超过3.0 MPa，接单根、带压起钻时控制井口回压不超过5.0 MPa。若井口回压低于5.0 MPa，可采用控压钻井节流管汇循环排气；
若井口回压高于5.0 MPa，且有明显持续升高趋势，立即关闭防喷器，利用节流管汇循环排气或者提高钻井液密度。正常控压钻进时，井口回压接近5.0 MPa 时，以0.02 kg/L的幅度逐渐提高钻井液密度，以降低井口回压，保持井口安全。顺北56X井五开7 756.00～9 300.00 m储层井段全过程控压钻进，钻进期间井口回压控制在1.0～3.0 MPa，如图2所示。起钻过程中为确保井底压力恒定，井口回压控制在1.0～2.0 MPa，以保证起钻过程井底始终处于微过平衡状态。

图2 顺北56X井控压钻进中的井口回压与全烃值变化曲线Fig.2 Variation curves of wellhead back pressure and total hydrocarbon in managed pressure drilling of Well Shunbei 56X

顺北56X井应用上述钻井技术和配套技术措施，直井段最大井斜角小于3.0°，安全高效地钻穿了二叠系、志留系和奥陶系等复杂地层，未出现井控风险，顺利钻至井深9 300.00 m实现准确中靶（横距9.55 m，纵距3.48 m，靶心距10.16 m）。顺北56X井安全成井，创造了亚洲陆上超深水平井完井井深最深纪录，为亚洲陆上首口超9 000.00 m井深的特深水平井。

1）顺北56X井的安全成井，表明我国具备了完钻井深超9 000.00 m特深水平井的能力。

2）针对顺北56X井存在易井斜、易漏失、井眼轨迹控制难和钻井风险高等技术难点，研究应用了“大扭矩螺杆+自动垂直钻井系统”防斜打快技术、防漏堵漏和高温强封堵钻井液技术、井眼轨迹高效控制技术和简易控压钻井技术，确保该井安全高效钻至设计井深，初步形成了特深水平钻井关键技术。

3）建议推行地质-工程一体化，深入分析不同断裂带地质特征，持续研究分层提速、井壁稳定和防漏堵漏等关键技术，研发、引进与改进配套的钻井工具和随钻测量仪器，为实现中国石化“深地一号”工程顺北油气田深层油气资源的高效勘探开发提供技术支撑。

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