哈拉哈塘超深定向井钻井技术

丁 红， 宋朝晖， 袁鑫伟， 邢 战， 张宏阜， 张 仪

(1.中国石油集团西部钻探工程有限公司定向井技术服务公司，新疆乌鲁木齐 830026；2.中国石油集团西部钻探工程有限公司巴州分公司，新疆库尔勒 841000)

哈拉哈塘地区主要包括哈拉哈塘、跃满、热普、新垦等区块，是近年来塔里木油田碳酸盐岩油气勘探开发的重要地区之一，由于储层埋深、岩性等因素的影响，钻井难度很大。奥陶系目的层埋深超过6 500.00 m，地层致密坚硬，可钻性差，且钻井过程中易发生垮塌等井下复杂情况，采用常规螺杆钻具定向钻进时存在严重托压风险；裂缝、溶洞性储层发育，具有“串珠”特征的深部靶区井段存在地质不确定性，井眼轨迹控制难度大，机械钻速低；井底温度超过150 ℃，对入井工具、仪器的抗温性能要求较高。笔者针对哈拉哈塘地区超深定向井存在的定向钻井技术难题，开展了超深定向井井眼轨迹控制与提速技术研究，以进一步提高该地区超深定向井钻井速度和技术水平。

1 超深定向井钻井技术难点

哈拉哈塘地区吐木休克组以上地层整体表现为北—北北西方向倾斜，地层倾角小于45°。该地区自上而下发育新生界第四系、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、泥盆系、志留系和奥陶系地层。油气藏埋藏深度6 500.00～8 000.00 m，奥陶系一间房组和鹰山组地层压力约76 MPa，折算压力系数为1.08～1.12，南部的跃满和金跃区块局部存在异常高压，压力系数高达1.50。碳酸盐岩目的层裂缝、溶洞发育，一旦钻遇，漏失压力将远小于地层破裂压力和闭合压力。碳酸盐岩地层H2S含量总体不高，平均400 mg/m3左右，但分布差异大，HA701井局部H2S含量高达112 151 mg/m3，H2S含量高对钻井设备和工艺等方面都提出了更高要求。

1.1 超深井段地层自然方位漂移差异大

根据哈拉哈塘地区地质特征及钻井工程设计,并结合已钻18口直井的情况可知，6 000.00 m以浅井斜控制基本能达到设计要求，井斜没有出现明显增大情况，然而闭合方位角一般随地层自然变化差异大。该地区跃满、哈拉哈塘等区块随着地层深度的增加，地层倾向和倾角对井斜的影响逐渐明显，自然方位漂移多为南偏东方向，闭合方位角逐渐向地层垂直方向(140°～180°)趋近，闭合距逐渐增大至40.00 m左右；热普区块地层自然方位漂移多为南偏东方向，但也有南偏西方向井存在，如RP101-4井4 500.00～5 770.00 m段闭合方位角在250°～260°范围内变化；新垦区块地层自然方位漂移方向比较杂乱，规律性较差。

1.2 长裸眼段深部定向钻井井眼轨迹控制难

哈拉哈塘地区油井设计井深均在6 500.00 m以上，二开裸眼井段长达5 000.00 m以上，地层非均质性强，志留系等地层岩性复杂而且有一定地层倾角，钻进上部直井段时如果方位不变，即使井斜角不大，钻至井底时水平位移也很容易超出设计要求，影响下部定向井段井眼轨迹控制；定向井段地层自然方位漂移方向与靶区设计方位有较大差异，需要进行反向定向井井眼轨迹控制[1-2]。如图1所示，RP101-4井6 000.00～6 900.00 m井段自然方位角在250°～176°内变化，而井深6 900.00 m以深靶区设计方位角83.4°，反向井眼轨迹控制后靠近了要求的靶区。超深定向井钻井中要求钻至奥陶系“串珠”顶部时中靶半径一般小于10.00 m，井眼轨迹控制精度要求高，因此通常都要采用螺杆钻具组合在深部井段滑动钻进[3]并进行扭方位作业，滑动过程中托压严重，摩阻扭矩大，井底温度高，对于入井使用的钻具、仪器带来了严峻考验。

图1 RP101-4井实钻井眼轨迹与设计井眼轨道水平投影Fig.1 Horizontal projection of drilled hole trajectory and designed trajectory for the Well RP101-4

1.3 石炭系及以深地层可钻性差，定向井段钻速低

石炭系及泥盆系、志留系和奥陶系地层岩性主要为砂岩、砾岩、砂泥岩互层和灰岩，地层的硬度情况为硬—极硬，可钻性差，其PDC钻头可钻性级值为5～7，牙轮钻头可钻性级值为6～8；造斜点一般选择在石炭系及以深较稳定且可钻性差的深部地层，若采用常规螺杆钻具组合造斜提速能力较弱，加之要在超深井段进行增斜扭方位施工，更使得井眼轨迹控制的效率低，钻井速度较慢。如RP14-2X井自造斜点6 550.00 m钻至井深6 785.00 m，进尺235.00 m，井斜角由3.65°增至37.42°，闭合方位角由173.87°增至272.11°，累计3趟钻平均钻速仅0.99 m/h。

2 超深定向井钻井技术方案

2.1 井身结构设计

针对哈拉哈塘地区地质特征、碳酸盐岩储层特性及勘探开发要求，借鉴塔标Ⅲ井身结构[4-5]确定超深定向井井身结构为：一开应用φ406.4 mm 钻头钻至井深1 500.00 m，下入φ273.0 mm表层套管，封固第四系至新近系上部疏松地层，加固井口；二开应用φ241.3 mm钻头钻进，下入φ200.0 mm套管，封固奥陶系灰岩顶部以上长裸眼段地层；三开应用φ171.5 mm钻头钻至完钻井深，可根据勘探开发需要，确定完井方式。井身结构设计方案见表1。

表1超深定向井井身结构设计方案

Table1Designschemeofcasingprogramforultra-deepdirectionalwells

开钻次序钻头外径/mm套管外径/mm套管下入层位套管下入井段/m环空水泥浆返深/m一开406.4 273.0N2k 0～1 500.000二开241.3 200.0O3t 0～中完井深2 500.00三开171.5 139.7(套管)+127.0(防砂筛管)O3t—O2y 悬挂器位置井深～完钻井深不固井

2.2 钻具组合与参数设计

哈拉哈塘地区超深定向井一般在二开φ241.3 mm井眼井深6 000.00 m以后开始定向造斜，应用旋转导向技术[6-8]进行井眼轨迹控制和提速试验，以降低造斜段的扭矩与摩阻，改善井眼质量。选用的PowerDrive Archer旋转导向系统理论造斜率最高可达到15°/30m，通过本体可调弯角和内部偏心配合可实现高造斜率，从与φ241.3 mm井眼的匹配度和适用性考虑，改换了系统中2个关键位置的扶正套；考虑到旋转导向技术在该区域超深井段φ241.3 mm井眼未曾应用过，选择φ197.0 mm单弯螺杆(1.50°弯角，φ238.0 mm稳定器)钻具组合为备用方案。三开φ171.5 mm井眼主要以稳斜钻进为主，考虑到经济性和实用性，选用中低转速大扭矩的φ127.0 mm螺杆钻具、φ101.6 mm加重钻杆提高小井眼井下钻具组合的传压能力；稳斜段采用“多复合、少滑动”的钻进方式，提高定向钻进速度和井眼轨迹控制能力。另外，考虑到完钻井深一般在7 000.00 m左右，井下温度较高，选择抗温最高达175 ℃、性能稳定的无线随钻测量仪器，确保其在井下恶劣环境下能较长时间地正常工作。

定向井段一般在石炭系及以下的深部地层，岩性坚硬致密、研磨性强，因此以选择具有良好导向性和稳定性[9-10]的定向PDC钻头为主进行钻进和提速。φ241.3 mm井眼造斜段优选5刀翼、φ13.0 mm小尺寸复合片PDC钻头，其使用的第六代复合片，具有更强的抗冲击性和抗研磨性，配合PowerDrive Archer使用可展现更强攻击性，而且该类钻头扭矩波动较小，工具面较容易控制；φ171.5 mm井眼采用优质抗研磨性强的浅内锥双排齿布齿、φ13.0 mm小尺寸复合片和螺旋6刀翼胎体PDC钻头，工具面更加稳定，更利于稳斜段提速钻进；PDC钻头与中低转速大扭矩的螺杆钻具匹配，应用于深部定向钻井段进行复合钻井提速[11]。定向井段钻具组合与钻井参数设计见表2。

表2 钻具组合与钻井参数设计Table 2 BHA and drilling parameter design

注：*为避免旋转导向系统在φ241.3 mm井眼造斜段试验失败或效果差而选择的备用方案。

2.3 钻井液体系及性能设计

哈拉哈塘地区所钻超深定向井定向井段多钻遇泥盆系、志留系及奥陶系地层，泥盆系至志留系地层硬脆性泥页岩微裂隙发育，易发生剥落、垮塌；奥陶系桑塔木组泥灰岩易坍塌失稳，奥陶系目的层以碳酸盐岩为主，裂缝、溶洞发育，易发生漏失。钻井液安全密度窗口窄，采用密度为1.16～1.18 kg/L的钻井液仍会发生漏失，增加了钻井的施工风险。目的层多含H2S，需要重视防漏防涌防硫；奥陶系井底温度多为150～175 ℃，要求钻井液具有良好的抗温稳定性。二开φ241.3 mm井眼定向井段温度多为120～150 ℃，使用强抑制强封堵钾聚磺钻井液体系控制固相含量16%以下、含油量3%～5%，加入原油(4%～6%)、固体润滑剂(0.05%～1.00%)、沥青(3%～5%)等钻井液处理剂，降低钻井液高温高压滤失量，改善泥饼质量，满足携岩、润滑、防塌及地质卡层的要求。三开φ171.5 mm井眼稳斜段地层温度多为150～175 ℃，且奥陶系储层大多含有不同浓度的H2S，使用的聚磺防塌钻井液体系需提前加入0.3%～0.5%或更高浓度的除硫剂，防止H2S污染，同时将钻井液的pH值提高到10.5以上；保证钻井液中高温降滤失剂和防塌剂的含量，确保钻井液处于低固相、低黏切和高动塑比的稳定状态，减少井下摩阻，降低井下施工风险。超深定向井定向井段钻井液体系及性能设计结果见表3。

表3 钻井液体系及性能设计结果Table 3 Design results of drilling fluid system and performance

2.4 其他配套技术措施

在超深定向井中要重视钻具的使用安全，φ241.3 mm井眼使用“φ139.7 mm+φ127.0 mm”的高强度复合钻杆，φ139.7 mm钻杆累计长度占钻具总长的40%以上。φ171.5 mm井眼使用“φ101.6 mm+φ88.9 mm”的高强度复合钻杆，φ101.6 mm钻杆累计长度占钻具总长度的50%以上。使用高强度、大尺寸钻杆有利于增加安全钻井深度，增强钻具处理井下故障的能力，可获得更高的水功率，井眼清洁能力更强。

3 现场试验

哈拉哈塘地区XK4-6井等4口超深井的定向井段应用了旋转导向工具、定向PDC钻头、优选钻井液和大尺寸钻杆等超深定向井配套技术，井眼轨迹控制符合设计要求，有效缩短了定向工期，总体提高了定向钻井的施工效率。

3.1 旋转导向技术试验

PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统在XK4-6等4口超深定向井φ241.3 mm井眼中进行了现场试验，其中XK4-6井和YM2-4X井直接使用旋转导向系统，HA11-11井和YM3-6X井先用螺杆钻具造斜钻进，再使用旋转导向系统造斜。造斜段试验情况见表4。

HA11-11井的试验井段最短，试验井段为6 525.00～6 697.00 m，井斜角15.54°～38.87°，闭合方位角150.21°～94.54°，实钻平均造斜率4.80°/30m，最大造斜率9.11°/30m，进尺172.00 m，平均机械钻速2.39 m/h，比同井眼使用螺杆钻具组合钻进的上部井段的钻速1.08 m/h提高了121.3%，由于实钻长裸眼段上部地层井壁不稳掉块较多，出现了下钻遇阻现象，钻进过程中扭矩波动较大(波动范围15～25 kN·m)，井下工具粘滞运动波动最大值达到260 r/min，后由于掉块较多循环处理钻井液，起钻更换成常规钻具组合稳斜钻进。YM2-4X井的试验井段最长，试验井段为6 800.00～7 247.00 m，井斜角0.30°～44.00°，闭合方位角133.63°～298.87°，实钻平均造斜率5.28°/30m，最大造斜率7.11°/30m，进尺447.00 m，平均机械钻速3.42 m/h，同比前期使用常规螺杆钻具组合钻进井段的钻速1.44 m/h提高了137.5%。

3.2 定向PDC钻头试验

在钻进φ171.5 mm井眼时优选了6刀翼定向PDC钻头，扭矩波动小，工具面易于控制。钻头适用于抗压强度高且带有研磨性薄夹层的中等到硬地层，具有较好的攻击性和优异的持久性,现场试验中比牙轮钻头机械钻速高，配合优选的中低转速大扭矩的φ127.0 mm螺杆使用提速效果较好。φ171.5 mm井眼定向PDC钻头使用情况见表5。

3.3 完成井总体效果

通过引入PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统等新工具、新技术，并在哈拉哈塘地区4口超深定向井进行了应用，平均完钻井深7 129.00 m，平均斜井段长为570.00 m，自造斜点至完钻斜井段平均机械钻速1.93 m/h，平均定向工期25.54 d，与使用常规技术的邻井相比，平均机械钻速提高了13.53%，平均定向工期缩短了38.58%。其中YM2-4X完钻井深7 395.00 m，是该地区在φ241.3 mm井眼成功应用PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统的最深定向井。PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统在哈拉哈塘地区超深井φ241.3 mm井眼的试验成功，为塔里木油田超深定向井钻井提速提供了一条新途径。

表4 造斜段试验数据对比Table 4 Comparison of test data at the build-up section

表5 φ171.5 mm井眼定向PDC钻头使用情况对比Table 5 Comparison of PDC bit applications in φ171.5 mm directional wells

4 结论与建议

1) 在哈拉哈塘地区首次采用PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统定向钻进，不仅提高了超深定向井钻井速度，同时创造了该导向系统在国内陆上超深井φ241.3 mm井眼首次成功应用的纪录。

2) 超深定向井钻井技术在哈拉哈塘地区4口超深井中试验成功，表明超深井定向井段选择匹配的钻具组合、钻头与仪器，以及合适的钻井液体系及控制好钻井液性能是钻井提速、井眼轨迹安全控制的有力保障。

3) 对于超深定向井，应加快多项先进成熟技术集成应用，降低钻井综合成本，有利于提速提效，推动技术不断朝更加经济、实用的方向发展。