许X36A 下扬子中深探井钻井施工技术

陈小元，严 忠

（中国石化华东石油工程有限公司江苏钻井公司，江苏扬州225261）

许X36A 是在原裸眼完成井许X36 的基础上侧钻施工的一口下扬子中古生界中深评价井，构造位置位于苏北盆地高邮凹陷许36 古生界逆断块高部位，钻遇新生界的三垛组与阜宁组、中生界的泰州组与浦口组、古生界的志留系、奥陶系地层。该井井深大、裸眼段长、轨道复杂且井斜位移大、地层跨度大且硬脆、可钻性差、研磨性高，施工时存在诸多问题：摩阻扭矩控制难度大、井壁易失稳、井眼清洁困难、机械钻速低、易出现钻具故障、对钻具质量要求高等。针对难点，采取精心控制井身轨迹、优选钻头、应用旋冲螺杆、优选钻井液体系等技术，强化复杂故障预防与处理，完成了高难度井的施工。该井设计井深3 985.26 m，实际完钻井深4 419 m，最大井斜角43.50°，井底水平位移1 277 m，钻井周期为69 d 14 h，建井周期为99 d9 h，平均机械钻速为4.42 m/h，裸眼完井。

1 工程设计

1.1 井身结构设计

老井许X36 井Ø244.5 mm 技术套管封固盐城组及三垛组地层中部等上部不稳定地层，下深为1 049.79 m。许X36A 井在原井眼的基础上，使用Ø 215.9 mm钻头出技术套管鞋30 m开始侧钻至井底。视油气显示情况，下入Ø139.7 mm 生产套管。井身结构设计见图1。

图1 许X36A设计井身结构

1.2 井身轨道设计

因该井一靶位移大且垂身浅，为避免在Ø244.5 mm 套管开窗侧钻而采用复杂的五段制轨道：直-增-稳-降-稳。设计斜深3 985.26 m，垂深3 600 m；一靶垂深:1 960.00 m，闭合距: 634.60 m，闭合方位:313.06°，靶半径:65.00 m；二靶垂深:3 600.00 m，闭合距: 1 239.57 m，闭合方位: 312.99°，靶半径:140.00 m。造斜点1 080 m，造斜率8°/100m，第一稳斜角47.50°，降斜率4°/100m，第二稳斜角11°，井底闭合位移1 239.57 m，井底闭合方位312.99°（见图2）。

图2 许X36A设计井身轨道剖面

2 施工难点

（1）摩阻扭矩控制难度大。该井设计为复杂的“直-增-稳-降-稳”五段制轨道，易产生键槽,摩阻扭矩大,甚至超过转盘的额定扭矩。实际施工起钻摩阻最大740 kN，大钩载荷最高1 900 kN，下部稳斜段钻进时，扭矩接近36.5 kN•m，多次出现转盘憋停的情况，施工时摩阻扭矩控制难度大。

（2）井壁易失稳，井眼清洁困难。该井井深、轨道复杂、井斜位移大、裸眼段长、钻遇地层跨度大，中古生界地层为砂砾岩、硬脆性砂泥岩、辉绿岩、碳酸盐岩等，易发生井壁失稳，井眼清洁困难，易发生复杂故障，对钻井液性能提出了更高的要求。

（3）机械钻速低。该井钻遇苏北盆地中生界的泰州组与浦口组、古生界的志留系、奥陶系地层，近2 700 m，钻遇地层研磨性高、可钻性差，严重影响钻头的选型及机械钻速的提高［1］。

（4）易出现钻具故障,对钻具质量要求高。该井井深，载荷大，轨道复杂，增斜段及降斜段易形成狗腿，侧向力大、钻具磨损严重，易造成钻具刺漏等问题。

3 钻井施工技术

3.1 井身轨迹控制

为控制好井身轨迹，确保轨迹圆滑、中靶优质，采取以下措施：

（1）进一步优化剖面。充分利用该井靶区半径为标准靶的特点，优化剖面，适当降低最大井斜角，进一步降低摩阻。许36A 井实际侧钻点1 083.31 m，钻至1 877.52 m 井斜最大达到43.50°后稳斜，稳斜至2 049.42 m 后降斜，至3 742.61 mm 井斜降至12.40°，之后稳斜至完钻井深4 419 m。最大井斜角比设计值减小4°。

（2）优选小角度单弯。控制好狗腿度，是该井控制好轨迹的关键。采用1.25°小角度单弯螺杆+PDC 钻头定向作业，既保证有一定的造斜率，又控制好狗腿不超标，为后期完井作业打好基础。造斜时，采取每根滑动复合相结合的方式控制轨迹平滑，平均造斜率控制在3°/30m左右。

（3）优选钻具组合。为保证后期取心筒及生产套管的顺利下入，上部侧钻井段、造斜段、第一稳斜段、部分降斜段，均采用单弯双稳组合，充分发挥复合钻井稳斜或微降的特点，避免单弯单稳组合增斜而造成滑动降斜。为降低深部井段摩阻、扭矩，简化钻具组合，精简掉稳定器，部分降斜段及第二稳斜段采用直螺杆塔式组合。

以上措施有效控制轨迹，一靶靶心距43.82 m，二靶靶心距27.09 m，设计轨迹与实钻轨迹基本一致。

3.2 提高机械钻速

该井古生界地层主要为辉绿色变质泥岩，岩性致密、研磨性强，常规五刀翼等PDC 钻头对古生界地层适应性差。通过反复分析研究，优选七刀翼进口复合片钻头，同时在古生界地层试验旋冲螺杆提速工艺，取得较好效果。

机械式旋冲螺杆利用螺杆作为动力驱动，通过冲击发生机构产生高频轴向冲击并传递给钻头，实现冲击与旋转联合作用破岩［2-6］。同时，由于其产生的低振幅、高频率的震动可吸收部分瞬时过大载荷，有效减少了硬脆性地层对钻头的破坏作用、延长钻头使用寿命。试验表明：在钻进参数、地层基本相同的情况下，使用旋冲螺杆可明显提高机械钻速，且滑动钻进加压容易，工具面稳定，一定程度上能减轻托压现象。

在2 927.10～3 310 m，使用常规的FL1653JH 五刀翼PDC 钻头，机械钻速由上部中生界地层的7.01 m/h 降为3.09 m/h。在3310～3663.17m 井段，选用“7 刀翼进口复合片PDC 钻头+旋冲螺杆”的提速工艺，机械钻速达到7.24 m/h，起出后钻头切削齿仅断两颗。在3 663.17～3 850.03 m 井段，使用同型号PDC 钻头与常规螺杆，机械钻速仅为2.51 m/h，且起出后外径磨损严重，切削齿断4 颗，保径齿断2 颗。在岩性基本相同的情况下，“7 刀翼PDC 钻头+旋冲螺杆”与前段“五刀翼PDC 钻头+常规螺杆”及后段“七刀翼PDC+常规螺杆”相比，机械钻速分别提高134.30%、188.45%。在3 858.43～4 273.55 m，由于地层可钻性变好，使用7刀翼进口复合片PDC钻头，机械钻速达到了5.05 m/h。但该钻头在4 282.45～4 415.01m井段钻遇致密性、研磨性更强的灰质白云岩，机械钻速降低至1.77 m/h。

3.3 钻井液

针对该井地层及井身特点，在钻井液体系优选及性能维护方面采取了相应措施：

（1）在1 080～2 110 m 井段，采用复合金属离子聚合物润滑防塌钻井液体系，在2 110～4 419 m 井段，采用复合金属离子聚合物-抗高温聚醚醇胺纳米水基钻井液体系。聚醚醇胺纳米水基钻井液体系具备抗高温、润滑性好、抑制性强等优点［7-9］，使用该钻井液体系后上提摩阻控制在60～74 t,下放摩阻控制在35～50 t左右，润滑效果较好。

（2）侧钻成功后，加入2%润滑剂增强防卡性能。根据井下摩阻情况，补充润滑剂，用好四级固控设备，严格控制坂土含量和固相含量。

（3）进入泰州组前100 m 加入2%防塌剂和3%的超细碳酸钙，抑制地层垮塌。维护时按0.5 kg/m补充聚合物PMHA-Ⅱ，配成0.5%～1%的胶液，按循环周均匀加入，抑制黏土的水化分化分散剥落垮塌。

（4）钻至2 700 m 左右转化为抗高温聚醚胺纳米水基钻井液体系。加入0.3%IND-30，PANS 保持钻井液具有良好的抑制性能和抗温性能。转化后及时加入聚醚，并根据摩阻情况加入2%的极压润滑剂及优质机油。

（5）钻至后期，井下出现垮塌现象，及时将密度由1.22 g/cm3提至1.28 g/cm3,保证了井壁稳定。

（6）在环空返速足够的前提下，动塑比始终控制在0.5 左右，保持钻井液低黏度、低切力、高动塑比的特点，有利于携砂又具有良好的流变性、润滑性和防塌性。

4 复杂故障的预防与处理

4.1 粘挂及起钻困难

4.1.1 摩阻扭矩的分析预测

应用NAVIGATOR 定向井水平井设计与分析系统软件，主要对第二稳斜段应用常规单弯双稳钻具组合的受力进行分析（见图3），在1 100～1 500 m井段钻具侧向力偏大，扭矩最高达36.52 kN•m，而钻机常用转盘最大扭矩为32.36 kN•m。上提最大摩阻达到近600 kN。

图3 摩阻、扭矩分析预测

4.1.2 控制摩阻扭矩的措施

该井在进入2 100 m 后，井身轨迹总体呈现降斜趋势，伴随井深的不断增加，摩阻与扭矩不断升高。钻至井深4 415 m，正常上提摩阻已经达到740 kN，扭矩达25～26 kN •m，有时瞬时值会直接憋停转盘。井下钻具粘附严重，起钻上提钻具时，钩载比正常上提载荷高200～400 kN。从井深3 600 m开始，每趟起钻前9柱由于粘附严重，钻具无法上提只好抢接一单根，先下放后再上提。

针对此问题，采取以下措施：

（1）应用优质机油作为润滑剂。全井共加入15.3 t 优质机油，在摩阻突增以及取心、电测等多项工序施工前混入钻井液。

（2）钻至井深3 663 m 后，起钻倒换使用倒装钻具组合钻进。

（3）自2 277 m 开始，应用高效清除岩屑床的螺旋清砂钻杆，有效清除岩屑床。安放位置为钻头以上每200 m 放置一根，本井使用3 根，确保每次钻进时该钻杆处于大斜度井段。

（4）采用抗高温、润滑性好、抑制性强的抗高温聚醚醇胺纳米水基钻井液体系，有效降低了摩阻扭矩。

（5）强化短起下，大排量循环。定深短起下、定期大排量循环、打完一根倒划一根、使用140～200目的振动筛筛布等井眼净化技术，有效减少井下固相含量。

通过以上措施的应用，摩阻与扭矩得到了较好的控制，摩阻扭矩基本符合预测，振动筛返砂正常，颗粒分明，保证了全井钻至完钻井深。

4.2 键槽现象及井壁失稳

由于起下钻次数多、泥岩井段井壁失稳，形成“糖葫芦”井眼，且轨迹复杂，存在造斜与降斜二个拐点处形成比较集中的拉磨现象，在降斜拐点处、井径较小处被拉成了键槽，造成起下钻具困难。

通过谨慎起钻，发现挂卡立即下压，大排量循环、倒划眼、随钻振击的方式，起出键槽井段；通过大排量循环、稠浆清扫、划眼或倒划眼等措施，下入或起出井壁失稳井段。钻进至3 310 m 起钻，起至井深2 480 m 遇键槽卡钻，接方钻杆循环正常，大力下压解卡，解卡后仍无法提出，进行倒划眼处理，倒划7～8 m 后起出，后起钻多处遇卡，进行倒划眼处理将钻具起出，直到井深2 048 m 井下才正常；下钻至井深2 088 m 开始遇阻，间断划眼至2 485 m 后正常。此后，每次在井段2 000～2 500 m（阜一段—泰州组）起下钻均遇困难，需处理5～10 h。另外钻进至井深3 600 m 以后，在井深3 600 m 前后（古生界）多次出现了起钻挂卡，下钻遇阻划眼的情况。

4.3 钻具刺漏

本井使用G-105 新钻杆，在钻进过程中共发生4次钻具刺漏（见表1）。

表1 钻具刺漏情况

应用NAVIGATOR 定向井水平井设计与分析系统软件，对钻具的侧向力及应力进行分析，造成钻具刺漏主要原因为：

（1）造斜段处侧向力大，交变应力大，钻具易磨损疲劳。该井在1 100～1 600 m 为增斜井段，3°/30m 左右的全角变化率主要集中在1 100～1 400 m之间。经分析，钻具在1 300 m 左右所受侧向力达到峰值，发生刺漏的钻具深度集中在1 200～1 500 m，与侧向力大小、狗腿角大相对应（见图4）。

图4 钻具侧向力

图5 显示钻具在1 200 m 左右钻具应力值异常偏高，钻具在1 200～1 500 m 处易因疲劳磨损而导致钻具刺漏。

图5 钻具应力

（2）大井深、高摩阻、大扭矩、重载荷，上部钻具受拉受扭严重。本井使用G-105新钻杆（100%新度下最大抗拉强度2 465.8 kN），该钻具按照3 985.26 m 的原设计井深配置，井深达到4 250 m后，摩阻、扭矩、上提载荷相应增大，致上部钻具受拉受扭严重，易发生疲劳破坏。实际钻进至4 273.55 m时，钻具悬重1 250 kN，在正常情况下，上提钻具的载荷达到1 900 kN，已达钻杆抗拉强度的80%，稍有挂卡就增至2 000～2 100 kN，随着井深增加，上提载荷和扭矩继续增加，所用钻杆强度难以满足需求，导致钻具发生刺漏。

4.4 防止电测卡电缆

为在电测时避免卡电缆，该井完钻后，应用优化的钻具组合进行通井，该组合在近钻头处连接了除岩屑刮砂钻杆，对井壁进行修整。重点对2 000～2 300 m、3 500～3 600 m 井段起下钻阻卡点进行了充分的处理。第一趟仪器顺利到底，第二趟仪器由于外径较大入井遇阻，起出后，进行了湿接头测井，在测至3 975 m 左右遇阻，仪器电缆张力达到限值，停止测井，起钻后下入通井组合，上下拉一遍起出后，测井作业成功实施。

5 认识与体会

（1）对复杂井眼轨迹中深井，摩阻和扭矩是影响施工成功的关键因素。控制轨迹、优选钻井液体系、强化短起下、大排量循环、打完一根倒划一根、使用螺旋清砂钻杆及高目数振动筛等措施，可有效降低井下摩阻扭矩。

（2）在高研磨性、高致密性的地层，“旋冲螺杆+七刀翼高密度小齿PDC 钻头”的钻具组合，可显著提高机械钻速。

（3）抗高温聚醚醇胺纳米水基钻井液体系抗高温，润滑性好，抑制性强，可有效控制井下摩阻与扭矩。

（4）针对钻遇中古生界的井身轨迹复杂的中深井，造斜率或降斜率应控制在较小值；为避免钻具因长时间弯曲受力导致疲劳伤害，在每趟起下钻时，应倒换位于侧向力和扭矩异常井段的钻具；在钻具组合中串接随钻振击器，有助于键槽卡钻等故障的及时解除。

（5）对于大斜度复杂轨迹井，采用常规电测与钻杆传输电测相结合的方式，有利于快速完成电测任务，避免或减少通井。