許X36A 下揚子中深探井鉆井施工技術

陳小元，嚴 忠

（中國石化華東石油工程有限公司江蘇鉆井公司，江蘇揚州225261）

許X36A 是在原裸眼完成井許X36 的基礎上側鉆施工的一口下揚子中古生界中深評價井，構造位置位于蘇北盆地高郵凹陷許36 古生界逆斷塊高部位，鉆遇新生界的三垛組與阜寧組、中生界的泰州組與浦口組、古生界的志留系、奧陶系地層。該井井深大、裸眼段長、軌道復雜且井斜位移大、地層跨度大且硬脆、可鉆性差、研磨性高，施工時存在諸多問題：摩阻扭矩控制難度大、井壁易失穩、井眼清潔困難、機械鉆速低、易出現鉆具故障、對鉆具質量要求高等。針對難點，采取精心控制井身軌跡、優選鉆頭、應用旋沖螺桿、優選鉆井液體系等技術，強化復雜故障預防與處理，完成了高難度井的施工。該井設計井深3 985.26 m，實際完鉆井深4 419 m，最大井斜角43.50°，井底水平位移1 277 m，鉆井周期為69 d 14 h，建井周期為99 d9 h，平均機械鉆速為4.42 m/h，裸眼完井。

1 工程設計

1.1 井身結構設計

老井許X36 井?244.5 mm 技術套管封固鹽城組及三垛組地層中部等上部不穩定地層，下深為1 049.79 m。許X36A 井在原井眼的基礎上，使用? 215.9 mm鉆頭出技術套管鞋30 m開始側鉆至井底。視油氣顯示情況，下入?139.7 mm 生產套管。井身結構設計見圖1。

圖1 許X36A設計井身結構

1.2 井身軌道設計

因該井一靶位移大且垂身淺，為避免在?244.5 mm 套管開窗側鉆而采用復雜的五段制軌道：直-增-穩-降-穩。設計斜深3 985.26 m，垂深3 600 m；一靶垂深:1 960.00 m，閉合距: 634.60 m，閉合方位:313.06°，靶半徑:65.00 m；二靶垂深:3 600.00 m，閉合距: 1 239.57 m，閉合方位: 312.99°，靶半徑:140.00 m。造斜點1 080 m，造斜率8°/100m，第一穩斜角47.50°，降斜率4°/100m，第二穩斜角11°，井底閉合位移1 239.57 m，井底閉合方位312.99°（見圖2）。

圖2 許X36A設計井身軌道剖面

2 施工難點

（1）摩阻扭矩控制難度大。該井設計為復雜的“直-增-穩-降-穩”五段制軌道，易產生鍵槽,摩阻扭矩大,甚至超過轉盤的額定扭矩。實際施工起鉆摩阻最大740 kN，大鉤載荷最高1 900 kN，下部穩斜段鉆進時，扭矩接近36.5 kN?m，多次出現轉盤憋停的情況，施工時摩阻扭矩控制難度大。

（2）井壁易失穩，井眼清潔困難。該井井深、軌道復雜、井斜位移大、裸眼段長、鉆遇地層跨度大，中古生界地層為砂礫巖、硬脆性砂泥巖、輝綠巖、碳酸鹽巖等，易發生井壁失穩，井眼清潔困難，易發生復雜故障，對鉆井液性能提出了更高的要求。

（3）機械鉆速低。該井鉆遇蘇北盆地中生界的泰州組與浦口組、古生界的志留系、奧陶系地層，近2 700 m，鉆遇地層研磨性高、可鉆性差，嚴重影響鉆頭的選型及機械鉆速的提高［1］。

（4）易出現鉆具故障,對鉆具質量要求高。該井井深，載荷大，軌道復雜，增斜段及降斜段易形成狗腿，側向力大、鉆具磨損嚴重，易造成鉆具刺漏等問題。

3 鉆井施工技術

3.1 井身軌跡控制

為控制好井身軌跡，確保軌跡圓滑、中靶優質，采取以下措施：

（1）進一步優化剖面。充分利用該井靶區半徑為標準靶的特點，優化剖面，適當降低最大井斜角，進一步降低摩阻。許36A 井實際側鉆點1 083.31 m，鉆至1 877.52 m 井斜最大達到43.50°后穩斜，穩斜至2 049.42 m 后降斜，至3 742.61 mm 井斜降至12.40°，之后穩斜至完鉆井深4 419 m。最大井斜角比設計值減小4°。

（2）優選小角度單彎。控制好狗腿度，是該井控制好軌跡的關鍵。采用1.25°小角度單彎螺桿+PDC 鉆頭定向作業，既保證有一定的造斜率，又控制好狗腿不超標，為后期完井作業打好基礎。造斜時，采取每根滑動復合相結合的方式控制軌跡平滑，平均造斜率控制在3°/30m左右。

（3）優選鉆具組合。為保證后期取心筒及生產套管的順利下入，上部側鉆井段、造斜段、第一穩斜段、部分降斜段，均采用單彎雙穩組合，充分發揮復合鉆井穩斜或微降的特點，避免單彎單穩組合增斜而造成滑動降斜。為降低深部井段摩阻、扭矩，簡化鉆具組合，精簡掉穩定器，部分降斜段及第二穩斜段采用直螺桿塔式組合。

以上措施有效控制軌跡，一靶靶心距43.82 m，二靶靶心距27.09 m，設計軌跡與實鉆軌跡基本一致。

3.2 提高機械鉆速

該井古生界地層主要為輝綠色變質泥巖，巖性致密、研磨性強，常規五刀翼等PDC 鉆頭對古生界地層適應性差。通過反復分析研究，優選七刀翼進口復合片鉆頭，同時在古生界地層試驗旋沖螺桿提速工藝，取得較好效果。

機械式旋沖螺桿利用螺桿作為動力驅動，通過沖擊發生機構產生高頻軸向沖擊并傳遞給鉆頭，實現沖擊與旋轉聯合作用破巖［2-6］。同時，由于其產生的低振幅、高頻率的震動可吸收部分瞬時過大載荷，有效減少了硬脆性地層對鉆頭的破壞作用、延長鉆頭使用壽命。試驗表明：在鉆進參數、地層基本相同的情況下，使用旋沖螺桿可明顯提高機械鉆速，且滑動鉆進加壓容易，工具面穩定，一定程度上能減輕托壓現象。

在2 927.10～3 310 m，使用常規的FL1653JH 五刀翼PDC 鉆頭，機械鉆速由上部中生界地層的7.01 m/h 降為3.09 m/h。在3310～3663.17m 井段，選用“7 刀翼進口復合片PDC 鉆頭+旋沖螺桿”的提速工藝，機械鉆速達到7.24 m/h，起出后鉆頭切削齒僅斷兩顆。在3 663.17～3 850.03 m 井段，使用同型號PDC 鉆頭與常規螺桿，機械鉆速僅為2.51 m/h，且起出后外徑磨損嚴重，切削齒斷4 顆，保徑齒斷2 顆。在巖性基本相同的情況下，“7 刀翼PDC 鉆頭+旋沖螺桿”與前段“五刀翼PDC 鉆頭+常規螺桿”及后段“七刀翼PDC+常規螺桿”相比，機械鉆速分別提高134.30%、188.45%。在3 858.43～4 273.55 m，由于地層可鉆性變好，使用7刀翼進口復合片PDC鉆頭，機械鉆速達到了5.05 m/h。但該鉆頭在4 282.45～4 415.01m井段鉆遇致密性、研磨性更強的灰質白云巖，機械鉆速降低至1.77 m/h。

3.3 鉆井液

針對該井地層及井身特點，在鉆井液體系優選及性能維護方面采取了相應措施：

（1）在1 080～2 110 m 井段，采用復合金屬離子聚合物潤滑防塌鉆井液體系，在2 110～4 419 m 井段，采用復合金屬離子聚合物-抗高溫聚醚醇胺納米水基鉆井液體系。聚醚醇胺納米水基鉆井液體系具備抗高溫、潤滑性好、抑制性強等優點［7-9］，使用該鉆井液體系后上提摩阻控制在60～74 t,下放摩阻控制在35～50 t左右，潤滑效果較好。

（2）側鉆成功后，加入2%潤滑劑增強防卡性能。根據井下摩阻情況，補充潤滑劑，用好四級固控設備，嚴格控制坂土含量和固相含量。

（3）進入泰州組前100 m 加入2%防塌劑和3%的超細碳酸鈣，抑制地層垮塌。維護時按0.5 kg/m補充聚合物PMHA-Ⅱ，配成0.5%～1%的膠液，按循環周均勻加入，抑制黏土的水化分化分散剝落垮塌。

（4）鉆至2 700 m 左右轉化為抗高溫聚醚胺納米水基鉆井液體系。加入0.3%IND-30，PANS 保持鉆井液具有良好的抑制性能和抗溫性能。轉化后及時加入聚醚，并根據摩阻情況加入2%的極壓潤滑劑及優質機油。

（5）鉆至后期，井下出現垮塌現象，及時將密度由1.22 g/cm3提至1.28 g/cm3,保證了井壁穩定。

（6）在環空返速足夠的前提下，動塑比始終控制在0.5 左右，保持鉆井液低黏度、低切力、高動塑比的特點，有利于攜砂又具有良好的流變性、潤滑性和防塌性。

4 復雜故障的預防與處理

4.1 粘掛及起鉆困難

4.1.1 摩阻扭矩的分析預測

應用NAVIGATOR 定向井水平井設計與分析系統軟件，主要對第二穩斜段應用常規單彎雙穩鉆具組合的受力進行分析（見圖3），在1 100～1 500 m井段鉆具側向力偏大，扭矩最高達36.52 kN?m，而鉆機常用轉盤最大扭矩為32.36 kN?m。上提最大摩阻達到近600 kN。

圖3 摩阻、扭矩分析預測

4.1.2 控制摩阻扭矩的措施

該井在進入2 100 m 后，井身軌跡總體呈現降斜趨勢，伴隨井深的不斷增加，摩阻與扭矩不斷升高。鉆至井深4 415 m，正常上提摩阻已經達到740 kN，扭矩達25～26 kN ?m，有時瞬時值會直接憋停轉盤。井下鉆具粘附嚴重，起鉆上提鉆具時，鉤載比正常上提載荷高200～400 kN。從井深3 600 m開始，每趟起鉆前9柱由于粘附嚴重，鉆具無法上提只好搶接一單根，先下放后再上提。

針對此問題，采取以下措施：

（1）應用優質機油作為潤滑劑。全井共加入15.3 t 優質機油，在摩阻突增以及取心、電測等多項工序施工前混入鉆井液。

（2）鉆至井深3 663 m 后，起鉆倒換使用倒裝鉆具組合鉆進。

（3）自2 277 m 開始，應用高效清除巖屑床的螺旋清砂鉆桿，有效清除巖屑床。安放位置為鉆頭以上每200 m 放置一根，本井使用3 根，確保每次鉆進時該鉆桿處于大斜度井段。

（4）采用抗高溫、潤滑性好、抑制性強的抗高溫聚醚醇胺納米水基鉆井液體系，有效降低了摩阻扭矩。

（5）強化短起下，大排量循環。定深短起下、定期大排量循環、打完一根倒劃一根、使用140～200目的振動篩篩布等井眼凈化技術，有效減少井下固相含量。

通過以上措施的應用，摩阻與扭矩得到了較好的控制，摩阻扭矩基本符合預測，振動篩返砂正常，顆粒分明，保證了全井鉆至完鉆井深。

4.2 鍵槽現象及井壁失穩

由于起下鉆次數多、泥巖井段井壁失穩，形成“糖葫蘆”井眼，且軌跡復雜，存在造斜與降斜二個拐點處形成比較集中的拉磨現象，在降斜拐點處、井徑較小處被拉成了鍵槽，造成起下鉆具困難。

通過謹慎起鉆，發現掛卡立即下壓，大排量循環、倒劃眼、隨鉆振擊的方式，起出鍵槽井段；通過大排量循環、稠漿清掃、劃眼或倒劃眼等措施，下入或起出井壁失穩井段。鉆進至3 310 m 起鉆，起至井深2 480 m 遇鍵槽卡鉆，接方鉆桿循環正常，大力下壓解卡，解卡后仍無法提出，進行倒劃眼處理，倒劃7～8 m 后起出，后起鉆多處遇卡，進行倒劃眼處理將鉆具起出，直到井深2 048 m 井下才正常；下鉆至井深2 088 m 開始遇阻，間斷劃眼至2 485 m 后正常。此后，每次在井段2 000～2 500 m（阜一段—泰州組）起下鉆均遇困難，需處理5～10 h。另外鉆進至井深3 600 m 以后，在井深3 600 m 前后（古生界）多次出現了起鉆掛卡，下鉆遇阻劃眼的情況。

4.3 鉆具刺漏

本井使用G-105 新鉆桿，在鉆進過程中共發生4次鉆具刺漏（見表1）。

表1 鉆具刺漏情況

應用NAVIGATOR 定向井水平井設計與分析系統軟件，對鉆具的側向力及應力進行分析，造成鉆具刺漏主要原因為：

（1）造斜段處側向力大，交變應力大，鉆具易磨損疲勞。該井在1 100～1 600 m 為增斜井段，3°/30m 左右的全角變化率主要集中在1 100～1 400 m之間。經分析，鉆具在1 300 m 左右所受側向力達到峰值，發生刺漏的鉆具深度集中在1 200～1 500 m，與側向力大小、狗腿角大相對應（見圖4）。

圖4 鉆具側向力

圖5 顯示鉆具在1 200 m 左右鉆具應力值異常偏高，鉆具在1 200～1 500 m 處易因疲勞磨損而導致鉆具刺漏。

圖5 鉆具應力

（2）大井深、高摩阻、大扭矩、重載荷，上部鉆具受拉受扭嚴重。本井使用G-105新鉆桿（100%新度下最大抗拉強度2 465.8 kN），該鉆具按照3 985.26 m 的原設計井深配置，井深達到4 250 m后，摩阻、扭矩、上提載荷相應增大，致上部鉆具受拉受扭嚴重，易發生疲勞破壞。實際鉆進至4 273.55 m時，鉆具懸重1 250 kN，在正常情況下，上提鉆具的載荷達到1 900 kN，已達鉆桿抗拉強度的80%，稍有掛卡就增至2 000～2 100 kN，隨著井深增加，上提載荷和扭矩繼續增加，所用鉆桿強度難以滿足需求，導致鉆具發生刺漏。

4.4 防止電測卡電纜

為在電測時避免卡電纜，該井完鉆后，應用優化的鉆具組合進行通井，該組合在近鉆頭處連接了除巖屑刮砂鉆桿，對井壁進行修整。重點對2 000～2 300 m、3 500～3 600 m 井段起下鉆阻卡點進行了充分的處理。第一趟儀器順利到底，第二趟儀器由于外徑較大入井遇阻，起出后，進行了濕接頭測井，在測至3 975 m 左右遇阻，儀器電纜張力達到限值，停止測井，起鉆后下入通井組合，上下拉一遍起出后，測井作業成功實施。

5 認識與體會

（1）對復雜井眼軌跡中深井，摩阻和扭矩是影響施工成功的關鍵因素。控制軌跡、優選鉆井液體系、強化短起下、大排量循環、打完一根倒劃一根、使用螺旋清砂鉆桿及高目數振動篩等措施，可有效降低井下摩阻扭矩。

（2）在高研磨性、高致密性的地層，“旋沖螺桿+七刀翼高密度小齒PDC 鉆頭”的鉆具組合，可顯著提高機械鉆速。

（3）抗高溫聚醚醇胺納米水基鉆井液體系抗高溫，潤滑性好，抑制性強，可有效控制井下摩阻與扭矩。

（4）針對鉆遇中古生界的井身軌跡復雜的中深井，造斜率或降斜率應控制在較小值；為避免鉆具因長時間彎曲受力導致疲勞傷害，在每趟起下鉆時，應倒換位于側向力和扭矩異常井段的鉆具；在鉆具組合中串接隨鉆振擊器，有助于鍵槽卡鉆等故障的及時解除。

（5）對于大斜度復雜軌跡井，采用常規電測與鉆桿傳輸電測相結合的方式，有利于快速完成電測任務，避免或減少通井。