吐哈盆地臺北凹陷勝北區塊深層水平井鉆井技術

班 和，李慎越，趙久平

（中國石油吐哈油田分公司工程技術研究院，新疆吐魯番 838200）

我國致密氣資源分布廣泛，四川盆地、鄂爾多斯盆地和吐哈盆地等都是致密氣資源的分布區。勝北5區塊位于吐哈盆地臺北凹陷西部，呈“洼中隆”背景，油氣成藏條件得天獨厚[1]，面積約為800 km2，是臺北凹陷最大的富油氣洼陷。水平井作為目前公認的致密砂巖氣藏最有效的開發方式和增產方式，可以最大限度地增加氣層的出氣面積，提高單井產能，改善開發效果，節約鉆井投資和產能建設成本[2]。轉變氣藏開發模式，大力發展水平井鉆完井技術，是實現致密氣有效開發的重要途徑。2019年勝北5區塊部署的兩口水平井，均以垂深4 030.0 m的侏羅系七克臺組作為主要目的層；2020年部署的勝北505H井首次以垂深4 330.0 m的侏羅系三間房組為目的層。勝北505H井是一口開發評價井，位于勝北5北斜坡構造帶，其鉆探目的是評價勝北5北斜坡臺參2井區侏羅系三間房組氣藏產能。該井完鉆井深5 299.0 m，垂深4 336.0 m，水平段長868.0 m，全井平均機械鉆速1.68 m/h，實現了長裸眼段安全鉆井和水平段有效延伸。

1 工程技術難點

1.1 造斜段井壁失穩，井下安全問題突出

勝北區塊白堊系連木沁組下部與侏羅系七克臺組上部巖性均以中硬到硬脆性泥巖為主，層數多，埋藏深。在原始狀態下，由于上覆地層的作用，該脆性泥巖保持著力學平衡，鉆開地層后，地層失去原有受力平衡，井眼周圍徑向受力變化較大，井筒內液柱壓力一旦不能平衡應力變化，斜井狀態下很容易發生井壁坍塌，從而影響造斜率與井眼軌跡的控制精度。

1.2 井底垂深較大，常規隨鉆測量儀器信號傳輸難以保持穩定

鉆井液脈沖傳輸的距離越遠，能量就消耗越多，信號衰減情況也會加劇。受井深因素影響，前期所實施的勝北502H井在鉆進至垂深超過3 900.0 m后頻繁發生隨鉆儀器信號丟失，勝北503H井鉆進至垂深4 000.0 m后也出現同樣情況，致使起下鉆頻繁，延誤鉆井周期，增加井下安全風險。

1.3 水平段砂層致密，研磨性高，鉆頭選型困難

勝北505H井目的層垂深4 330.0～4 340.0 m，根據前期該井斜導眼鉆進情況顯示，巖性主要以致密砂巖為主，石英含量高，可鉆性級值為9～10，研磨性級值為5～6，屬于硬地層，常規鉆頭單趟鉆進尺不足40.0 m，趟鉆進尺少，機械鉆速慢，鉆頭選型范圍小。

1.4 長水平段攜沙差、摩阻扭矩大，井眼軌跡控制難度大

深層水平井水平段長，鉆壓傳遞困難，摩阻扭矩大，滑動作業中常因高摩阻力使鉆柱發生屈曲，鉆頭無法接觸到井底，鉆進過程中經常發生托壓和頂驅憋停現象，導致鉆井作業過程中鉆具頻繁上提、下放。另外，復合鉆進中高扭矩常造成鉆桿失效，無法安全鉆進[3]。

2 鉆井工藝技術

2.1 優化井眼軌跡，確定水平段最佳位置

長水平段水平井的所有技術優勢都是源于水平段較長，但是水平段合理長度和位置的確定受到產量、鉆井成本、鉆完井技術等因素的綜合影響而成為技術難題。通常從產量上考慮，隨著水平段長度的增加，井筒與油氣藏的接觸面積增加，但同時井內流體流動的摩擦阻力也增加，前者利于單井的產量，而后者卻相反。一般情況下，長水平段水平井的合理長度等于井筒內摩擦損失使單井產能顯著減少時的長度[4]。

勝北505H井油層垂深位于4 331.0～4 339.0 m，通過wellplan 軟件，模擬計算了水平段摩阻與水力參數配比，最終確定水平段在垂深4 333.0～4 335.0 m間穿行，既可以減少定向頻率，同時也可最大程度地提高機械鉆速。

2.2 優化井身結構設計

水平井井身結構設計的基本內容包括鉆頭、套管尺寸與層次的選配，以及套管的下深，其中關鍵問題是套管層次的確定以及套管下深。套管層次的確定主要受所鉆井地層的巖性、孔隙壓力、破裂壓力、裸眼段長度、后期完井方式、鉆井成本等多種因素的影響[5]。

前期在同區塊的鄰井鉆進施工時，位于上部地層的侏羅系七克臺組曾遇到高壓異常段，發生不同程度的井涌、水侵現象，根據前期鉆井資料及導眼井測井解釋，優選三層套管結構，具體井身結構見表1。

表1 勝北505H井井身結構及鉆井數據

采用上述井身結構，可有效封隔上部含水地層，縮短裸眼段長度，減少鉆井復雜情況的發生，為后期造斜段和水平段的施工發揮減摩降阻的作用，同時也為下部井段提供有力的安全保障。

2.3 隨鉆測量儀器的選擇

目前，國內外鉆井現場使用的MWD（隨鉆測量儀器）大多是采用鉆井液脈沖信號進行數據傳輸，但脈沖信號在傳輸過程中會受到很多不利因素影響，主要有信號衰減和干擾兩類。其中，在儀器信號可接收的傳輸井深范圍內出現信號衰減時，可通過改變儀器信號的檢測門限和放大值，以及開啟過濾錯誤碼來維持井下MWD的正常工作。

從區塊原始地溫梯度與井底預測壓力入手，結合前期區內鉆井情況，對勝北505H井隨鉆測量儀器進行優選。勝北區塊三間房組發育常規低壓低地溫梯度氣藏，原始地溫梯度與埋藏深度的關系為：

式中：T為地層溫度，℃；H為井底垂深，m。

勝北505H井設計造斜點垂深為3 920.0 m，完鉆垂深為4 335.0 m，預測溫度范圍為110～121 ℃。儀器抗溫性能應大于130 ℃。

勝北502H井鉆井液密度為1.64 g/cm3，完鉆井底垂深為4 027.4 m，液柱壓力為64.3 MPa，考慮循環壓耗和安全系數，附加壓力26.0 MPa，預測井底壓力為90.3 MPa；勝北503H井鉆井液密度為1.53 g/cm3，完鉆井底垂深為4 037.2 m，液柱壓力為61.8 MPa，考慮循環壓耗和安全系數，附加壓力26.0 MPa，預測井底壓力為87.8 MPa；勝北505H井設計鉆井液密度為1.53 g/cm3，設計完鉆垂深為4 336.0 m，預測液柱壓力為66.3 MPa，考慮循環壓耗和安全系數，附加壓力26.0 MPa，預測井底壓力為92.3 MPa，儀器和工具的抗壓性能應大于100.0 MPa。

綜合考慮安全方面與鉆井時效方面因素，勝北505H井采用Pathfinder HDS1–MWD 伽馬成像隨鉆測量儀器，該套設備額定最高抗溫175 ℃，最高抗壓170.0 MPa，可滿足施工需求。同時，該設備伽馬成像技術亦可對地層進行實施監測，更大程度地提高油氣層鉆遇率。

2.4 脆性泥巖安全定向鉆井技術

在該區塊前期鄰井的施工過程中，大多采用聚磺鉆井液體系，鉆井過程中，在壓差作用下鉆井液濾液沿層理面或微裂隙侵入，導致弱面填充物水化分散嚴重，使泥頁巖層理面的結合強度大大降低，導致鉆進過程中泥頁巖易沿層理面和微裂縫處開裂[6]，造成井壁掉塊或坍塌。

針對勝北區塊侏羅系喀扎拉組下部與七克臺組上部由于聚磺鉆井液抑制性不足，脆性泥巖掉塊嚴重的問題，勝北505H井采用復合鹽弱凝膠鉆井液體系，與該區塊過去采用的聚磺鉆井液相比，復合鹽弱凝膠鉆井液具有以下特點：①抑制分散性極強，鉆井液排污量小；②抑制封堵防塌性極強，具良好穩定性；③水膜兼油膜潤滑，具有良好潤滑性。

通過復配KCl、有機鹽、抑制劑協同增效，充分發揮K+、Na+等離子抑制黏土層間水化的作用，并加入乳化瀝青、超細碳酸鈣提高泥漿的封堵防塌能力，從而保證井壁穩定；同時提高大分子質量分數0.2%以上，增強泥漿抑制性；補充降失劑，降低API高溫高壓失水至13 mL以下，提高泥漿抗高溫性能和井壁穩定性；為預防地層縮徑、坍塌，嚴格強化鉆井液密度與性能控制措施，即鉆進至井深4 000.0 m時，將鉆井液密度提高到1.50 g/cm3以上，黏度保持60～70 s，從而確保泥漿將坍塌掉塊及時攜帶出井眼。

2.5 摩阻影響分析及應對措施

勝北502H井與503H井在起下鉆過程中，都不同程度地受到摩阻較大造成的影響，如圖1所示，對兩口井下鉆時的平均下鉆速度所產生的摩阻進行分析發現：隨著水平段的不斷增加，下鉆速度越快，摩阻越大。下鉆過快也會導致造斜段及水平段鉆柱因送鉆軸向載荷過大而發生劇烈變形、屈曲，以致遇阻。

圖1 下鉆速度對摩阻的影響

針對上述問題，并結合侏羅系喀扎拉組下部與七克臺組上部掉塊嚴重的現象，除了進行鉆井液改進等措施[7]，還在造斜段及水平段施工時采用自主研發的井壁修復工具（圖2）。該工具上端倒劃眼齒可有效防止因掉塊導致的遇阻卡鉆，配合水力振蕩器使用[8]，則可起到減摩降阻的作用。

圖2 井壁修復器

2.6 水平段鉆頭及鉆井工具優選

目前國內外鉆井現場常用的PDC鉆頭切削齒主要有10，13，16，19 mm四種類型，通過對比鄰井鉆頭使用情況，發現地層巖性可鉆性在3級以下時，19 mm切削齒PDC鉆頭破巖效果最佳；地層巖性可鉆性在3級以上時，16 mm切削齒PDC鉆頭破巖效果最佳。根據周邊鄰井取得的巖心資料分析，勝北505H井所鉆目的層為致密砂巖，壓實性較強，可鉆性為4級以上，為提高破巖效率，選用16 mm切削齒PDC鉆頭。

隨著地層巖石研磨性與可鉆性級值的增加，可通過提高鉆頭切削齒材料硬度的方法，降低崩齒和碎齒情況的出現。根據各區塊鉆頭材質對比，切削齒材質采用聚晶金剛石層和高強度硬質合金，可極大地提高鉆頭的耐沖擊性與耐磨性；而且目前聚晶金剛石層和硬質合金之間的抗分離性已得到改善，與常規切削齒相比，該切削齒PDC鉆頭更耐用，使用壽命更長。

在鉆進壓實性較強的地層時，由于地層巖石研磨性高，產生的巖屑顆粒較小，會在水射流的作用下包裹在PDC鉆頭周圍，形成強沖蝕作用，致使鉆頭發生嚴重的磨料磨損和“掉齒”現象，加之切削齒與巖石的摩擦劇烈，熱磨損更加嚴重，所以需要對PDC鉆頭水力結構進行優化[9]，具體方法如下：①適當增加冠頂肩部及外錐處噴嘴和井底的距離，以增大井底逆流層厚度，減小逆流速度，減弱鉆頭沖蝕；②增加噴嘴數目，做到一個刀翼至少配置一個噴嘴，以充分冷卻切削齒，同時快速清潔井底并輔助破巖[10]；③優化噴嘴組合，盡可能選用等徑噴嘴或相鄰序號噴嘴并均勻分布在鉆頭冠部，且噴嘴直徑應大于18 mm，從而確保液流的合理分布以及充分冷卻鉆頭和排屑，以防發生堵塞。

2.7 臨界鉆壓–扭矩分析

為減小斜井段鉆進時產生的托壓，國內水平井鉆進大多采用鉆桿與加重鉆桿倒裝方式的鉆具組合，以保證更大程度的鉆壓傳遞至鉆頭。在復合鉆進中，鉆壓波動對鉆柱扭矩的影響較大，為此，針對不同尺寸的鉆桿需計算復合鉆進時的臨界鉆壓，以防止鉆壓過高，鉆桿與井壁產生過大扭矩，發生井下復雜事故。

復合鉆進時鉆桿臨界鉆壓計算公式[11]為：

式中：Pzy為臨界鉆壓值，kN；E為鋼材的彈性模量，N/m2；I為鉆具的慣性矩，m4；l為單根鉆桿長度，m；ω為鉆桿旋轉角速度，s–1；qm為鉆桿的每米重量，N；g為重力鉆速度，m/s2。

勝北505H井三開使用127 mm鋼級S135鉆桿，頂驅轉速為40 r/min，代入式（2）計算臨界鉆壓值為101 kN，即旋轉鉆進時若超過該臨界鉆壓值，井下鉆具將失穩。

3 現場應用效果

3.1 造斜段鉆進

勝北505H井造斜段鉆進過程中，采用復合鹽弱凝膠鉆井液體系，在通過侏羅系脆性泥巖段時，掉塊情況較鄰井情況有明顯改善。從3 920.0 m處側鉆成功后，使用PDC鉆頭+1.50°高造斜大功率螺桿，采用定向滑動鉆進與復合鉆進方式控制軌跡進行定向造斜鉆進。當井斜角超過40.00°以后，采用短起下、逐步倒裝鉆具、配合水力振蕩器、改進鉆井液流變性與潤滑性等技術措施相結合的方法，有效防止巖屑床的形成，保證鉆壓的有效傳遞，減小井眼摩阻和扭矩。通過調整和控制彎螺桿的工具面，配合合理鉆進參數，獲得了比較穩定的井眼全角變化率。同時，在滿足設計造斜率的情況下增大復合鉆進井段，造斜段平均機械鉆速2.67 m/h，較全井機械鉆速提高59%，實鉆軌跡始終按設計軌道施工，準確進入A靶。

3.2 水平段鉆進

由于勝北505H井垂深超過4 300.0 m，隨著水平段長度的增加，泥漿攜沙能力逐漸減弱。為防止井下形成巖屑床，水平段采用1.25°螺桿動力鉆具與自主研發的212 mm井壁修復器進行穩斜鉆進，有效地減少了由于井下巖屑堆積導致的鉆進托壓情況，鉆具組合如圖3所示。

圖3 水平段鉆具組合

從鄰井獲取的巖心資料顯示，勝北505H井水平段前段巖性為泥巖與砂巖互層，中段與后段為砂巖，加之巖石壓實性強，研磨性高，且軟硬交錯，因此關鍵是要優化鉆頭切削結構，提高穿越硬夾層的能力[12]。針對該情況，鉆頭的選擇側重于其抗研磨能力和攻擊性，最終優選直徑為216 mm MDI616LBPX型與直徑為216 mm SD6645A型鉆頭（圖4），這兩種型號鉆頭均采用高抗研磨復合片切削齒。其中，16 mm切削齒較13 mm切削齒切削出的巖屑大，可更好地從井底返出，降低水平段巖屑床形成幾率，保證井下施工安全。

圖4 216mm MDI616LBPX型與216mm SD6645A型鉆頭

從表2可以看出，在水平段同一地層復合鉆進中，直徑為216 mm MDI616LBPX型與SD6645A型兩種鉆頭較其他鉆頭單趟鉆進進尺提高近1倍，機械鉆速提高32%。

表2 勝北505H井水平段鉆頭使用情況對比

通過優選動力鉆具，優化鉆具組合，配合抗高溫優質鉆井液體系，采用合理的施工方案，保證了井下隨鉆測量儀器的正常運轉。在整個水平段鉆進過程中，隨鉆測量儀器工作正常，均未出現儀器故障。實時傳輸的隨鉆伽馬成像數據，為地質人員準確判斷油層及井下地質情況提供了技術支持，油層鉆遇率達到97%。

3.3 鉆壓–扭矩分析

勝北505H井水平段在復合鉆進過程中，鉆壓保持在40～80 kN，正常鉆進時扭矩值為12～22 kN·m。每當嘗試增加鉆壓到100 kN以上時，扭矩就會瞬間升高至27 kN·m，致使憋停頂驅。從圖5可以看出，隨著水平段的增加，扭矩也在上升，根據臨界鉆壓公式可以得出最大復合鉆進鉆壓值。同時，通過在鉆井液中添加潤滑劑的方法，也可讓鉆桿扭矩得到有效緩解。

圖5 水平段扭矩變化曲線

3.4 新工具應用

井壁修復器在勝北505H井入井后，短拉及起下鉆速度在可能容許范圍內有所提升，與周邊同時期施工的勝北503H井相比，摩阻平均下降近16%（圖6）。同時，上部倒劃眼齒可有效破碎上部易塌地層的較大掉塊，使破碎后及時返出，有效保證了井下施工安全。

圖6 勝北503H與505H摩阻對比

4 結論與認識

（1）勝北5區塊垂深超過3 900.0 m時，地層壓實作用強，常規PDC鉆頭使用壽命短，抗研磨效果不理想，在造斜段中下部和水平段前段鉆進中選用5刀翼與6刀翼16 mm抗研磨復合片切削齒鉆頭；水平段中后段選用6刀翼16 mm雙排齒鉆頭，可以更大程度地提高PDC鉆頭的抗研磨性與攻擊性。

（2）在井深超過4 000.0 m時，常規MWD開始出現信號衰減情況，且受到溫度與井底壓力的影響，儀器無法保持長時間穩定。勝北505H井造斜段垂深超過4 100.0 m，采用175 ℃抗高溫高壓儀器，直至完鉆儀器仍能正常工作，杜絕了因儀器沒信號頻繁起下鉆的問題，提高了機械鉆速。

（3）勝北505H井水平段垂深超過4 300.0 m，水平段在鉆進過程中，定向滑動鉆進鉆時長，效果不理想，如需調整軌跡，可先嘗試通過改變鉆壓大小來起到增斜或降斜的目的。既可保證井眼軌跡順滑，又提高了機械鉆速，從而保障后期下套管施工的安全。

（4）在勝北區塊深層水平井施工中，優選復合鹽弱凝膠鉆井液體系，優化泥漿性能，提高鉆井液的封堵防塌能力與攜巖能力，配合短起下鉆、劃眼等工程措施，有效地破壞巖屑床的形成，保證井下通暢和施工安全。