許京國(guó)，尤軍，陶瑞東 張建榮，楊靜，王永路 （中國(guó)石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司第三鉆井工程分公司，天津 300280）

隨著大港油田油氣勘探的不斷深入，勘探目標(biāo)正在向深層油氣藏發(fā)展。潛山油氣藏埋藏較深，通常超過(guò)5000m，近年來(lái)陸續(xù)完成歧深8×1井 （5285m）、濱深2×1井 （5487m）、濱深3×1井 （5583m）等深井的鉆井，普遍存在機(jī)械鉆速低，事故復(fù)雜時(shí)效高等問(wèn)題，加上地層巖性復(fù)雜，深部地層溫度高，可鉆性差、研磨性強(qiáng)［1］，國(guó)產(chǎn)牙輪鉆頭井下工作時(shí)間短，進(jìn)尺少，行程鉆速低，嚴(yán)重制約著勘探開(kāi)發(fā)的進(jìn)程，如何提高深層鉆井速度是亟待解決的問(wèn)題。

新港1井設(shè)計(jì)井深接近6000m，為五開(kāi)三段制定向井，鉆穿沙河街組三段，勘探古潛山地層，是目前在大港油田鉆探的第一深井，為中石油重點(diǎn)風(fēng)險(xiǎn)探井，井控及施工風(fēng)險(xiǎn)極大，各次開(kāi)鉆井眼的鉆深均創(chuàng)油田新記錄；目的層潛山由于油藏埋藏深，井溫高，地層壓力因數(shù)低，巖性膠結(jié)程度差，鉆井時(shí)極易漏失、卡鉆，井下儀器電動(dòng)機(jī)容易失效，井眼軌跡控制難度加大。深部井段的鉆頭、鉆具組合、馬達(dá)儀器、鉆井參數(shù)和鉆井液優(yōu)選、井眼軌跡控制及事故復(fù)雜的預(yù)防是該井鉆探成功的關(guān)鍵。

1 新港1井基本概況

新港1井是黃驊凹陷新港潛山構(gòu)造帶上的一口五開(kāi)三段制定向井 （見(jiàn)圖1），是目前大港油田鉆探的第一深井，新港1井創(chuàng)造了東部油田定向井井深最高紀(jì)錄，創(chuàng)造了中國(guó)石油渤海灣盆地定向井φ444.5mm和φ311.1mm井眼鉆深、φ339.7mm套管和φ244.5mm套管下深最高紀(jì)錄；創(chuàng)造了大港油田φ215.9mm和φ152.4mm井眼鉆深、φ177.8mm套管和φ127mm套管下深最高等多項(xiàng)紀(jì)錄。

2 新港1井鉆井技術(shù)難點(diǎn)分析

2.1 φ660.4mm井眼主要工程風(fēng)險(xiǎn)與施工難點(diǎn)

1）井眼尺寸增大和環(huán)空返速大幅度減小，巖屑舉升效率急劇下降，攜帶巖屑的最大粒徑 （即巖屑舉升效率為0.5時(shí)對(duì)應(yīng)的巖屑粒徑）明顯減小，井眼清潔問(wèn)題突出［2］。

2）對(duì)于φ660.4mm井眼，大直徑井眼中機(jī)械能量不足的問(wèn)題，據(jù)有關(guān)文獻(xiàn)計(jì)算分析，φ444.5mm鉆頭的機(jī)械破巖能量 （比鉆壓×轉(zhuǎn)速）僅相當(dāng)于φ311.1mm和φ215.9mm鉆頭的70%左右。

2.2 φ444.5mm 井眼主要工程風(fēng)險(xiǎn)與施工難點(diǎn)

1）設(shè)計(jì)中提示井段2194～2235m有41m玄武巖，存在玄武巖垮塌問(wèn)題、鉆頭選型困難，制約鉆井速度。

2）二開(kāi)井眼大，在現(xiàn)有的機(jī)泵條件下，鉆井液環(huán)空返速低，井眼凈化困難。

圖1 新港1井實(shí)際井身結(jié)構(gòu)圖

2.3 φ311.1mm 井眼主要工程風(fēng)險(xiǎn)與施工難點(diǎn)

1）該井段需要鉆穿沙河街組、中生界地層以及玄武巖等特殊巖性，可鉆性差、研磨性強(qiáng)，鉆具磨損嚴(yán)重、PDC鉆頭選型困難［3］。

2）三開(kāi)井段鉆井周期長(zhǎng)，井口防噴器組、套管頭、技術(shù)套管防磨問(wèn)題。

3 新港1井鉆井技術(shù)及應(yīng)用效果

針對(duì)新港1井存在的技術(shù)難點(diǎn)和施工風(fēng)險(xiǎn)，主要應(yīng)用了以下幾項(xiàng)關(guān)鍵鉆井技術(shù)，保證了該井順利完井竣工。

3.1 大尺寸井眼凈化技術(shù)

一開(kāi)φ660.4mm井眼鉆進(jìn)時(shí)排量不低于80L/s；強(qiáng)化固控設(shè)備使用；每鉆進(jìn)200m過(guò)80s稠漿15～20m3，清潔井眼，解決了一開(kāi)井眼清潔問(wèn)題。

二開(kāi)φ444.5mm井眼使用合適密度和黏切的鉆井液，保持泵排量大于65L/s；適時(shí)過(guò)稠泥漿或倒劃眼、短起下鏟除巖屑床，托帶巖屑、清潔井眼［4］。

三開(kāi)鉆進(jìn)時(shí)保證排量達(dá)到55～60L/s，最高泵壓達(dá)到了30MPa，基本滿(mǎn)足了使用動(dòng)力鉆具、環(huán)空返速與攜砂能力要求。

3.2 井壁穩(wěn)定控制

該井一開(kāi)存在的典型井壁穩(wěn)定問(wèn)題是明化鎮(zhèn)組地層易造漿，因鉆頭 “泥包”、起鉆抽吸易導(dǎo)致卡鉆、井塌。一開(kāi)80～670m井段鉆井液采用大循環(huán)方式，670～1502m井段采用小循環(huán)方式控制造漿，控制鉆井液密度大于1.13g/cm3，防止淺氣層造成井侵，同時(shí)防止縮徑；二開(kāi)井段使用抑制性較強(qiáng)的淡水聚磺潤(rùn)滑防塌鉆井液體系，保持體系中聚合物有效含量，保證其抑制性，密度執(zhí)行設(shè)計(jì)上限，平衡地層坍塌壓力；從井深2300m至3111m，有5次因井下異常提高鉆井液密度，密度由1.23g/cm3上提至1.34g/cm3，保證了井壁穩(wěn)定［5］；三開(kāi)井段裸眼段長(zhǎng)、鉆井時(shí)間長(zhǎng)浸泡時(shí)間長(zhǎng)，所鉆地層復(fù)雜、井溫高等都是導(dǎo)致井壁不穩(wěn)定的因素。通過(guò)增強(qiáng)鉆井液抑制性以及下列技術(shù)措施保證井壁穩(wěn)定：

1）提高鉆井液密度，依靠液柱壓力來(lái)保障井壁穩(wěn)定。三開(kāi)井段設(shè)計(jì)最高鉆井液密度為1.35g/cm3，鉆進(jìn)過(guò)程中，根據(jù)返出巖屑情況判斷井壁的穩(wěn)定情況，期間4次提高鉆井液密度，三開(kāi)井段完井前密度提高到1.45g/cm3，在三開(kāi)完井測(cè)井時(shí)發(fā)生劃眼，最終以1.47g/cm3的密度完成三開(kāi)完井電測(cè)。

2）鉆進(jìn)中及時(shí)補(bǔ)充防塌材料 （白瀝青、羥甲基磺化酚醛樹(shù)脂和高溫防塌降黏降濾失劑），增強(qiáng)鉆井液的抑制性能，提高鉆井液的封堵防塌性能。

3）控制鉆井液濾失量保持在3mL左右，控制高溫高壓失水小于12mL，控制泥頁(yè)巖吸水膨脹。

3.3 鉆頭優(yōu)選及應(yīng)用效果分析

一開(kāi)采用1只φ660.4mm PDC鉆頭SD9541ZC，成功鉆完一開(kāi)進(jìn)尺，機(jī)速12.56m/h。二開(kāi)鉆頭使用了中成、百施特及金工萬(wàn)邦3個(gè)廠家的PDC鉆頭鉆砂泥巖地層，結(jié)合江漢鉆頭廠三牙輪鉆頭鉆玄武巖以及大井眼初始定向獲得成功，共計(jì)使用鉆頭9只，其中PDC鉆頭5只，三牙輪鉆頭4只，純鉆時(shí)間789.09h，平均機(jī)械鉆速 2.35m/h。根 據(jù)二開(kāi)鉆頭使用情況及其技術(shù)指標(biāo)分析，對(duì)于二開(kāi)φ444.5mm 井眼，明化鎮(zhèn)組和館陶組上部建議使用P1952JGH 鉆 頭，館陶組底部和東營(yíng)組推薦使用TS1952AGU和MS1952鉆頭，沙河街組一段 （Es1）全使用MD9541ZC鉆頭可能會(huì)進(jìn)一步縮短鉆井周期 （見(jiàn)圖2）。三開(kāi)開(kāi)始時(shí)，選用百斯特鉆頭鉆Es1上部可鉆性較好的地層，鉆至井深4053m后，由于地層的可鉆性變差，對(duì)百斯特鉆頭磨損嚴(yán)重，成功選用貝克休斯PDC鉆頭，鉆頭單只進(jìn)尺與機(jī)械鉆速明顯提高。進(jìn)入沙河街組三段 （Es3）后，地層的研磨性明顯提高，因此PDC鉆頭的抗研磨性是延長(zhǎng)鉆頭使用時(shí)間的關(guān)鍵。在試用阿特拉PDC鉆頭后使用了百斯特鉆頭廠T1375（七刀翼）鉆頭，效果很不理想，又嘗試應(yīng)用了貝克休斯公司的Q506FX鉆頭，取得了較好效果 （見(jiàn)圖3、4）。

圖2 新港1井二開(kāi)鉆頭使用分析

圖3 三開(kāi)Es1鉆頭選用分析

圖4 三開(kāi)Es3鉆頭選用分析

3.4 井眼軌跡控制技術(shù)

一開(kāi)使用塔式鐘擺鉆具組合來(lái)實(shí)現(xiàn)垂直鉆進(jìn)，控制鉆壓20～40kN，200～300m測(cè)斜1次；二開(kāi)直井段使用鐘擺鉆具鉆穿館陶組地層；下部定向段、穩(wěn)斜段使用牙輪/PDC鉆頭＋螺桿鉆具組合，在使用常規(guī)鉆具時(shí)加入MWD隨鉆測(cè)斜，根據(jù)測(cè)斜數(shù)據(jù)及時(shí)調(diào)整鉆井參數(shù)和鉆具組合，井眼軌跡得到了有效控制；三開(kāi)上部穩(wěn)斜井段采取導(dǎo)向鉆具組合，4672m以下井段使用常規(guī)穩(wěn)斜鉆具，上部使用導(dǎo)向鉆具提高機(jī)械鉆速并控制好井眼軌跡，確保下部使用常規(guī)穩(wěn)斜鉆具能夠中靶，下部使用常規(guī)穩(wěn)斜鉆具帶MWD隨鉆測(cè)斜；四開(kāi)與五開(kāi)井段使用常規(guī)鉆具，由于鉆壓加大時(shí)頂驅(qū)電機(jī)負(fù)荷大，實(shí)鉆時(shí)通過(guò)改變扶正器的位置來(lái)控制井斜，利用起下鉆時(shí)間投測(cè)多點(diǎn)來(lái)獲取軌跡數(shù)據(jù)，該井使用微增鉆具控制鉆壓在100kN以?xún)?nèi)，獲得良好的穩(wěn)斜效果。

3.5 套管防磨技術(shù)

1）套管磨損預(yù)測(cè) 針對(duì)新港1井三開(kāi)裸眼段長(zhǎng)，地層可鉆性差，鉆井周期長(zhǎng)，鉆進(jìn)過(guò)程中鉆桿將對(duì)φ339.7mm套管產(chǎn)生嚴(yán)重磨損等特點(diǎn)，開(kāi)展了套管磨損預(yù)測(cè)與保護(hù)技術(shù)研究［6～10］。通過(guò)預(yù)測(cè)發(fā)現(xiàn)在造斜井段井深2304.09～2587.2m處套管磨損嚴(yán)重，2304.09m處12.19mm壁厚套管的剩余壁厚僅為6.96mm。鑒于該井鉆進(jìn)過(guò)程中技術(shù)套管可能發(fā)生嚴(yán)重磨損，實(shí)鉆過(guò)程中采用減阻防磨套對(duì)套管進(jìn)行保護(hù)。

2）使用情況效果分析 該井的減阻防磨套從井深3850m開(kāi)始入井使用，至5720m采用的是S－550、HT－550型減阻防磨套，累計(jì)入井使用111d，完成進(jìn)尺1636m。使用過(guò)程中，沒(méi)有產(chǎn)生附加摩阻、循環(huán)泵壓沒(méi)有上升、扭矩相對(duì)降低。期間起下鉆具及最終拆卸后，每套減阻防磨套經(jīng)檢查完好無(wú)損、無(wú)脫落、無(wú)位移，鄰近的鉆桿接頭外徑無(wú)磨損，起到了保護(hù)套管的作用。

3.6 鉆井液體系優(yōu)選

該井為環(huán)渤海灣最深井，為此優(yōu)選抑制性強(qiáng)、抗溫能力高的BH－PSM抗高溫聚磺鉆井液作為該井鉆井液體系，BH－PSM鉆井液配方如下：0.3%BZ－BBJ（抗鹽包被抑制劑）＋0.5%SDJA （氨基聚合物）＋0.8%PAMS601（降濾失劑）＋6%SD101（羥甲基磺化酚醛樹(shù)脂）＋6%SD202（高溫防塌降黏降濾失劑）＋6%SAS（磺化瀝青）＋1%QS－2（橋堵劑）＋1%BZ－DFT （低滲透封堵劑）＋2.5%SD505（極壓潤(rùn)滑劑）＋1%SDF26（硅氟降黏劑），配方中的百分?jǐn)?shù)代表體積分?jǐn)?shù)。

室內(nèi)評(píng)價(jià)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，抗高溫聚磺鉆井液抗溫達(dá)到210℃，有效解決了抗高溫、井壁穩(wěn)定、井眼凈化和潤(rùn)滑防卡等難題，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了良好的效果，實(shí)現(xiàn)了該井的安全、快速鉆井。

3.7 扭力沖擊器應(yīng)用

針對(duì)深層沙河街組地層硬度高，研磨性強(qiáng)，機(jī)械鉆速慢等技術(shù)難點(diǎn)，通過(guò)國(guó)內(nèi)外技術(shù)交流對(duì)比，引入美國(guó)阿特拉公司的扭力沖擊器提高鉆井速度［11，12］。扭力沖擊器巧妙地將泥漿的流體能量轉(zhuǎn)換成扭向的、高頻的、均勻穩(wěn)定的機(jī)械沖擊能量并直接傳遞給PDC鉆頭，使鉆頭和井底始終保持連續(xù)性。

在新港1井實(shí)施過(guò)程中，2次使用阿特拉扭力沖擊器，第1次進(jìn)尺41m （4917～4958m井段），機(jī)械鉆速1.23m/h；第2次入井進(jìn)尺53m （5157～5210m井段），機(jī)械鉆速0.79m/h。

4 結(jié)論

1）通過(guò)優(yōu)選PDC鉆頭、應(yīng)用阿特拉扭力沖擊器技術(shù)，有效提高了新港1井深部井段的鉆井速度；應(yīng)用了淡水抗高溫聚磺強(qiáng)抑制鉆井液體系，解決了新港1井抗高溫穩(wěn)定性以及井壁穩(wěn)定問(wèn)題；應(yīng)用套管防磨技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了新港1井安全快速鉆井。

2）新港1井創(chuàng)造了東部油田定向井井深最高紀(jì)錄，創(chuàng)造了中國(guó)石油渤海灣盆地定向井φ444.5mm和φ311.1mm井眼鉆深、φ339.7mm套管和φ244.5mm套管下深最高紀(jì)錄；創(chuàng)造了大港油田φ215.9mm和φ152.4mm井眼鉆深、φ177.8mm套管和φ127mm套管下深最高紀(jì)錄。

該文為中石油渤海鉆探公司科技攻關(guān)項(xiàng)目 （2011Z012K－4）產(chǎn)出論文。

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［編輯］ 黃鸝