丁 红， 王建毅， 李俊胜， 聂 涛， 张冬冬， 陈 刚

(中国石油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)

青西油田深井定向钻井技术

丁 红， 王建毅， 李俊胜， 聂 涛， 张冬冬， 陈 刚

(中国石油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)

针对青西油田深井定向钻井过程中存在的直井段易井斜、定向造斜段钻速低、井眼轨迹控制难度大等问题，开展了复杂深井井眼轨迹控制与提速技术研究。通过分析区域地质特征、钻井难点等，主要从斜井段井眼轨迹控制与钻井提速等方面进行技术研究并制订了技术方案：在定向稳斜段采用扭力冲击器进行了提速试验，优选中低转速大功率螺杆配合抗冲击、抗研磨性强的螺旋5刀翼PDC钻头和高精度MWD无线随钻测量仪器进行井眼轨迹控制与提速。该技术在现场应用4口井，在满足井眼轨迹控制要求的情况下，斜井段平均机械钻速比采用常规技术提高了74.65%；斜井段最短定向工期达到59.00 d，平均定向工期89.79 d，比采用常规技术缩短了45.88%。研究表明，高效PDC钻头、中低速大扭矩螺杆钻具、MWD测量系统及扭力冲击器的配套技术，在青西油田深井定向钻井井眼轨迹控制与提速方面效果良好，值得在该地区推广应用。

深井 定向钻井 井眼轨迹 机械钻速 青西油田

青西油田是玉门油田的主要产油区之一。多年的钻井实践表明，该地区存在地层倾角大、轻压吊打钻速慢、深部地层可钻性差等难题。特别是白垩系目的层，埋藏深(埋藏深度多在4 000 m以深)，地层致密、坚硬，可钻性差，加之中下沟组地层倾角变化大(部分井的地层倾角可达60°左右)，定向以及扭方位钻进托压严重，造成井眼轨迹控制难度非常大，机械钻速非常低。前期已钻4口定向井的完钻井深均在4 500 m以深，自造斜点至完钻的斜井段长度不到全井的30%，定向作业工期却占了全井钻井周期的50%以上。青西油田深井定向钻井中存在的白垩系硬地层井眼轨迹控制与提速等难题，目前国内没有现成的、经济有效的相关钻井技术可供采用，因此需要开展深井定向钻井配套技术研究。为此，笔者从分析区域地质特征和钻井难点入手，主要从斜井段井眼轨迹控制与钻井提速等方面进行技术研究并制订了技术方案。

1 深井定向钻井技术难点

青西油田地处山前构造带，受祁连山北缘逆冲作用，在青西凹陷南部形成了一个大型的逆冲断裂带，由南向北依次为窟窿山构造和柳沟庄构造。区域内断层发育，裂缝纵横交错，特征复杂。窟窿山向西向南上部为推覆体地层，地层倾角大，岩石破碎，由于老地层挤压破碎严重，岩性变化频繁，地层不均质性强，且每口井的岩性在横向和纵向上的分布均不相同，给钻井施工增加了难度。白垩系下统下沟组地层为青西油田的主要储油层系，储层岩石包括泥质白云岩、砾岩、白云质粉砂岩及含砾砂岩、白云质泥岩等，岩性比较复杂，储层埋藏深、压实和成岩性好，致密，可钻性差；3 800.00～6 000.00 m井段的地层压力梯度为1.30～1.45 MPa/100m，甚至个别井的压力梯度最高可达1.70 MPa/100m，且该地区在纵向上存在多套压力系统，更增加了钻井的施工风险。

具体而言，青西油田深井定向钻井存在如下难点：

1) 上部地层易发生井斜。青西油田位于山前构造带，推覆体地层倾角达37°～75°，易发生井斜，不能有效控制井底位移和钻压，采用常规的轻压吊打防斜打快技术效果较差。如：窿8井钻至井深822.24 m时井斜角达到8.5°，不得不填井侧钻；窿6井，钻至井深380.00 m时井斜角达到6.5°，采用吊打技术效果不理想，也只得填井侧钻。该油田深井定向井直井段的井身质量差，易造成定向井段井眼轨迹复杂不平滑，导致定向作业中摩阻和扭矩增大，机械钻速低，从而增大了钻井过程中的井下施工风险。

2) 深部地层倾角变化大。青西油田油气藏埋藏深，而深部地层倾角大，中下沟组地层倾角5°～30°，部分井的地层倾角达60°左右，且地层倾向在同一区域的变化较大，致使区域地层自然造斜规律难以掌握，定向及扭方位钻进托压严重，井眼轨迹控制难度大。如青2-31H 井造斜段的最大设计造斜率为15°/30m，实钻中上部使用2°单弯螺杆但其增斜率不够，为确保中靶在下部使用了2.75°单弯螺杆，导致造斜段最大造斜率达到26.76°/30m，由于井眼狗腿度过大，套管根本无法居中，固井质量很难保证，因此为确保套管一次顺利下到底，该井先后采用3种钻具组合进行了通井扩划眼，耗时7.56 d。

3) 深部高研磨性地层可钻性差。白垩系中沟组、下沟组地层胶结致密，富含线状黄铁矿，裂缝发育，并且地层在上覆地层压力作用下变得非常致密，不仅硬度和密度增加，机械性能也向塑脆性岩石或塑性岩石转化，高围压下的岩石可钻性变得很差。如白垩系下沟组上段地层，直井最低平均机械钻速0.44 m/h，最高平均机械钻速0.80 m/h，平均钻速只有0.55 m/h；采用常规钻井方式钻造斜段平均钻速也在0.70 m/h以下。窟窿山逆掩推覆带推覆上来的志留系及石炭—二叠系的老地层挤压破碎严重，岩性很不均质，使钻头选型受到很大限制，制约了机械钻速的提高，导致钻井周期较长。

2 深井定向钻井关键技术

2.1 井身结构设计

根据区域地质情况和已钻井实测压力等资料，确定井身结构：一开用φ374.6 mm钻头钻至井深1 500.00 m，下入φ273.1 mm表层套管，封固牛胳套—胳塘沟组及上部地层；二开用φ241.3 mm钻头钻至井深4 426.00 m，下入φ193.7 mm技术套管，封固白垩系下沟组K1g0油气层以上井段，为三开液相近平衡或欠平衡钻进和保护、评价下步油气层奠定良好的基础， 若二开钻达下沟组油气层发生井漏但未到设计井深，可以考虑提前下入技术套管；三开用φ165.1 mm钻头钻至完钻井深，完钻后采用φ127.0 mm尾管固井。

2.2 钻具组合与钻井参数设计

2.2.1 上部直井段的钻具组合

采用“高效钻头+低速大扭矩螺杆钻具+稳定器”组合及测量系统，利用其复合钻进时满眼稳斜和滑动钻进时特有的导向功能，实现对井斜的灵活控制。以牙轮钻头为主，尝试应用PDC钻头提速，优选长抛物线冠形、大刀翼、高抗冲击力的PDC钻头，提高钻头破岩效率；配低速大扭矩螺杆钻具，降低PDC钻头钻夹层时的先期损坏程度，增加单只钻头进尺，扩大复合钻井的使用井段。利用无线随钻或有线随钻实现井眼轨迹的有效监测，确保井身质量满足设计要求。与推靠式自动垂直钻井技术相比[1]，上述防斜提速技术成本相对较低，更易于扩大推广应用范围，满足下部定向井段的井眼轨迹控制要求。

2.2.2 定向井段的钻具组合与钻井参数

φ241.3 mm井眼主要采用弯螺杆钻具的导向钻具组合，选用中低速大功率螺杆钻具配定向PDC

钻头，需要定向时采用滑动钻进方式，不需要定向时采用旋转复合钻进方式。φ165.1 mm井眼选用φ101.6 mm加重钻杆提高小井眼井下钻具的传压能力。尽量增大复合旋转钻进比例，做到少定向、多复合钻进，提高定向钻进速度和井眼轨迹控制能力。另外，借鉴宋深9H井等深部难钻地层试验应用扭力冲击器提速的成功经验[2-5]，在青西油田定向井段进行扭力冲击器试验，给PDC钻头提供均匀稳定、扭向上的高频冲击力，以减少钻具黏滑振动现象，延长钻头及其他钻具的使用寿命，提高钻井速度。考虑到扭力冲击器未曾在该区域深井定向井段应用，确定先在较大尺寸的φ241.3 mm定向井段进行试验以积累经验，然后再在φ165.1 mm稳斜井段进行试验。定向井段详细的钻具组合与钻井参数设计结果见表1。

定向井段一般位于白垩系地层，其岩性坚硬致密、研磨性强，选择导向性和稳定性良好的定向PDC钻头钻进[6]。中沟组至下沟组地层胶结致密，地层中砾岩较多，既要保证PDC钻头有效通过，又要提高机械钻速，因此选择中等尺寸复合片、抗冲击能力强的螺旋5刀翼钢体PDC钻头。下沟组地层岩磨性强，可钻性差，选用φ13.0 mm复合片、超优质抗研磨性强的螺旋5刀翼胎体PDC钻头，以增强钻头对地层的适应性；PDC钻头与大功率螺杆钻具配合应用，在深部定向井段进行复合钻井提速试验[7]。

2.3 钻井液设计

山前构造带地应力复杂，容易发生井壁失稳，泥页岩易水化剥落掉块，这一方面要求有合适的钻井液密度，另一方面要增大处理剂加量，降低API滤失量和高温高压滤失量，提高钻井液的封堵造壁和抑制防塌能力[8]。而对于深井定向井段，特别要确保钻井液的润滑防卡、抑制防塌能力，以利于提高钻井速度，保护油气层。采用防塌性、润滑性强的钻井液进行近平衡钻井，具有较强的稳定井壁的能力，可以很好地保护油气层。具体的钻井液设计结果见表2。

2.4 其他配套技术措施

在定向钻井中，用加重钻杆代替钻铤，可减小井下扭矩、疲劳损坏及压差卡钻的概率；加强短起下和划眼，严格控制造斜率，确保井眼轨迹圆滑，可减小钻柱的摩阻和扭矩。另外，山前构造带的井下情况比较复杂，钻柱中带上随钻震击器可以及时处理遇阻、划眼等井下复杂情况，使用顶驱可以有效减少复杂情况、提高时效。

3 现场应用效果

3.1 直井段提速与井身质量效果

青西油田窿8井以南存在逆掩推覆体地层，地层倾角大，常规的钟摆钻具、满眼钻具等被动防斜打快技术都不能很好地解决防斜与打快的问题[9]，通过在Q2-71井和Q2-72井易斜直井段应用新型防斜提速技术，提高了控斜井段新技术应用比例，使直井段钻井速度有了明显提高(见表3)。如Q2-71井直井段平均机械钻速比采用常规技术的Q2-69井提高了32.66%，Q2-72井直井段平均机械钻速比Q2-69井提高了19.53%；Q2-71井、Q2-72井直井段的井身质量均符合要求，为下一步的定向钻井施工创造了良好条件。

3.2 定向井段井眼轨迹控制与提速效果

3.2.1 扭力冲击器在稳斜段的提速试验

扭力冲击器在Q2-69井和Q2-70井2口深井定向井中进行了试验。Q2-69井在3 801.00～3 948.00 m井段进行了扭力冲击器试验，平均机械钻速1.24 m/h，与同地层下部不带螺杆的常规稳斜钻具组合相比提高了82.4%。由于实钻地层原因，多次调整钻具组合中稳定器的位置进行井眼轨迹控制[10]，稳斜效果都不理想，井斜变化较大，井斜角由28.7°增至33.2°。Q2-70井在4 526.00～4 550.00 m井段进行了扭力冲击器试验，井斜角17.1°～17.8°，井斜角变化不大，方位增大，方位变化率为6.9°/30m。试验井段平均机械钻速0.79 m/h，与同地层常规螺杆钻具组合的钻速相比提高49.05%。后期无论是使用螺杆钻具组合还是扭力冲击器常规钻具组合，钻进时均没有进行定向，都是复合钻进，稳斜和控制方位效果很好。Q2-69井和Q2-70井稳斜段的提速试验结果见表4。

3.2.2 完成井总体效果

2014年，青西油田通过在定向井段应用扭力冲击器、定向PDC钻头等新工具、新技术，及对钻井液性能进行优化完善，总体提高了定向钻井速度。在青西油田完成的4口定向井：平均完钻井深4 862.00 m，比2013年采用常规技术的邻井增加136.00 m；斜井段平均长度为1 309.00 m，比2013年采用常规技术的邻井缩短3.00 m；自造斜点至斜井段完钻平均机械钻速1.24 m/h，比2013年采用常规技术的邻井提高了74.65%；平均定向工期89.79 d，比2013年采用常规技术的邻井缩短45.88%。其中，Q2-72井完钻井深4 679.00 m，斜井段长1 127.00 m，平均机械钻速1.39 m/h，定向井段工期59 d，创青西油田井深超过4 500.00 m的定向井段机械钻速最快、工期最短等多项纪录。

4 结论及建议

1) 研究的新型防斜提速技术简便易行，可以确保深井水平井直井段的井身质量，直井段井身质量合格为斜井段顺利施工奠定了坚实的基础。

2) 采用中低速大功率螺杆钻具配合PDC钻头进行定向钻进，有利于青西油田深井定向井钻井速度的提高。

3) 扭力冲击器在定向井段应用时，需要进一步考虑选择有利于井眼轨迹控制的钻具组合以达到更好的效果。

4) 在进行深井定向钻井时，应注重多项先进成熟技术的集成应用，以推动深井定向钻井技术水平的整体提升。

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[编辑 令文学]

Technology of Drilling Deep Directional Wells in Qingxi Oilfield

Ding Hong, Wang Jianyi, Li Junsheng, Nie Tao, Zhang Dongdong, Chen Gang

(DirectionalDrillingCompanyofCNPCXibuDrillingEngineeringCompanyLimited,Urumqi,Xinjiang, 830026,China)

Drilling deep directional wells in the Qingxi Oilfield have met a series of difficulties, such as well bore quality controlat vertical sections, low rate of penetration (ROP) at build section and well trajectory control, etc. In order to solve these problems, trajectory control and drilling rate improvement in deep complex section were studied. Through the analysis of regional geologic characteristics and drilling difficulties technical research and design were conducted to achieve trajectory control at inclined section and drilling rate improvement.An ROP improvement test was conducted with a torque impacter at the hold section, and the trajectory control and ROP test were adopted for mid-low speed and high-power PDM tools, combined withhigh impact and abrasion resistant five-blade PDC bits as well as high-accuracy MWD. This technique was applied in 4 directional wells and an average ROP at deviation sections increased by 74.65%. The results indicated that it met the requirement of trajectory control,while the shortest directional drilling duration was 59.00 days,directional drilling average time was 89.79 d. At the end, there was a reduction of 45.88% in the drilling time versus conventional ways. It was demonstrated that the combined technology of high-efficiency PDC bits, low-speed high-torque PDM tools, MWD and torque impacters had a better result in trajectory control and ROP improvement in deep directional drilling in Qingxi Oilfield. Based on the positive results, it is recommended that the new techniques be promoted and applied in this area.

deep well; directional drilling; wellbore trajectory; rate of penetration (ROP); Qingxi Oilfield

2015-02-10；改回日期：2015-08-12。

丁红(1971—)，女，新疆石河子人，1997年毕业于西南石油学院油气田应用化学专业，2008年获长江大学石油与天然气工程专业工程硕士学位，高级工程师，主要从事钻井工艺及技术方面的研究工作。

中国石油科技攻关项目专项课题“逆掩推覆带优快钻完井技术研究”之专题“逆掩推覆带复杂地层水平井钻完井技术研究与应用”(编号：2012E-3308)部分研究成果。

◀钻井完井▶

10.11911/syztjs.201506007

TE243

A

1001-0890(2015)06-0035-05

联系方式：(0991)7890946，dinghzc_thyt@cnpc.com.cn。