季菊香

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

1 长深10井基本情况

长深10井是部署在松辽盆地南部长岭断陷乾安洼陷带新立火山岩顶面构造高部位上的一口风险探井，原设计井深5200m，后补充设计井深至5900m，实际完钻井深5882.00m，主要目的层营城组。该井位于吉林省松原市前郭县长山镇新立屯西南4.4km。

1.1 钻井目的

（1）揭示长岭乾安洼陷地层发育情况，了解生、储、盖组合关系，落实长岭乾安洼陷油气资源。

（2）钻探深部火山岩体，建立火山岩岩相、火山岩岩性地震响应标准，为下步对长岭断陷火山岩勘探提供依据。

（3）了解新立火山岩体含油气情况。如果该火山岩体获得突破，对整个长岭北部洼陷下步勘探部署具有重要的指导意义。

1.2 井身结构

长深10井设计井身结构：一开∅660.4mm井眼、∅508mm表层套管下深100m，二开∅444.5mm井眼、∅339.7mm技术套管Ⅰ下深1400m，三开∅311.2mm井眼、∅244.5mm技术套管Ⅱ下深3300m，四开∅215.9mm井眼、∅139.7mm油层套管下深5897m。

长深10井实际井身结构：一开∅660.4mm井眼、∅508mm表层套管下深101.07m，二开∅444.5mm井眼、∅339.7mm技术套管Ⅰ下深1390.69m，三开∅311.2mm井眼、∅244.5mm技术套管Ⅱ下深3271.68m，四开∅215.9mm井眼、∅139.7mm油层套管下深5637.64m。

1.3 长深10井地质分层及岩性描述（见表1）

2 防斜打快技术应用

2.1 复合钻井技术应用

长深10井三开F311.2mm井眼采用螺杆加进口瑞德DSX713M～A3 PDC钻头复合钻井技术。复合钻井与牙轮钻进相比提速效果明显，见表2，在同层位相比机械钻速提高77%，同时钻进中扭矩较小，避免了井下复杂的发生；直螺杆加PDC钻进，小钻压高转速对控制井斜效果明显，既提高机械钻速的同时又起到降斜防斜作用，复合钻进进尺59.22m，井斜由2.55°降至2.17°；复合钻井由于井下复杂结束试验，虽复合井段不长，但钻速较快，通过长深10井F311.2mm井眼复合钻井试验，了解了长深区块地层岩性特点，并且探索了引进PDC钻头钻登娄库的经验。

2.2 气体钻井技术应用试验

长深10井进行了气体欠平衡钻井技术应用试验，试验采用钻具组合：“∅215.9mm牙轮钻头+∅178mm箭型止回阀×2个+∅178mmDC×6根+∅165mmDC×6根+∅159mmDC×9根+∅139.7（∅127）mmDP”塔式钻具组合，使用江汉生产的类型为∅215.9mmHIJ537GH及HJT617GH牙轮钻头。试验施工井段3273.00～4196.61m，层位：登娄库组，进尺923.61m，总钻时间174.4h，平均机械钻速5.30m/h。气体钻井钻头使用及进尺情况见表3。

表1 长深10井地质分层及岩性描述

表2 长深10井常规钻进与复合钻进效果对比

表3 长深10井气体欠平衡技术应用试验钻进数据

应用试验效果分析：

（1）长深10井是吉林油田第一次应用气体钻井试验，平均机械钻速5.30m/h，是常规钻井的5倍，在试验中，可以看到吉林长深区块登娄库组上部地层，出水量较小，较适于进行气体钻井，为吉林超深井提速找到了一条可行之路。

（2）长深10井气体钻井进尺923.61m，钻进周期为13.67d，同比常规钻井节省近40d，气体钻井共使用钻头3只，与设计比节省钻头5只，平均单只钻头进尺307.87m，实现了长深气田登娄库组地层单只钻头进尺的历史性突破。

（3）气体钻井试验井段3830m发现井斜达到11.92°后，控压控速钻进，直至气体钻井结束，井斜稳定在9.08°，控斜效果显著。

（4）气体钻进井段共点火5次，即达到了发现保护低压储层的目的，又进行了产层氮气钻进试验。

2.3 水包油钻井液欠平衡钻井技术应用

长深10井储层采用水包油欠平衡钻进，完钻井深5882.00m。 钻 进 井 段 4196.61～5882.00m；进 尺1685.39m，纯钻时间1504.58h，机械钻速1.12m/h，层位∶登娄库—营城组。

2.3.1 钟摆钻具降斜效果分析

气体钻井结束后井底井斜为9.08°，为满足后期施工需要及保障井身质量，水包油钻井液欠平衡钻井首只牙轮钻头使用了“F215.9mmHJT637GH牙轮钻头×0.24m+∅159mmJHF×1个+∅159mmDC×2根+∅214mmSTB×1.38m+∅159mmDC×1根+∅214mmSTB×1.38m+∅159mmSJ×4.14m+∅159mmDC×24 根+∅139.7mm（∅127mm）DP”钟摆钻具组合。从表4可以看出使用钟摆钻具组合取得了较好降斜效果，进尺100.26m，井斜由9.08°降至了8.10°，但也可以看出钟摆钻具组合使用钻压较低，机械钻速为0.73m/h，仅为水包油钻井液欠平衡施工井段平均机械钻速1.12m/h的65%。

2.3.2 光钻铤大钻压防斜打快技术应用试验

表4 长深10井钟摆钻具降斜效果数据

由于钟摆钻具机械钻速偏低，于4296.87～5259.00m井段更换了满眼钻具组合钻进，进尺962.13m，纯钻时间830.17h，机械钻速1.16m/h，井斜由8.10°降至7.71°，起到了较好的稳斜效果。后期由于裸眼段长，井眼曲率变化较大等因素，使钻井扭矩过大，于5259.00m开始进行了光钻铤大钻压防斜打快技术应用试验。

在井斜控制上，通常认为只有小钻压甚至“吊打”才能预防和纠斜效果，否则会引起更大井斜。而光钻铤大钻压防斜技术正好与此相反，在控制井斜时要求加大钻压，以便使底部钻具组合发生螺旋屈曲后而处于涡动状态，从而产生动力学防斜打快的效果[1]。

长深10井于5259.00～5882.00m进行了光钻铤大钻压防斜打快技术应用试验，钻具组合为“∅215.9mmBIT×0.24m+∅159mmJHF×1 个 +∅159mmSJ×4.14m+∅159mmDC×27根+∅139.7mm（∅127mm）DP”，使用钻进参数：钻压180kN，转数60r/min，进尺623.00m，纯钻时间537.75h，机械钻速1.16m/h，井斜由7.71°降至4.73°，起到了较好降斜效果。

从图1可以看出，在长深10井∅215.9mm井眼整个施工过程中：

（1）气体钻井井段，机械钻速较快，但井斜增大趋势明显，通过控压控速起到了一定的控制井斜效果。

（2）采取钟摆钻具组合降斜效果明显，但钻进时钻压低，机械钻速较慢。

（3）满眼钻具组合施工井段，机械钻速较快，取得了较好稳斜效果。

（4）光钻铤大钻压钻井井段，机械钻速较快，降斜效果明显。

图1 长深10井∅215.9mm井眼井斜变化曲线

3 总结与认识

（1）根据长深区块地层岩性特点，探索选型PDC钻头复合钻进，在登娄库F311.2mm井眼钻井施工能够取得较好防斜提速效果。

（2）气体钻井提速效果明显，且吉林长深区块登娄库组上部地层，出水量较小，较适于进行气体钻井。

（3）钻井深层采用钟摆钻具组合进行纠斜，效果明显，但机械钻速较慢，在条件允许情况下，应研究探讨其它纠斜措施。

（4）光钻铤大钻压防斜打快技术应用试验在本井取得了较好效果，在钻井深层纠斜时可尝试此种方法纠斜。