超深井新港1井钻井技术实践与认识

丁丽芳 周宝义 王小月 王立辉 肖成才

（大港油田石油工程研究院，天津 300280）

新港1 井是部署在新港潜山构造带的一口超深定向井，是目前大港油田实施的最深重点探井，主要目的是钻探奥陶系峰峰组、上马家沟组兼探东营组和沙河街组。该井原设计为四开井，后加深为五开井，设计井深6 700 m，实际完钻井深6 716 m，完钻层位奥陶系。本井从2 342 m 开始造斜，最大井斜角27.59°，设计井底井斜角20.26°，实际井底井斜角16.13°。设计井底闭合方位角151.84°，实际井底闭合方位角149.70°。本井2011 年1 月22 日开钻，于2012 年3 月11 日完钻，钻井周期414 d 7.3 h，平均机械钻速1.98 m/h。

1 主要钻井技术难点

新港1 井是一口定向超深探井，设计井深6 700 m。地层变化大，地质条件变化大，存在多套压力系统，东营组、沙河街组存在大套玄武岩，易垮易漏，加上地质预告的不准确，给井身结构设计带来极大困难；该井主要目的层埋藏深，地层岩性坚硬，机械钻速低；三开裸眼段长达2 380 m，上下温差大，固井质量难以保障；井底温度高，对钻井液性能要求高；造斜、稳斜段岩性复杂，井眼轨迹控制难度大。

2 井身结构优化设计

为了使井身结构设计达到科学、合理、可行的目的，尤其是技术套管，必须满足封固复杂井段、固井工艺和井控安全的要求。在初步设计阶段，确定为四开井身结构，见图1。

图1 新港1 井四开井身结构

在图1 中，技术套管1 要求封固东营组，即封固馆陶底部易漏底砾岩地层，同时封固东营组大段的泥岩，避免下部钻井出现垮塌情况。技术套管2 要求封固石炭系，为Ø215.9 mm 钻头成功钻至设计井底奠定良好的基础。四开完井采用Ø139.7 mm 套管回接Ø177.8 mm 套管方式，上部回接Ø177.8 mm 套管主要考虑到后期作业的需要，下部下Ø139.7 mm是为了在产层段固井时，环空间隙不至于太小，固井质量能得到一定程度的保证。

在实际钻进过程中，因为钻至5 894 m 仍未钻到奥陶系地层，为实现钻探奥陶系潜山的地质目的，设计更改加深至6 700 m（斜深），原设计的四开井身结构更改为五开井身结构，见图2。

图2 新港1 井五开井身结构（加深）

井身结构变更为五开，鉴于这种情况，既为了后期作业需要，也为了下部安全钻进需要，四开原设计的下部悬挂Ø139.7 mm 套管改为悬挂Ø177.8 mm套管，这样五开钻进中，可以顺利下入Ø152.4 mm 钻头钻井，完井采用悬挂Ø127 mm 尾管方式，实现目的层有效钻探。

3 超深井套管磨损问题及防护

新港1 井三开裸眼段长，地层可钻性差，钻井周期长，钻进过程中钻杆对Ø339.7 mm 套管产生严重磨损。在钻井过程中，套管磨损的形式主要有：黏附磨损、磨粒磨损和犁沟状磨损。是钻柱（主要是钻杆接头）、钻井液、套管在井内作用的结果，它与钻杆接头的材质和表面处理，井眼尺寸和轨迹（狗腿严重度）、钻井液性能、套管材料以及钻柱旋转速度和钻进时间密切相关，套管磨损的计算公式为

式中，V 为套管磨损体积，m3；E 为磨损效率，无量纲；H 为布氏硬度，Pa；K为滑动摩擦系数，无量纲；L 为滑动距离，m；F 为侧向力，N。

式（1）中E 与套管钢级、钻井液类型有关，常用套管E/H 值见表1。

表1 常用套管E/H 值 10–12Pa–1

利用WELLPIAN 软件求得本井钻具产生的侧向力，如图3，将计算结果带入式（1），求取磨损体积。

图3 新港1 井三开钻进侧向力图

式（1）中F、L 计算如下

式中，F 为30.48 m 井段内侧向力，N；T 为下部钻具拉力，N；a 为30.48 m 井段内井眼曲率，（°）；D 为 钻杆接头外径，m；n 为旋转圈数，r/min。

把式（2）、（3）带入式（1），可得

计算出的磨损量分布于30.48 m 长度套管内。由此得出单位长度内磨损体积，即磨损面积S 计算公式如下

套管经过钻杆长期偏磨后将会形成月牙形。假设套管内截面圆圆点为O，其半径为R，对应圆心角θ；O1为钻杆接头外截面圆圆点，其半径为r，对应圆心角θ1，设e 为最大磨损厚度，计算方法如下

又

即

利用上述方法可以预测套管磨损壁厚，如图4。

图4 新港1 井预测磨损壁厚示意图

预测结果表明，在造斜井段井深2 304.09～2 587.2 m 处套管磨损严重，2 304.09 m 处12.19 mm 壁厚套管的剩余壁厚仅为6.96 mm。 鉴于预测本井钻进过程中技术套管磨损严重，实钻过程中采用减阻防磨套对套管进行保护。减阻防磨套主要由钻杆公扣端、钻杆、卡箍、铰链切面、卡箍螺栓、低阻惰性面、胶筒插销等部分组成，见图5。

图5 非旋转保护套示意图

减阻防磨套特点：（1）减震防磨，降低摩阻，保护和防止钻杆和套管的磨损；（2）保护套采用特殊高分子材料， 具有良好耐磨性、耐水性、耐霉菌性，耐酸、碱、油等，回弹性好，力学性能优良，适用于各种钻井液类型；（3）卡箍采用特殊铝合金，质量轻，强度大；（4）耐温150 ℃；（5）结构简单，使用方便，拆卸容易。

本井减阻防磨套从井深3 850 m 开始入井使用，至5 720 m 采用兰德公司S-550、HT-550 型减阻防磨套，累计入井使用111 d，完成进尺1 636 m。使用过程中，没有产生附加摩阻，循环泵压没有上升，扭矩相对降低。期间起下钻具及最终拆卸后，每套减阻防磨套经检查完好无损，无脱落，无位移，临近钻杆接头外径无磨损，起到了保护套管和钻杆的作用。

4 抗高温钻井液体系的应用

钻井液技术在任何类型的深井钻井施工中始终是核心问题之一。

首先，在高温条件下，普通钻井液中的组分易发生降解、发酵、增稠及失效等变化，从而使钻井液性能发生剧变，并且不易调整和控制，严重时将导致钻井作业无法正常进行。

其次，由于深井和超深井在客观条件上的特殊性，保证钻井液体系的稳定性成为核心技术。从常规钻井液使用经验看，在深井高温状态下，造浆材料的性质、用量对体系稳定性的影响更大。

第三，除温度问题外，为了抑制地层坍塌，施工时需要使用较高密度的钻井液，这种情况会导致井底压持效应高，不仅严重影响机械钻速，而且更困难的是高密度体系的维护问题。

在钻井液抗温抗压研究方面，目前国内最成熟的技术是深井、超深井聚磺钻井液体系。该体系兼有聚合物钻井液和三磺钻井液的优点，既有很强的抑制性，又改善了高温高压条件下钻井液性能。

4.1 钻井液技术难点

本井是一口风险探井，由于该地区地层较复杂，岩性混乱，特殊岩性多，设计不准确，大井眼井段达到5 700 m，技术难点如下。

（1）高温。三开井底温度高达180 ℃，到五开完井井底温度达220 ℃，钻井液高温稳定性和高温高压条件下的抑制防塌性能面临挑战。

（2）携岩洗井能力。携带岩屑洗井是本口井的重点和难点问题，一、二、三开都是大井眼，井深达5 700 m，在环空返速和钻井设备受限的情况下，初期采用低黏高切钻井液，后期考虑到高温减稠采用高黏高切（60～70 s）钻井液，通过采取不定期过稠塞、打封闭配合工程短起下、变换排量等措施解决了携砂问题，未出现井下复杂情况。

（3）抑制防塌能力。该井从馆陶组至中生界有大段玄武岩及砾石，二叠系至石炭系为碳质泥岩和煤层，为了预防井壁垮塌，在钻井液性能方面保持较高的黏切，严格控制中压失水小于4 mL，高温高压失水小于12 mL，加大抗高温防塌材料投入，现场根据实际情况逐步提高钻井液密度等措施有效抑制井壁垮塌。在加大抗高温材料投入的同时，不断补充优质预水化膨润土浆。

（4）防漏。在沙一段玄武岩层段（预计斜深3 385～4 056 m）、沙一段底断层（斜深4 822 m）、沙三段底断层（斜深5 405 m）、石炭系、奥陶系顶，注意防止井漏。

（5）H2S 侵。在奥陶系可能存在H2S 气体。

4.2 钻井液使用情况

一开：0～1 502 m（Ø660.4 mm 井眼）。技术难点： 大井眼抑制造浆携岩洗井。采用聚合物钻井液，配方：4%～6%膨润土浆+ 0.2% ～0.4%CMC + 0.5%～0.8%NH4-HPAN + 1%～1.5% HFT-201 + 1%～1.5%低荧光SAS + 0.3%～0.5%KPAM+片碱。应用情况：钻进过程中通过及时调整钻井液黏切、提高排量、定期短起下钻等工程措施确保井眼清洁，提高钻井液悬浮携砂能力，强化固控设备使用安全，确保入井钻井液清洁。根据短起下钻情况，通过采取过稠塞措施，保证井眼清洁畅通以及井下施工安全。

二开：1 502～3 354 m（Ø444.5 mm 井眼）。技术难点：大井眼抑制造浆、携岩洗井、玄武岩防塌卡。采用淡水聚磺强抑制钻井液，配方：0.3%BZBBJ+2%～3%BZ-YZJ + 2% 高温降滤失剂SD-101 + 1%高温降滤失剂SD-202 + 2%高温防塌封堵剂BZ-YFT + 2%～3% FRT-I + 2% NH4-HPAN。应用情况：明化镇井段造浆快，井眼大，进尺快，钻井液消耗量大，钻进中定期补充BZ-BBJ 和NH4-HPAN 胶液，确保其有效含量，控制地层造浆。 2 120～2 224 m 馆陶底为较纯砾岩中间夹黑色玄武岩，2 228～2 398 m、2 572～2 602 m 东营组大段黑色玄武岩，为了防止玄武岩垮塌，稳定井壁，提高大井眼携砂能力，黏度提至60 s 左右，密度逐步提高至1.30 g/cm3。

三开：3 354～5 720 m（Ø311.1 mm 井眼）。技术难点：携岩洗井、润滑防卡、抗高温防塌。采用淡水聚磺强抑制钻井液，配方：0.1%BZ-BBJ + 2%～3%BZ-YZJ + 6%高温降滤失剂SD-101 + 6%高温降滤失剂SD-202 + 4%高温防塌封堵剂BZ-YFT + 2%～3%FRT。应用情况：淡水聚磺强抑制钻井液体系使用BZ-BBJ 胶液稀释，降低固相含量和劣质土含量，套管内循环加入BZ-YFT、SD101、SD202，提高钻井液密度至1.35 g/cm3，黏度控制在55～60 s，中压滤失量小于3.5 mL。

四开：5 720～6 450 m（Ø215.9 mm 井眼）。技术难点：携岩洗井、润滑防塌卡、高温稳定性。采用淡水聚磺强抑制钻井液，配方：0.1%BZ-BBJ + 2%～3%BZ-YZJ + 6%高温降滤失剂SD-101 + 6%高温降滤失剂SD-202 + 4%高温防塌封堵剂BZYFT + 2%～3%FRT。应用情况：钻进过程中补充SD-101、SD-201、磺化沥青、抗盐降滤剂、SD-YFT胶液，控制滤失量小于4 mL，HTHP 失水（180 ℃）控制在12 mL 以内，黏度在60～75 s 之间，含砂小于0.3%，为了稳定井壁，将钻井液密度由1.25 g/cm3逐步提高到1.45 g/cm3，并加大沥青和降失水材料的投入。

五开：6 450～6 716 m（Ø152.4 mm 井眼）。技术难点：携岩洗井、井壁稳定、润滑防卡、防漏。采用淡水聚磺强抑制钻井液，配方：0.3%BZ-BBJ + 2%～3%BZ-YZJ + 6%高温降滤失剂SD-101 + 6%高温降滤失剂SD-202 + 4%高温防塌封堵剂BZYFT + 2%～3%FRT + 碱式碳酸锌。应用情况：补充SD-101、SD-201、磺化沥青、BZ-BBJ 等大分子抗高温防塌胶液，增强钻井液抗高温抑制防塌能力，至6 458 m 煤层后，井口返出大量煤层掉块，为了稳定井壁，钻井液密度由1.30 g/cm3逐步提高到1.40 g/cm3，适当提高黏切，黏度控制在60～70 s 之间，有效抑制了煤层的掉块现象出现。

5 井眼轨迹控制技术

三开3 354～5 720 m 井段，设计井斜角为24.55°，方位角151.84°，段长为2 366 m，稳斜井段较长，井眼轨迹控制是该井的重点之一，也是该井工程技术难点。由于该井地层复杂多变，大直径钻头深部钻进，岩石可钻性差，钻时长，给滑动钻进带来很大困难。为了控制好井身质量，采取如下措施进行井眼轨迹控制。

（1）井下工具。采用耐温180 ℃的威德福导向马达，解决了井下高温难题。设计中三开稳斜段采用MWD，实际施工上部采用MWD，钻至约4 435 m，井斜角增至27.57°，为保证井眼轨迹不至于偏离靶点，下部采用LWD 继续钻进。

（2）钻进方式。上部井段尽量采取导向钻具组合，既可以加快钻井速度又可以及时对轨迹进行调整，确保中靶。5 000 m 以下井段在确保中靶的基础上，为了防止掉块卡钻、便于堵漏、避免PDC 钻头先期损坏，尽量采用常规钻具组合。

（3）测斜方式。下入常规稳斜钻具时必须带随钻测斜仪器，及时发现常规钻具的轨迹规律。

为保证准确中靶，在四开钻井施工过程中，采用了钟摆钻具组合，换用不同尺寸的欠尺寸稳定器进行降斜，选择好欠尺寸稳定器的外径尺寸与安放位置，钻至6 450 m，将井斜角降至20.26°，成功控制住了井眼轨迹的急剧变化。

6 抗高温固井水泥浆体系的优选

高温高压对注水泥施工影响很大，在高温高压条件下，水泥浆流动性能变差，流动阻力增加，稠化时间变短，凝固时间变短，顶替泵压较高，安全作业时间变短，增加了施工难度。

该井在生产尾管固井设计过程中优选了一套抗高温水泥浆体系：四川嘉华G 级+水+微硅+硅粉+BXF-200L 降失水剂+BXR-300L 高温缓凝剂+G603 消泡剂+CF40S 分散剂+BCT-800L 胶乳+D50 抑泡剂+BCS-020S 防腐剂。在该体系中采用了新型固井降失水剂BXF-200L，这种共聚物具有很好的抗高温性能，加量增加也不会增加水泥浆稠度；高温缓凝剂BXR-300L 在井底循环温度超过120 ℃情况下使用能保证水泥浆有足够的凝固时间。该体系加入了一定百分比的硅粉，较好地改善了固井水泥石的耐高温强度。

Ø177.8 mm 生产尾管1 下入深度5 566.4～6 446.23 m，水泥浆配方：四川嘉华G 级+水+硅粉+BXF-200L 降失水剂+BXR-300L 高温缓凝剂+G603 消泡剂+ GF-1 分散剂+BCT-800L 胶乳+D50 抑泡剂。固井后固井质量为合格。Ø127 mm 生产尾管2 下入深度6 242.47～6 714.69 m，水泥浆配方：四川嘉华G级+水+硅粉+BXF-200 L 降失水剂+BXR-300 L高温缓凝剂+G603 消泡剂+ GF-1 分散剂。固井后固井质量合格。

7 结论与认识

优化后的井身结构能满足井控细则和安全钻井、固井工艺要求，减阻防磨套起到了保护套管和钻杆的作用；为满足该井高温、强抑制和对测井无干扰的需要，开发出了淡水聚磺强抑制钻井液体系，解决了地层易坍塌问题，体系中提前加入防漏材料，有效封堵了砂岩地层孔隙；新型高温固井水泥浆保证了生产尾管的固井质量；建议今后在该区块超深井钻井中，进一步优选与地层匹配的PDC 钻头并对钻井参数进行优化设计，以期获得单只钻头较高的机械钻速和更多的钻井进尺。

［1］ 张发展.复杂钻井工艺技术［M］.北京：石油工业出版社，2006-05.

［2］ 鄢捷年.钻井液工艺学［M］.东营：石油大学出版社，2001-05.

［3］ 《钻井工程》编写组.钻井手册（甲方）上册［M］.北京：石油工业出版社，1990：328-330.

［4］ 于会援，张来斌，樊见春.深井超深井中套管磨损机理及实验研究发展综述［J］.石油矿场机械，2006，35（4）：4-7.