崖城13－1气田高温大位移井硬地层螺杆钻井技术与实践

齐美胜，曾胡勇

（中海油田服务股份有限公司钻井研究院，广东湛江524057）

随着海洋油气田勘探开发的不断发展，海洋钻井井深不断增加，海上平台进行大位移定向钻进日益频繁。在大位移定向钻井作业中，可能遇到地质因素导致钻进困难以及井眼轨迹难以控制的问题。有效控制井身质量、保证地质中靶要求是钻井工程施工的关键。本文以崖城13－1－A16井为例，从克服高温措施、大位移井风险控制以及井眼轨迹控制等方面讨论螺杆钻具在高温大位移井硬地层定向钻进中的应用，为以后的钻井施工作业提供参考与借鉴。

1 崖城13－1－A16井钻井情况

崖城13－1－A16井为崖城13－1气田的一口大位移超深井，该井完钻井深为6 348．00m，垂深3 823．78 m，水平位移4 638．18 m。井身结构见图1。崖城13－1－A16井钻进至5 485 m开始进入梅山组地层，其主要岩性为灰色粉砂质泥岩与浅灰色泥质粉砂岩互层，底部岩性为浅灰色灰质粉砂岩及灰质泥岩，灰质胶结致密，灰质含量最高达45%，梅山组地层强度大，可钻性差。

该井在12 1／4″井段使用旋转导向工具稳斜钻进至5 490 m时，开始出现降斜趋势，井斜连续下降12．11°，并且难以保证地质中靶要求。根据前期井史资料，崖城13－1－A8、A9、A15井钻进至梅山组地层，均出现降斜情况，旋转导向钻具钻进降斜井段100 m左右，降斜幅度3°～5°。根据现场实际钻进降斜情况，现场采用1．15°单弯螺杆钻具进行大位移井硬地层定向造斜钻进。

使用螺杆钻具进行大位移井硬地层定向钻进存在以下几方面技术难点：

（1）地层强降斜趋势严重，井斜下降严重，后续井眼轨迹控制难度大；

（2）本井属于大位移井，裸眼摩阻大，螺杆钻具滑动钻进容易出现粘卡等复杂情况，井下风险高；

（3）地温梯度高达4℃／100 m，地层温度高，对工具耐高温性要求高；

（4）地层强度大，可钻性差，机械钻速低，钻头选型困难。

2 螺杆钻具大位移井定向钻进技术

2．1 高温控制措施

预测崖城13－1－A16井12 1／4″井段井底循环温度125℃，实际钻进至5 658 m，井底循环温度122℃。针对本井地层高温情况，选择威德福9 5／8″耐高温螺杆钻具（型号：LE6750－ML，弯角1．15°），最高耐温可达150℃。此外，根据实际情况，下钻过程中采取循环降温措施：下钻至4 500 m灌满钻井液后，开大排量循环，观察循环温度以及MWD工具信号，之后每500 m灌满钻井液后采取循环降温措施。经过分段循环降温，螺杆钻具下钻到底，井底循环温度下降至107℃，起到了很好的降温效果。

2．2 大位移井定向钻进风险控制措施

崖城13－1－A16井属于大位移井，12 1／4″井段井深6 161 m，其中裸眼段长达3 836．6 m，这容易造成裸眼摩阻大，螺杆钻具滑动钻进粘卡风险高，对钻具优化、钻井液润滑性能、螺杆钻具钻进精细化操作以及井眼轨迹控制都提出了更高的要求。为此，现场提出以下对策及风险控制措施。

2．2．1 优化螺杆钻具组合

优化螺杆钻具组合，去掉所有扶正器，减小钻具刚性，利于降低摩阻及钻进扭矩；震击器以下添加1根带挠性的8″无磁加重钻杆及3根5 7／8″加重钻杆，便于提高螺杆钻具滑动钻进增斜效果；采用钻具倒装模式，将5 7／8″加重钻杆放置于1 050～1 300 m井斜30°井段，利于钻压有效传递。

钻具组合为：12 1／4″牙轮钻头（GF15BVCPS）＋9 5／8″马达（1．15°）＋8″无磁钻铤1根＋8 1／4″IDS＋8 1／4″HEL ＋8″NMHWDP1 根 ＋ 配 合 接 头（631XT57 Box）＋5 7／8″HWDP 3 根 ＋ 配 合 接 头（XT57 Pin630）＋8″液压震击器（带挠性接头）＋配合接头（631XT57 Box）＋5 7／8″HWDP2根＋5 7／8″DP468根＋5 7／8″HWDP21根（距井口1 059 m）＋5 7／8″DP。

2．2．2 起下钻划眼并进行摩阻测试

旋转导向钻具倒划眼起钻至4 600 m，循环干净，进行摩阻测试：上提悬重200 t，下放悬重105 t，空转扭矩为28 000 lb·ft，经过计算，裸眼摩阻系数为0．25。

螺杆钻具下钻过程中，每500 m进行上提下放并进行摩阻测试，计算螺杆钻具裸眼摩阻系数为0．22，预测井底上提悬重为220 t，下放悬重130 t。为了降低螺杆钻具钻进摩阻，确保上部井段通畅，下钻至5 250 m，直接划眼下钻至井底，测试上提下放悬重：5 680 m 上提悬重216 t，下放悬重129 t，与预测情况基本一致，见图2。

图2 螺杆钻具下钻摩阻测试记录曲线

2．2．3 钻井液润滑性能调整

为了降低螺杆钻具摩阻，旋转导向钻具起钻之前充分调整钻井液性能，同时使用3台离心机，充分降低钻井液有害固相含量，循环过程中均匀加入质量分数0．5%磺化沥青，提高钻井液润滑性。

螺杆钻具划眼下钻过程中继续加入石墨，并缓慢补充磺化沥青胶液，下钻到底，实测井底裸眼摩阻系数0．22，较旋转导向钻具摩阻系数降低了0．03。这充分说明优化钻具组合以及提高钻井液润滑性能，有效降低了裸眼摩阻，为螺杆钻具安全钻进奠定了基础。

2．2．4 大位移井滑动钻进防粘卡措施

由于梅山组底部地层含浅灰色灰质粉砂岩及灰质泥岩，灰质胶结致密，局部灰质含量高，地层抗压强度为10 000～15 000 psi，地层太硬，井眼较深，螺杆钻具滑动摩阻大，钻具粘卡风险非常大。

针对钻具粘卡风险，现场螺杆钻具滑动钻进过程中，采取以下防止粘卡措施：

（1）井眼较深，钻具压缩量大，根据现场实钻情况，结合悬重及马达压降变化判断井底钻具是否活动，滑动钻进过程中钻压35～40 t（未减去摩阻），钻具压缩量约3．5～4．0m；

（2）实际滑动钻进3～4 m或者悬重释放太多无压降，应该及时上提活动钻具，保证钻具井下安全；

（3）如果上提钻具憋泵，应立即停泵并上提钻具至旋转钻进井段，再尝试缓慢开泵至正常排量进行划眼；

（4）钻进过程中接立柱前必须拆甩1个单根，再打单根，确保有1个单根活动余量；

（5）螺杆钻具钻进过程中，缓慢向活动池补充磺化沥青胶液，并且持续缓慢加入石墨，维持钻井液体系润滑性能。

2．3 井眼轨迹控制

崖城13－1－A16井水平位移大，地质中靶要求高，根据定向井工程设计，12 1／4″井段钻进至5 842．76 m 开始进入第二造斜段，造斜率1．5°／30 m。根据目前降斜情况，井斜连续下降12．11°，实际井眼轨迹处于设计线下8．63 m，线右17．59 m，如果要满足地质中靶要求，后续作业必须以1．8°／30 m以上造斜率连续造斜至中一靶，因此，井眼轨迹控制难度大。

由于井眼较深，裸眼段较长，扭矩传递时间长，因此，必须耐心寻找反扭角与工具面变化规律，仔细调整工具面；在滑动钻进过程中，必须时刻注意钻进参数及工具面变化，跟紧钻压，提高马达压降，保持工具面稳定，确保螺杆钻具滑动钻进进尺有效。

通过实际测量滑动钻进及旋转钻进井斜方位变化，滑动钻进增斜效果为5°／30 m，旋转钻进增斜率为2°／30 m，说明减小下部钻具刚性，可以提高螺杆钻具在硬地层造斜能力，有利于大位移井造斜钻进，能够有效控制井眼轨迹。现场按照滑动钻进4 m，旋转钻进6～8 m的方式复合钻进，平均狗腿度为（3．0°～3．5°）／30 m，完全满足井眼轨迹控制要求，见表1。

表1 螺杆钻具钻进测斜数据

根据目前实钻井眼轨迹数据，预测井底5 807 m，井底井斜60°，进行后续井眼轨迹跟踪，下一趟钻以0．91°／30 m 造斜率增斜钻进至6 148 m，可以保证中一靶靶心。考虑螺杆钻具与旋转导向钻具钻井时效差别，起钻更换旋转导向钻具，顺利完成后续钻井作业。

3 结论与建议

（1）采取下钻循环降温措施，能够有效降低井底循环温度。

（2）优化螺杆钻具组合，减小下部钻具刚性，有利于降低裸眼摩阻及钻进扭矩，同时也有利于提高螺杆钻具在硬地层的造斜能力，有利于大位移井硬地层井眼轨迹控制。

（3）降低钻井液有害固相，提高钻井液润滑性能，钻进期间维持钻井液润滑性，可以有效降低滑动摩阻，减小粘卡风险。

（4）井眼较深、裸眼段较长，钻具压缩量达3．5～4 m，因此每滑动钻进3～4 m应及时上提活动钻具，保证井下钻具安全，钻进过程中必须保证有1个单根活动余量。

（5）考虑梅山组地层强降斜风险，建议以后定向井设计中尽量避免将梅山组设计为造斜井段，以免为井眼轨迹控制以及地质中靶要求增加难度。

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