昌探1 井优化设计及钻井技术优选

孙义春，孙 莉

（1.大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆 163000；2.大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江 大庆 163000）

1 昌探1 井基本情况

昌探1 井是一口部署在松辽盆地古中央隆起带的大斜度定向井，地质目标为花岗岩淋滤型风化壳和断层破碎带。设计完钻斜深5086.90 m，垂深3906.70 m，最大井斜角81.95°，水平位移1725.10 m，水平段长1479.82 m，实际完钻井深4900.00 m。勘探钻井的目的是通过大斜度井探索裂缝发育带，寻找风化壳好储层，同时兼探上覆登娄库组及基底内的含气性。其目的层为基底、探泉头组一段、登娄库组及营城组。由于松辽盆地基底构造特征极为复杂，受多期构造运动影响，断层类型多样、组合复杂，增加了钻井设计与现场施工的难度［1］。

2 技术难点

（1）预计本井将于嫩四段中部约830 m，青二、三段上部约1620 m 各钻遇一断层，施工时要注意防止井斜、井漏等工程事故的发生。

（2）本井区邻井有多口井发生卡钻、遇阻、井漏等与地质有关的事故复杂情况。三开存在漏、喷、塌卡同存的风险，因此本井应严格控制钻井液性能并加强井口监测，降低事故复杂风险程度。

（3）营城组地层破裂压力系数最低仅1.4，地层承压能力低，防漏与防气窜矛盾突出，应从固井工艺上解决防漏防窜问题。

（4）二开葡萄花油层存在高压注水，对井控安全和钻井液密度要求更高。

（5）基底岩性复杂，处裂缝发育区，易井漏。

（6）基底岩石硬度大，可钻性差，研磨性强，钻井速度慢［2］。

（7）大斜度、高研磨性井段取心，取心难度较大。

3 钻井设计

3.1 地质情况

目的层基岩岩性以花岗岩为主，花岗岩风化壳储集空间主要为裂缝和溶蚀孔，以裂缝为主，岩心孔隙度一般在0.1%～4.8%之间。本井地质目标为花岗岩淋滤型风化壳和断层破碎带。该区邻井钻井显示花岗岩储层非均质性较强、储层发育情况尚不清楚，储层发育情况存在不确定性［3］。同时，由于本区风化壳储层相互连通性较差，因而地层压力变化会比较复杂，预测地层压力系数可能存在偏差，存在不可预见的风险。根据井区实测地层温度，基底平均地温梯度4.09 ℃/100 m，本井目的层垂深3331.5～3744.5 m，预测地层温度在136.26～153.15 ℃之间。

3.2 参考邻井分析

3.2.1邻井分析认识

本井重点参考近期施工完成的隆平1 井，以及距离较近的另一口勘探基岩定向井隆探X3 井。通过对邻井的井身结构、钻头、钻井液、钻井参数、提速工具等进行了统计分析，针对各项设计重点、难点问题，取得了多项认识，见表1（表内相关数据为2 口邻井数据的平均值）。

表1 邻井设计与施工情况统计Table 1 Design and drilling data of adjacent wells

3.2.2新技术推广应用可行性分析

针对在邻井中推广应用的钻前地质预测技术、复合钻头造斜、基岩提速钻头优选、强化钻井参数等新技术手段，结合实钻资料，进行了钻前可行性安全分析（见表2），其中，强化钻井参数存在排量过高时，循环压耗过大压漏地层，且超过泵的承受能力，造成设备损坏的风险，但可通过软件计算设定下限来保证提速效果，设定上限来保障施工安全［4］。最终，评价结果显示均为“适用本井”。因此，在昌探1井钻井设计中优选了表2 中的四项新技术进行推广应用。同时，通过集成应用邻井实钻效果好的优势技术，绘制了钻井学习曲线，指导本井施工。

表2 新技术可行性评价Table 2 New technology feasibility evaluation

3.3 工程设计

3.3.1井身结构设计

该井针对多个必封点进行了分析，确定了井身结构，见图1。

图1 昌探1 井井身结构示意Fig.1 Structure of Well Changtan-1

一开：表层套管下至300 m 四方台组稳定泥岩处，封固明水组及以上松软地层，保护水源，安装井控装置，为二开施工提供安全保障。

二开：由于本井受注水开发影响，葡萄花油层（1490～1545 m）设计泥浆密度为1.50 g/cm3，营城组破裂压力系数最低为1.40，安全窗口窄，易造成井涌、井漏，难以实现固井全过程的压力平衡，顶替效率低，甚至会出现因漏失和井控而导致固井作业失败等问题［5］。因此，将技术套管下至登二段底3374 m（营城组顶部，井斜角61.17°），封隔不同压力层系，封住葡萄花高压注水层，嫩江组、青山口组不稳定泥岩，实现储层专打。

三开：钻至设计井深。采用尾管＋尾管回接方式固井，保证井筒完整性［6］。设计悬挂器位于直井段2955 m（造斜点以上20 m）降低尾管回接施工难度。

3.3.2井眼轨道设计

本井地质目标为花岗岩淋滤型风化壳和断层破碎带，因受断层影响，两个地质目标未在同一垂线上，所以设计为一口大斜度定向井。井眼轨道从A靶点进入花岗岩体，水平段自北向南穿过第一风化壳、第二风化壳，在花岗岩体内依次设计靶点B、靶点C，在花岗岩体底面终靶点D 结束。因此，本井采用逆推设计法设计井眼轨道［7］，造斜点2975.23 m，造斜率4.5°/30 m～5°/30 m，最大井斜角81.95°，详细井眼轨道设计见表3。

表3 昌探1 井井眼轨道设计Table 3 Trajectory design of Well Changtan-1

3.3.3钻井液设计

一开采用膨润土混浆，二开采用钾盐共聚物钻井液体系、三开采用麦克巴水基钻井液体系。针对二开葡萄花油层存在高压注水，设计在进入葡萄花油层前50 m，将钻井液密度提高到1.35 g/cm3，二开钻井液密度上限为1.50 g/cm3。

3.3.4防漏堵漏设计

在地质设计基础上，结合邻井地震、井史、录井、测井、压裂等相关资料，通过裂缝/破碎带详细预测，给出了4 个易漏层段：A 段（3540～3733 m），B 段（3969～4079 m），C 段（4235～4327 m），D 段（4417～4700 m），并根据裂缝形态和发育特征，提前50 m采用针对性的随钻堵漏措施，成功防漏［8］。

由于深部地层裂缝开度分布范围广，以往模拟最小缝宽仅100 μm，无法实现全范围封堵。本井利用金属箔片在碱性条件下会发生腐蚀的特点，制作出最小缝宽仅为3 μm 的人造微裂缝，实现了地层裂缝宽度的全尺寸模拟，为防漏堵漏效果室内评价提供了手段［9］。

另外，以纤维材料、纳米材料、热塑性弹性体和吸水树脂主要材料研制的膨胀堵漏剂，粒度分布范围更广，可对裂缝形成有效封堵，抗温160 ℃，承压5 MPa，解决了常规堵漏剂反复漏失的问题［10］。

通过室内试验数据，结合现场施工经验，形成了不同漏速下的堵漏配方，制定了防漏堵漏工艺技术模板和操作规程，并根据昌探1 井裂缝预测结果，制定了针对该井的堵漏措施，实现了堵漏作业规范化。

3.3.5钻头选型

本井通过井震结合的点—线—面一体化分析研究，详细描述了昌探1 井的岩石可钻性、压力、裂缝/破碎带等参数，为钻头优选、防漏堵漏措施的制定提供理论依据［11］。

在岩石可钻性和岩性预测的基础上，绘制了不同层段钻头特征图版（刀翼、复合片尺寸等），重新又选了钻头序列，减少了钻头数量，提高了机械钻速。其中，针对Ø311.2 mm 大井眼造斜段砂砾岩互层，优选牙轮＋PDC 复合钻头有效解决牙轮钻头速度慢、PDC 钻头工具面不稳的双重矛盾［12］，提高了大井眼造斜效率，其效果与Ø215.9 mm 井眼基本相当。针对基底岩石硬度大，可钻性差，研磨性强，钻井速度慢等问题，统计了隆探X3 井及隆平1 井钻头使用情况，发现牙轮钻头效果优于PDC 和复合钻头，因此，选择采用休斯的牙轮钻头［13］。三开基岩定向段取心难度大，优选具有切削功能的取心钻头，钻头寿命和钻速。风化壳顶部碎裂岩石应重点保证收获率，花岗岩取心进尺慢，需精确确定取心井段，保证取全取准层位。设计使用SC279 取心钻头，该钻头在隆探X3 井使用效果较好，同时，为保证取全取准层位及取心收获率，每筒岩心按5 m 设计，设计取心8 筒。全井钻头优选见表4。

表4 昌探1 井钻头选型Table 4 Bit design for Well Changtan-1

3.3.6钻具组合设计

（1）造斜段钻具组合：Ø311.2 mm BIT×0.3 m＋Ø216.0 mm LZ×8.4 m（造 斜 段1.5° 自 带 螺扶）＋Ø203.0 mm MWD×13.3 m＋Ø203.0 mm NMDC×9.0 m＋Ø178.0 mm DC×54.0 m＋Ø 159.0 mm DC×54.0 m＋Ø127.0 mm HWDP×135.0 m＋Ø139.7 mm DP。

（2）造斜段＋稳斜段钻具组合：Ø215.9 mm BIT×0.3 m＋Ø172.0 mm LZ（带1 个扶正器，0.75°/1.0°）×8.4 m＋Ø214.0 mm STB×1.5 m＋Ø172.0 mm 止回阀×1.0 m＋Ø172.0 mm MWD×13.3 m＋Ø165.0 mm NMDC×9.0 m＋Ø127.0 mm HWDP×27.0 m＋Ø127.0 mm DP×1548 m＋Ø139.7 mm DP。

一开保证大钻铤用量，控制参数，保证井眼开直；二开以后，为保证井控安全，应配备齐全钻具内防喷工具；嫩四段、青二三段钻遇断层，注意加强测斜（钻具组合加2 根无磁钻铤）；二开、三开为保证强化钻井参数需求，钻杆由常规的Ø127.0 mm 优化为Ø139.7 mm；二开采用1.5°螺杆，三开采用1.0°螺杆；建议三开钻具中加入清砂接头，避免岩屑堆积形成岩屑床；斜井段建议采用水力振荡器。

3.3.7摩阻扭矩分析

本井造斜段＋稳斜段共计2006.40 m，稳斜角81.95°，通过软件模拟，其最大扭矩为18.13 kN·m，根据实际与理论差值约8 kN·m，预计最终扭矩为26 kN·m 左右，未超出允许极限。软件模拟本井上提摩阻为248.1 kN，下放摩阻为186.7 kN。

3.3.8钻井参数设计

为了大井眼造斜的顺利施工，优选钻头的同时，进行了钻井参数的强化，二开排量50～60 L/s，三开排量25～38 L/s，在保证井眼清洁的同时，发挥螺杆的功率，可有效提高钻速［14］。

3.3.9固井设计

（1）表层套管：采用插入式固井。

（2）技套套管：严格按规定通井、洗井，维护好钻井液性能，固井前做地层承压试验，根据试验结果确定最终的水泥浆密度，保证压稳，保障固井质量；采用高效冲洗隔离液，实现替净，保证固井质量［15］。

（3）生产尾管：由于本井为深层天然气井，地层承压能力低，存在漏失风险，针对天然气井井口带压等问题，如采用超低密度水泥浆一次性全封，即使采取井口加压等辅助措施，仍会发生井口带压。因此，本井采用尾管＋尾管回接方式固井，设计悬挂器位于直井段2955 m（造斜点以上20 m）降低尾管回接施工难度；采用高温防窜水泥浆体系，变排量顶替技术，保证顶替效率，提高固井质量。

3.3.10井控设计

本井为Ⅰ类井。根据本区基岩地层压力系数平均值（1.01）预计本井基岩地层压力为32.99～37.08 MPa ；根据《大庆油田井控实施细则》设计采用70 MPa 封井器组合，为满足大规模压裂需求设计采用分体式防腐套管头。

4 实钻效果

昌探1 井，完钻斜深4900.00 m，垂深3857.67 m，平均机械钻速4.20 m/h，钻井周期120.67 d，建井周期158.54 d，设计符合率93.5%。本井未出现方案设计原因导致的工程、质量事故及井控风险。将昌探1 井按照邻井的平均井深（4321.5 m）进行折算，其钻井周期为101.35 d，和邻井平均钻井周期（127.25 d）相比，钻井周期缩短了20.35%，无井口带压现象。按照70 钻机日费15 万元/天计算，本井和邻井相比，平均节约成本100 万元左右。

4.1 各开次钻速对比

昌探1 井全井使用钻头31 只（其中6 只PDC 钻头，4 只复合钻头，17 只牙轮钻头，2 只通井牙轮，2只取心钻头），累计进尺4900 m，平均钻速4.09 m/h，单只钻头进尺168.96 m，单只纯钻40.90 h。

（1）一开Ø444.5 mm 井眼进尺300 m，平均机械钻速27.27 m/h，使用PDC 钻头1 只。

（2）二 开Ø315 mm 和Ø311.2 mm 井 眼 进 尺3070 m，平均机械钻速6.26 m/h，使用PDC 钻头2只，牙轮钻头1 只，复合钻头2 只，通井牙轮1 只。

（3）三开Ø215.9 mm 井眼进尺1530 m，平均机械钻速2.26 m/h，使用复合钻头2 只，PDC 钻头3只，牙轮钻头16 只，通井牙轮1 只。

4.2 新技术推广应用效果

（1）钻前地质预测技术。本井通过钻前综合预测分析，一方面对井身结构、钻头选型、钻井参数等开展了针对性的优化设计，提高了钻井施工效率；另一方面根据裂缝形态和发育特征，成功预测了4 个易漏层段，施工时，提前50 m 采用针对性的随钻堵漏措施，降低了实钻过程中井下漏失风险，保证了施工安全。

（2）大井眼段采用复合钻头造斜。本井造斜段钻头尺寸为Ø311.2 mm，由于在大井眼造斜难度大，风险高，对泵排量及返砂情况要求也较高，因此钻进时采用了宝石SH533 复合钻头，单只平均进尺169.5 m，平均机械钻速2.29 m/h，相比牙轮钻头，进尺提高139%，钻速提高83.2%。

（3）基底引进进口牙轮钻头。本井贝克休斯牙轮应用情况较好，累计进尺757.12 m，平均机械钻速2.42 m/h，牙轮寿命稳定，单只平均纯钻34.78 h，平均单只钻头进尺84.12 m，比本井同层位使用的普通牙轮单只钻头进尺多24.28 m，机械钻速提高60.33%，实钻效果显示，该钻头对基底层花岗岩的研磨性更好。

（4）强化钻井参数。本井通过强化钻井参数，在设备允许的情况下，将二开排量提高至60 L/s，与常规参数相比，钻速提高26.4%，将三开排量提高至38 L/s，同比钻速提高74.6%。

5 结论

（1）复合钻头定向，是提高大井眼造斜效率的有效技术措施，建议继续推广应用。

（2）强化钻井参数，在保证井眼清洁的同时，充分发挥螺杆的功率，从而提高机械钻速，是深层水平井提速的关键措施。

（3）针对基底硬脆性花岗岩地层，牙轮钻头效果优于PDC 钻头和复合钻头。

（4）在地质设计基础上，通过裂缝/破碎带详细预测，并根据裂缝形态和发育特征，提前50 m 采用针对性的随钻堵漏措施，可有效降低井漏发生的几率。

（5）针对注水开发和营城组破裂压力系数低造成的窄密度窗口问题，通过优化技术套管下深，实现储层专打，保障了施工安全顺利进行。

（6）对于承压能力低的地层，采用尾管＋尾管回接方式固井，可有效防止井漏和气窜的发生，保证固井质量。