超深探井荔參1井鉆井關鍵技術

史配銘，劉召友，榮芳，武宏超，米博超，念富龍

中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司（陜西 西安 710018）

荔參1 井位于陜西省大荔縣羌白鎮羌東村,地處渭河黃土平原區,屬于渭河盆地固市凹陷構造，該凹陷位于渭河盆地的中西部，南深北淺、南斷北超，其中心在固市一帶，由此得名。固市凹陷中部張家坡組中烴源巖厚度較大，古近系新統藍田-灞河組及中新統高陵群地熱水中伴生煤系烴源天然氣，該區塊新生界、古生界發育多套成藏組合，有利于天然氣的富集成藏，具有較好的勘探前景，為此在渭河盆地固市凹陷北部斜坡上部署荔參1 井，主要勘探目的是了解固市凹陷地層發育情況，探明古近系漸新統煤系烴源巖發育及兼探上新統淺層生物氣資源及伴生氦氣資源。該井設計井深6 390 m，順利鉆至井深6 390 m，進入古生界1 400 m，紅河組700 m，未鉆穿古近系。為進一步探索固市凹陷下部地層巖性、烴源巖發育情況、了解新生界地層分布及含油氣情況，決定加深鉆井至井深6 535 m，進前新生界（寒武系）80 m 完鉆。鉆井過程中存在儲層埋藏深、預測地層壓力高、井身質量難控制、泥巖段長、井壁易垮塌、井溫高、常規取心工具易損壞、鉆井液性能維護處理難度大等技術難點，通過優選高效鉆頭，優化深井段鉆具組合，采用鉆井關鍵技術，確保了該井快速高效順利施工，圓滿完成了鉆探任務，首創長慶油田在鄂爾多斯盆地勘探區域最深井記錄。

1 地質情況及井身結構優化設計

1.1 地質情況

荔參1井自上而下鉆遇第四系秦川群、三門組，新近系張家坡組（以上為湖相地層）、藍田灞河組、高陵群，古近系甘河組、白鹿塬組、紅河組，寒武系徐莊組。其中第四系地層巖性松散，固結程度低、易垮塌，易發生卡鉆及漏失；新近系、古近系各層存在泥巖段，井筒易縮徑、易坍塌引起卡鉆，張家坡組、藍田灞河組存在油氣顯示，需做好一次井控工作。

1.2 井身結構優化設計

為防止巖性松散、膠結程度低的第四系地層漏失坍塌，根據地層故障提示，將井身結構優化設計為導管+三開井身結構[1-3]，具體井身結構如下。

導管：采用Φ660 mm 鉆頭鉆至井深60 m，Φ508 mm 導管下至井深60 m，封第四系上部欠壓實黏土層，實鉆過程采用低密度（1.02 g/cm3）膨潤土鉆井液，采用小排量（40 L/s），低轉速（45 r/min）鉆進，未發生井漏。

一開：采用Φ444.5 mm 鉆頭鉆至井深909 m，進入張家坡組粉砂質泥巖30 m，下Φ339.7 mm 套管至908.89 m 封隔三門組淺水層，為二開井控安全做好準備。

二開：采用Φ311.1 mm 鉆頭鉆至井深4 005 m，Φ244.5 mm 套管下至井深4 001.7 m，封隔張家坡組藍田灞河組淺褐、灰色泥巖易塌地層，為三開探索古近系和前新生界地層、烴源巖發育創造條件。

三開：采用Φ215.9 mm 鉆頭鉆至井深6 535 m，采用懸掛Φ177.8 mm 套管固井+裸眼方式完井，Φ177.8 mm套管下至井深6 387.65 m，封隔紅河組深褐色泥巖段。

2 鉆井技術難點

1）儲層埋藏深。根據平1 井地震反射結構推測，結合荔參1井隨鉆地層分析，下古生界寒武系實為古近系紅河組，以致古近系厚度比原地質設計增厚，經隨鉆分析重新標定地震層位后，預測古近系底界埋深6 310 m。

2）地層壓力高。根據鄰區鄂爾多斯盆地渭北隆起上淳探1 井地層壓力資料進行推測，預測地層壓力系數為0.8～1.0，本井新近系張家坡組地層壓力約為8.5～20.0 MPa，藍田-灞河組地層壓力約為20.0～25.5 MPa，古近系地層壓力約為36～45 MPa，寒武系地層壓力約為45～47 MPa，寒武系實際鉆井液密度1.27 g/cm3，測算井底壓力為81.52 MPa。

3）鉆頭優選困難。白鹿塬組、紅河組存在淺灰色細砂巖、淺灰色泥質粉砂巖，地層巖性膠結致密，石英含量高達70%～80%，可鉆性差，單只鉆頭進尺少，機械鉆速低，鉆頭優選難度大。

4）井身質量控制困難。上部湖相沉積地層，特別是張家坡組、藍田灞河組、高陵群組，地層傾角大，泥巖砂巖交替，軟硬交錯，易發生井斜、位移超標，大尺寸井眼井斜控制和糾斜難度大。張家坡組—白鹿塬組地層傾角最大達到15°，紅河組—徐莊組地層傾角均達到10°以上，井斜、位移易超標，井身質量控制難度大。

5）井壁易垮塌。湖相沉積地層，張家坡組中上部淺綠灰色泥巖夾粉砂質泥巖，局部夾泥質灰巖條帶；下部大段淺褐、灰色泥巖，特別是甘河組發育大段褐色泥巖，夾碳質頁巖及煤線，垮塌嚴重，形成大肚子，其中Φ311.2 mm 井眼，電測出最大井徑414.8 mm,平均井徑擴大率超過15%。

6）井溫高，現場配套井下工具、井控設備易失效，鉆井液性能維護難度大。該井完鉆電測地層最高溫度達到214 ℃，地面返出口鉆井液溫度96 ℃，常規動力鉆具（120 ℃）易發生高溫脫膠損壞；MWD儀器（耐溫125 ℃）、APS 儀器（耐溫150 ℃）無法正常工作，川7-4取心工具因高溫導致懸掛軸承損壞，常規井控設備橡膠件抗高溫94 ℃，長時間高溫鉆井液接觸橡膠件易老化失效，高溫下鉆井液易稠化、固化，導致井下卡鉆事故。

3 鉆井關鍵技術

荔參1 井在實鉆過程中通過優化技術方案，優選工具，應用鉆井關鍵技術和加強現場技術管理，順利完成了該井鉆探任務，取得了顯著效果。該井完鉆井深6 535 m，鉆井周期185.67 d，平均機械鉆速4.58 m/h，分段取心7 次，取心進尺34.5 m，收獲率99.7%，全井最大井斜角為4.4°，井底位移53 m，井身質量、固井質量均合格。

3.1 提速工具優選

1）高效PDC 鉆頭優選[4]。根據設計地層巖性描述及分析，分井段優選攻擊性強、抗研磨性強高效PDC 鉆頭：一開軟地層優選具有雙排齒、雙圓弧強攻擊性輪廓線、螺旋刀翼設計的六刀翼直徑16 mm進口復合片鋼體鉆頭，單只鉆頭進尺909 m。二開張家坡組以上地層優選應用六刀翼直徑19 mm進口復合片，15°傾角布齒，單排齒螺旋保徑，倒劃眼設計鋼體鉆頭，增強鉆頭攻擊性，提升上部軟地層機械鉆速，單只鉆頭最高進尺1 324 m,機械鉆速達到8.89 m/h。三開藍田灞河組至甘河組采用五刀翼直徑16 mm進口復合片，雙排齒、雙圓弧強攻擊性輪廓線、螺旋刀翼設計，有效防止鉆遇軟硬非均質地層造成PDC 鉆頭崩片損壞,單只鉆頭最高進尺594 m,機械鉆速3.71 m/h；針對白鹿塬組至紅河組井溫高、地層研磨性強，采用耐磨性高、熱穩定性強的直徑16 mm 進口復合片，五刀翼雙排齒、雙圓弧輪廓線、深排屑槽、優化噴嘴設計的胎體PDC 鉆頭，單只鉆頭井進尺292 m,機械鉆速2.06 m/h。

2）高效取心鉆頭優選。張家坡組為淺紅色極軟泥巖，采用FQ476-28 型號取心鉆頭取心時易發生泥包鉆頭，優選TRQ202 型號的天然金剛石取心鉆頭，取心進尺6 m，機械鉆速0.86 m/h；白鹿塬組、紅河組淺灰色細砂巖石英含量占80%，研磨性強，優選使用CQP768、CQT508 型號的天然金剛石取心鉆頭，取心機械鉆速0.82 m/h。

3）抗高溫工具優選。三開采用耐溫180 ℃的立林螺桿，解決了井下高溫動力鉆具失效難題；應用外筒壁厚、強度高，內筒耐高溫、耐腐蝕的抗高溫高壓川7-5 取心筒，大大提高了取心效果；施工中一開、二開采用耐溫120 ℃MWD 測斜儀器，三開應用美國進口耐高溫150 ℃APS 隨鉆測斜儀器，進行井眼軌跡監控；為確保井控設備性能完好，將橡膠件耐溫94 ℃的防噴器組更換為耐高溫120 ℃的防噴器組。

3.2 鉆井關鍵技術優選

3.2.1 “PDC鉆頭+螺桿”復合鉆井技術

根據鉆速方程可知，除提高鉆壓以外，通過提高鉆頭轉速也能提高機械能量，因此，分井段選用不同扭矩的1.25°單彎螺桿，匹配高效PDC 鉆頭復合鉆進[5-7]，以達到快速鉆井的目的。一開采用7LZ24 4.5×7Y 五級高速螺桿+Φ444.5 mm 六刀翼直徑16 mm復合片PDC鉆頭（型號KS1662DGRS），單只鉆頭進尺909 m，機械鉆速28.41 m/h；二開采用7LZ228×7Y 五級高速螺桿+Φ311.2 mm 五刀翼直徑16 mm復合片（型號KS1652DGR）、六刀翼直徑19 mm 復合片PDC 鉆頭（型號KS1962ADGR），鉆至井深4 005 m，進尺3 089.5 m，平均機械鉆速10.23 m/h；三開采用7LZ172×7Y 四級低速大扭矩螺桿+Φ215.9 mm五刀翼直徑19 mm 復合片PDC 鉆頭（型號KS1653DGR）,鉆至井深6 100 m，進尺2 081 m,平均機械鉆速2.8 m/h，應用復合鉆井技術，平均機械鉆速達到5.41 m/h，較常規鉆井技術（鄰井平1 井）機械鉆速提高91.1%。

3.2.2 軌跡控制鉆井技術

由于地層傾角大，受到地層自然增斜影響，該井在井深4 452 m，最大井斜4.4°，最大位移68 m，采用常規鐘擺和滿眼鉆具組合進行防斜，受到鉆壓影響，機械鉆速嚴重下降，因此本井采用單彎螺桿雙穩糾斜鉆具組合及直螺桿鐘擺降斜鉆具組合，達到控制軌跡及提高鉆井速度的目的。

1）單彎螺桿雙穩糾斜鉆具組合應用。利用預彎曲動力學快打鉆具組合防斜技術原理[8]及雙穩定器鉆具組合力學特性，通過優化單彎螺桿穩定器尺寸較上穩定器尺寸小2～3 mm，形成單彎螺桿雙穩糾斜鉆具組合，不僅防斜提高機械鉆速，而且配合MWD隨鉆測量，隨時監測井斜、方位變化，隨時進行定向糾斜處理，大大提高鉆井速度。

一 開（0～909 m）：采 用Φ444.5 mmPDC+5LZ244.5×1.25°（Φ435 mm 扶正器）+Φ438 mm 扶正器+Φ228 mmMWD+Φ228 mm 無 磁 鉆 鋌+Φ228 mmDC×2根+Φ203 mm普通鉆鋌×6根+Φ178 mm普通鉆鋌×8 根+Φ139.7 mm 加重鉆桿×15 柱+Φ139.7 mm 鉆桿，螺桿扶正器較上扶正器外徑小3 mm,表層完鉆最大井斜0.7°，井底位移9.7 m，機械鉆速28.41 m/h，防斜效果好。

二開（909～4 005 m）：采用Φ311.2 mmPDC+5LZ228×1.25°（Φ306 mm 扶正器）+Φ308 mm 扶正器+630×631 回壓凡爾+Φ203 mmMWD+Φ203 mm無磁鉆鋌+Φ203 mm普通鉆鋌×6根+Φ178 mm普通鉆鋌×8 根+Φ139.7 mm 加重鉆桿×15 柱+Φ139.7 mm 鉆桿，鉆至井深2 389 m，井斜2.8°，方位359°，位移30.1 m，有增斜趨勢，通過反方位滑動糾斜，完鉆井底井斜1.5°，方位1°，井底位移55 m，機械鉆速9.99 m/h，防斜效果好，滑動糾斜快。

三開(4 005～6 100 m)：采用Φ215.9 mmPDC+7LZ172×1.25°(Φ210 mmStab)+Φ212 mm 扶正器+460×461 回壓凡爾+Φ168 mmMWD+Φ168 mm 無磁鉆鋌+Φ168 mm 普通鉆鋌×11 根+Φ127 mm 加重鉆桿×15 柱+411×520 轉換接頭+Φ139.7 mm 鉆桿，鉆至井深4 452 m，井斜4.4°，方位352°，位移68 m，通過定向滑動控制井斜，在5 305 m，井斜降至1.8°，方位224.7°，位移58.8 m，達到設計井身質量要求。

2）直螺桿鐘擺降斜鉆具組合應用。該井鉆至井深5 355 m，測得井底循環溫度為156 ℃，超過APS 隨鉆測量儀器的最高工作溫度（150 ℃），根據5 305 m 測得井斜1.8°，位移53 m，在井身質量要求控制范圍內，后期采用直螺桿鐘擺降斜鉆具組合Φ215.9 mmPDC+7LZ172（直螺桿）+Φ212 mm扶正器+460×461 回壓凡爾+Φ168 mmMWD+Φ168 mm無磁鉆鋌+Φ168 mm 普通鉆鋌×11 根+Φ127 mm 加重鉆桿×15柱+Φ127 mm鉆桿+411×520轉換接頭+Φ139.7 mm 鉆桿，進尺1 025 m，機械鉆速2.1 m/h，鉆至井深6 100 m 時預算地層溫度大于190 ℃，將“螺桿+PDC 鉆頭”復合鉆井技術，優化為常規鐘擺鉆具組合，完成進尺435 m，機械鉆速1.27 m/h，應用直螺桿鐘擺鉆具組合機械鉆速較常規鐘擺鉆具組合高0.83 m/h，機械鉆速提高65.3%。

3.2.3 “抗高溫取心工具+孕鑲金剛石取心鉆頭”鉆井技術

深井段取心[9]采用抗高溫川7-5取心工具，該工具由高強度、厚壁外筒，及耐高溫、耐腐蝕、強度高的內筒組成；孕鑲金剛石鉆頭抗研磨性強，適合硬地層取心。通過應用抗高溫川7-5 取心工具，選用Φ214.4 mm CQP768型號的天然金剛石取心鉆頭，取心進尺14 m，純鉆17 h,平均機械鉆速0.82 m/h，取心收獲率100%。

3.2.4 抗高溫復合鹽鉆井液技術

針對該井三開鉆至4 700 m，井溫達到150 ℃，隨著井深的增加，井溫以3～5 ℃/100 m 上升，高溫導致出現鉆井液性能變差、黏切升高、高溫稠化、氣泡增多、失水增大等技術難題[10-12]，通過室內抗高溫評價實驗，優選出耐220 ℃高溫降濾失處理劑SMP系列（ZR-13）、SFT、SMC，強抑制防塌劑KCl+復合鹽、超細鈣封堵劑。

1）優選抗高溫降失水劑ZR-13。通過室內200 ℃熱滾16 h，對SMP-2、HA-1、ZR-13 抗鹽抗高溫降濾失劑進行降濾失能力評價，優選出抗高溫降失水劑ZR-13。由表1 實驗數據可知處理劑ZR-13的高溫高壓降失水78 mL,優于處理劑SMP-2 和HA-1。

表1 抗高溫降濾失劑實驗數據

2）優選出抑制劑KCl。采用對比加量質量分數5%、10%的KCl、甲酸鈉、氯化鈉、復合鹽溶液的巖屑滾動回收率，滾動溫度為85 ℃，滾動時間16 h，分別測量滾動回收率。由表2 發現5%和10%加量的KCl溶液巖屑一次回收率、二次回收率均高于其他3種處理劑，KCl抑制性強于其他3種處理劑。

表2 巖屑回收率實驗數據

3）優化形成抗高溫鉆井液的體系基本配方。室內實驗將SFT、SMC、ZR-13、KCl 等處理劑按照不同加量形成不同配方，測量高壓高溫失水量，由表3可知SFT 加量3%～5%、SMC 加量3%～5%、ZR-13加量5%～7%、KCl 加量不低于5%的配方，高溫高壓失水較低。由此確定抗高溫鉆井液體系配方：井漿 +3%～5%SFT+3%～5%SMC+5%～7%ZR-13+5%ZDS+5%KCl。

表3 抗高溫鉆井液體系配方對比實驗

4）優化形成了抗高溫復合鹽鉆井液維護膠液配方：0.2%K-PAM+0.2%SPan-80。井深6 200 m 后井漿經過高溫220 ℃滾動后性能變差，出現高溫稠化現象，通過室內實驗用清水、0.2%K-PAM、0.2%SPan-80 復配成膠液通過補充的方式改善井漿抗高溫性能，由表4可以看出膠液與井漿按150∶350的比例混合液在220 ℃條件下高溫穩定性好。鉆進期間緩慢定期補充膠液，起鉆前泵入用膠液稀釋后的井漿（膠液與井漿3∶7比例混合液）至井底500 m，保證在長時間靜止下井底泥漿可以抵抗200～220 ℃高溫，不發生高溫稠化和固化現象。

表4 井深6 480 m井漿性能優化配比實驗

實踐表明，該體系具有良好的抗高溫性能，抗溫性能達到220 ℃，克服了高溫降黏、高溫起泡、高溫增稠甚至固化風險，具有良好的攜砂能力和封堵防塌性能，滿足荔參1井井下要求，全井施工過程中未出現井塌、井漏、卡鉆等井下復雜事故，三開平均井徑擴大率14.5%，電測成功率100%。

4 技術保障措施

1）強化現場鉆具管理，嚴防井下鉆具故障。針對大尺寸井眼施工，鉆具容易疲勞損壞，導致井下鉆具故障，打撈處理難度大，為此通過積極組織現場備用井下工具，加強現場鉆具管理，確保鉆具無損可靠；落實好泵房、鉆臺雙崗位多參數坐崗監控等預防措施，確保井下無鉆具故障。

2）井下復雜故障預防。加強現場技術管理及施工動態監控，通過觀察鉆進過程振動篩返砂情況，監控好懸重、上提下放摩阻及扭矩，判斷預測井下情況，落實起下鉆技術措施，做好井下復雜故障預防。

3）立足一次井控，預防井控安全。由于該井為區域勘探井，是鉆開下古地層的參數井，加之渭河盆地目前沒有實測地層壓力資料，地層及地層壓力預測可能存在較大誤差，因此嚴格按照重點井井控要求儲備1.45 g/cm3加重漿60 m3，重晶石60 t,石灰石30 t,除硫劑1 t，消泡劑2 t,堵漏劑12 t（單封8 t,鋸末4 t）等材料；在施工過程中根據不同工況落實針對性井控措施，預防井控險情發生。

5 結論

1）針對不同地層，通過優選應用高效PDC 鉆頭、取心鉆頭，采用“螺桿+PDC”復合鉆井技術、“抗高溫取心工具+孕鑲金剛石取心鉆頭”鉆井技術，實現了超深井大尺寸井眼快速安全鉆井，鉆井提速效果顯著，可在該區塊后續超深井勘探開發推廣應用。

2）利用單彎螺桿雙穩糾斜鉆具組合、直螺桿鐘擺鉆具組合實現防斜糾斜提速目的。

3）通過室內抗高溫處理劑優選，現場抗高溫鉆井液配方試驗優化，形成一套具有抑制性強、封堵性強、密度高、失水少的抗高溫復合鹽鉆井液體系。實鉆表明，該體系耐溫性能和防塌性能好，可有效防止井壁失穩。

4）針對荔參1 井施工實際情況，結合鉆井實踐經驗，優化制定針對性技術保障措施，有效預防井下復雜事故的發生，為后期施工超深探井進行鋪墊。