中拐凸起处于新疆油田玛湖凹陷、沙湾凹陷和盆1井西凹陷等三大生油凹陷的油气运移指向区，是准噶尔盆地西北缘重要的油气聚集带之一。前期探井钻井过程中井下故障频发，为保证中拐凸起地质目标的实现，采用了三开井身结构，但机械钻速慢、周期长，制约了勘探开发步伐。

笔者在技术可行性分析论证的基础上，尝试将探井优化为二开井身结构，在钻井工程、钻井液等技术措施的强力保障下，7口深约3 500 m的探井均安全、顺利、快速完井，取得了良好的经济效益。

中拐凸起探井从上到下钻遇吐谷鲁群(K₁tg)、西山窑组(J₂x)、三工河组(J₁s)、八道湾组(J₁b)、白碱滩组(T₃b)、克拉玛依组(T₂k)、百口泉组(T₁b)、上乌尔禾组(P₃w)、佳木河组(P₁j)和石炭系(C)等地层。

白垩系吐谷鲁群地层中，上部为灰色、灰褐色泥岩和砂质泥岩，易水化膨胀、缩径；侏罗系西山窑组、三工河组地层软、硬泥岩交互，易出现周期性的缩径、坍塌，钻井过程中阻卡、划眼频繁，严重时会发生卡钻^[1,2]。

侏罗系八道湾组砂砾岩发育；二叠系、石炭系大段硬脆性泥岩裂缝及微裂缝发育较好，裂缝类型为斜交缝、直劈缝及网状缝，连通性好；白垩系与侏罗系、侏罗系与三叠系、三叠系与二叠系地层均为不整合接触，交界面地层破碎^[3,4]。近年完钻的XX6、XX7、XX9等井在不同层位出现多次漏失，其中XX6井分别在侏罗系八道湾组、二叠系佳木河组及石炭系发生3次漏失，复杂情况处理时间长达85 h。

石炭系地层以安山岩、安山质角砾岩为主，受燕山运动影响，断层、裂缝裂隙发育，形成破碎带，粘聚力部分丧失，地层强度、井壁围岩强度降低。XX5井钻进至石炭系地层时发生垮塌，复杂情况处理时间长达369 h，采取各种措施均无法划眼到底，被迫提前完钻。

中拐凸起整体钻井速度慢，钻井周期长。近年来施工的5口井，平均机械钻速4.54 m/h，平均钻井周期96.27 d，平均钻井进尺1 258.99 m。

通过区域资料分析，使用地层压力分析系统(Version 3.0)软件，选择Fan经验公式法进行中拐凸起地层三压力预测^[5](见图 1)，中拐凸起已钻井实测孔隙压力如表 1所示。

图 1 中拐凸起地层三压力剖面 Fig. 1 Three formation pressure curves in Zhongguai Uplift

图选项

已钻井实测孔隙压力及使用钻井液密度对比表明，石炭系地层表现为高压低渗的特征。钻至下乌尔禾组底部，钻井液中加入桥接堵漏材料，裸眼井段采取少量、多次的方式进行憋挤，提高上部低压地层承压能力，在钻井液体系配套的情况下，可以采用二开井身结构，加快勘探开发进程。

探井具有诸多不确定性，为了保证钻井安全，一开井段采用Φ444.5 mm钻头，钻进500 m，下入Φ339.7 mm套管。二开井段采用复合井眼，用Φ311.1 mm钻头钻进至克拉玛依组上部，换用Φ215.9 mm钻头钻进至乌尔禾组底部，进行承压试验，根据试验结果选择合适的方案。

方案1：如果地层承压能力能够满足下部石炭系地层安全钻进的要求，继续钻进至完钻井深，下入Φ139.7 mm油层套管(见图 2(a))。

图 2 优化后的2种井身结构 Fig. 2 Two types of casing programs through optimization

图选项

方案2：如果上部地层承压能力难以满足下部地层安全钻进的要求，则用Φ311.1 mm钻头扩眼至乌尔禾组底部，下入Φ244.5 mm技术套管，再用Φ215.9 mm钻头进行三开钻进，下入Φ139.7 mm油层套管(见图 2(b))。

根据测井资料建立岩石力学参数计算模型，反演分析岩石力学参数和钻头可钻性级值。通过分析中拐地区完钻井各层位钻头的使用情况，结合地层岩石岩性变化及力学特性，优选与地层相匹配的钻头^[6,7,8]。增加PDC钻头进尺占有率，根据地层砾石的胶结强度、粒径大小，适当调整钻井参数，小钻压、低转速钻穿含砾地层，减少起下钻次数，提高机械钻速，解决影响钻井提速的瓶颈性难题^[9,10,11,12]。

XX13井共使用6只钻头，其中牙轮钻头2只，PDC 钻头3只，取心钻头1只，使用情况见表 2。其中，二开井段选用Φ311.1 mmDES1904U/S221钻头，由井深500 m钻至井深2 900 m，单只钻头进尺2 400 m，成功钻穿八道湾组底部砾岩，机械钻速达到了14.95 m/h，创该区块机械钻速新纪录。全井PDC钻头进尺占有率达到了85.17%，平均机械钻速达8.18 m/h，钻机月进尺达2 264.15 m，全井钻井周期仅47.63 d。

井身结构优化后，裸眼段长达3 000 m左右，对钻井液性能及维护提出了更高的要求。根据地层黏土矿物含量和理化特性，制定了钻井液处理维护原则：上部地层以抑制、包被、封堵为主，分散为辅；下部地层以适度分散为主，提高钻井液的屏蔽性能。

加入的高分子聚合物PMHA-2(MAN104)，可以在黏土表面形成连续吸附水化层，并提高滤液黏度，滞缓水分子向泥岩渗透^[13,14]；钻井液中加入KCl、CaO，保持K⁺质量浓度在20 000 mg/L以上，Ca²⁺质量浓度在400 mg/L左右，提高滤液化学抑制性和调节钻井液水相活度，抑制岩屑水化膨胀和分散，减少液相向岩层运移，稳定井壁。

选用沥青类、QCX-1、WC-1作为封堵剂。沥青质材料在一定温度和压差下发生变形，封堵微裂隙和孔隙，在井壁形成致密的内泥饼，提高对微裂隙或破碎地层的粘结力和井壁地层强度；不同粒径的随钻堵漏剂、QCX-1、WC-1协同配合形成致密的屏蔽环，实现近井壁严密封堵。刚性和可变性固相粒子的粒径、级配与地层相适应，增强造壁和封堵能力，提高地层承压能力，降低漏失发生概率^[15,16]。

钻井液中加入3%随钻堵漏剂，其不同级配的封堵颗粒、纤维及晶片有效封堵不同性质的漏失地层，同时辅以1%左右的胶凝剂，降低钻井液的滤失性，阻止固相和液相进入储层，稳定井壁^[17]。

井身结构优化后，同一裸眼中同时存在高压和低压层，上部井漏与下部喷塌风险同时存在。在钻至下乌尔禾组底部时，钻井液中加入4%~6%中粗—细的桥接堵漏材料，对上部低压地层进行堵漏，提高上部低压地层承压能力至当量密度为1.40 kg/L左右，满足安全钻进要求后，再钻开高压层。

2012年中拐地区XX8井和XX10井的井身结构优化尝试取得成功。2013年共钻6口探井，其中5口井采用了二开井身结构，XX11井采用三开井身结构。

2012年2口井的井身结构优化后，钻井技术指标比三开井身结构井(以下记为三开井)有所提高。2013年二开井身结构井(以下记为二开井)平均机械钻速比2012年三开井提高48.07%，月平均进尺提高40.69%；2013年的二开井与三开井相比，平均机械钻速提高51.86%，月平均进尺增加20.25%(见图 3)。

图 3 井身结构优化前后平均机械钻速和月进尺对比 Fig. 3 Comparison of average ROP and monthly drilling footage before and after casing program optimization

图选项

井身结构优化后的7口井共节省Φ244.5 mm技术套管22 250 m，节省费用2 200万元，节约固井材料费用159.30万元，节约钻井中完时间91 d，节约费用527.80万元，共计降低钻井成本1 956.28万元(见表 3)，降本增效明显。

2012年前，三开井的平均复杂事故时率为4.96%，中拐凸起区2口试验井的复杂事故时率下降为2.46%，2013年5口探井优化井身结构后的复杂事故时率为0，达到了在不下技术套管情况下安全、快速、优质钻进的要求。

1 ) 井身结构优化设计方案能够满足中拐凸起安全快速钻井的需求，优化后的钻井液配方有效提高了机械钻速，提速增效效果显著，为该区今后高效勘探开发奠定了基础。

2) 钻头选型取得了很好的效果，从现场应用情况看，还可以进一步优选；二开井段可以考虑尝试Φ241.3 mm+Φ215.9 mm复合井眼，进一步缩短钻井完井周期。