塔河油田顺托果勒低隆北缘(即顺北区块)为中国石化西北油田分公司探明的重点区块，储层埋深约7 500.00 m，属碳酸盐岩海相油气藏^[1]。该区块地质特征复杂，纵向发育新近系-奥陶系全套地层，岩性种类多，地层非均质性强，易塌、易漏层多。其中，新近系-三叠系地层以砂泥岩为主，地层疏松、岩石胶结强度低，易发生缩径；二叠系火成岩地层裂缝发育，易发生井漏；石炭系和志留系地层存在砂泥岩互层，易发生坍塌；奥陶系桑塔木组地层岩性为有辉绿岩侵入体的泥岩，易发生井漏和坍塌；目的层奥陶系一间房组地层为裂缝性碳酸盐岩地层，易发生放空和井漏。同时，若采用水平井开发，还将面临超深井小井眼定向难的问题。该区块首口探井-顺北1井钻井过程中，多次出现井下复杂情况，被迫采用六级井身结构完钻，钻井周期长达461.5 d。据调研，国内外没有井眼直径小于130.0 mm、井斜角由0°增至90°的短半径水平井钻井方面的施工报道，没有可借鉴的经验，且井眼轨迹控制的风险未知。为此，笔者在分析顺北区块地层特征的基础上，对超深小井眼水平井井身结构进行了优化，采取了井壁稳定、防漏堵漏^[2-5]和小井眼短半径水平井井眼轨迹控制等技术措施，并试验应用了钻井提速新技术，初步形成了顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术，顺利完成了5口超深小井眼水平井的钻井作业，钻井周期缩短93 d，机械钻速提高了29.36%，为实现该区块油气的高效开发提供了技术支撑。

1 钻井技术难点 1.1 巨厚火成岩地层易漏

顺北区块二叠系火成岩地层埋深4 400.00~5 100.00 m，厚度450.00 m，岩性以英安岩、凝灰岩为主。电镜扫描与成像测井解释结果表明，英安岩内部微裂缝缝宽60~150 μm，微裂缝纵向上间隔20~30 m，大裂缝缝宽1~6 mm，钻井过程中极易发生井漏，且桥堵承压堵漏技术的应用效果不好，易沟通裂缝造成复漏。顺北区块X1-1H井在钻进二叠系火成岩地层时发生井漏，采用桥浆堵漏25次、挤水泥堵漏1次和化学固结堵漏1次，共耗时39 d，共漏失密度1.25 kg/L的钻井液2 876 m³。

1.2 深部泥岩地层井壁易失稳

顺北区块古生界地层厚度达2 488.00 m，较邻区厚800.00 m，以泥岩为主，黏土含量42.4%，高岭石含量34.0%，伊/蒙混层含量45.0%，水敏性强，易吸水分散，造成井壁失稳。X1井采用密度1.25 kg/L的钻井液钻穿志留系地层，由于地层吸水分散，井眼扩径严重，井径扩大率最大达到35.6%。

1.3 辉绿岩侵入体易塌

辉绿岩侵入体埋深6 900.00 m，由于辉绿岩中长石含量高达82.5%，导致其脆性强，受到冲击易掉块；辉绿岩侵入体内部微裂缝缝宽40~420 μm，高密度钻井液滤液侵入时易发生水力劈裂；辉绿岩侵入体的最大、最小水平主应力梯度分别为2.56和1.62 MPa/100 m，属走滑应力场^[6]；受地应力作用与岩石特性影响，辉绿岩侵入体的坍塌压力高^[6-7]。顺北区块X1井在钻进辉绿岩侵入体时，发生掉块，将钻井液密度由1.25 kg/L升至1.55 kg/L后，不但没能抑制井眼掉块，还导致上部地层发生18次井漏。

1.4 井眼轨迹控制难度大

顺北区块的水平井井深大于7 500.00 m，温度160~170 ℃，为短半径水平井，且水平段井眼直径小于130.0 mm。国内外没有可以借鉴的小井眼短半径水平井钻井经验，在钻井过程中不但存在钻压传递困难、井眼清洁难度大、井眼稳定与防卡要求高等常规水平井钻井的技术难点，而且存在螺杆钻具初始造斜率不确定、井下摩阻扭矩未知、钻井方位不易控制等技术难点。

2 优快钻井技术 2.1 井身结构优化

顺北区块水平井初期采用六级井身结构，将复杂地层分别封隔，以保障钻井安全，但存在套管层序多、钻井周期长的问题。为此，笔者利用Drillworks地层压力分析软件对钻井、测井、试油资料进行分析计算^[8]，建立了该区块地层三压力剖面(见图 1)。

由图 1可知：顺北区块的地层孔隙压力系数1.04~1.23，属于正常压力系统；地层坍塌压力系数0.90~1.81，其中，二叠系、志留系地层坍塌压力系数1.22~1.35，桑塔木组地层坍塌压力系数1.81；地层破裂压力系数2.00，辉绿岩顶部地层破裂压力系数1.91；桑塔木组下泥岩段地层破裂压力系数1.99。

通过分析该区块的压力剖面可知：采用密度1.81 kg/L钻井液钻开辉緑岩侵入体，会造成上部地层漏失，因此，上层套管必须下至辉绿岩顶部。采用高密度钻井液钻进目的层奥陶系一间房组地层时，其上部地层的裂缝带易发生漏失，因此上层套管必须下至目的层顶部。

在确定2个必封点后，采用先中间后两端的设计方法，将六级井身结构优化为四级井身结构：一开井段，φ273.1 mm表层套管下至井深1 999.00 m，封隔浅部疏松地层；二开井段，φ193.7 mm技术套管下至辉绿岩侵入体顶部，将低压地层与下部易塌地层分开；三开井段，φ139.7 mm尾管下至目的层顶部，封隔辉绿岩侵入体；四开井段，采用φ120.6 mm钻头钻开目的层，裸眼完钻(见图 2)。

由图 2可知：优化后的井身结构减少了2个开次；将φ311.1 mm井眼缩小至φ250.8 mm，可以提高钻井速度。同时，φ142.9 mm直连扣套管换成了接箍外径150.0 mm的φ139.7 mm套管，方便使用套管吊卡和安放扶正器，有利于提高下套管效率和固井质量；φ142.9 mm厚壁套管换成了φ139.7 mm套管，套管通径由115.0 mm增大至121.0 mm，允许通过钻头尺寸由φ114.3 mm增大至φ120.6 mm。

2.2 井眼稳定技术

优化井身结构后，针对二开裸眼段延长引发的二叠系地层漏失与深部泥岩段井壁坍塌的矛盾，进行了长裸眼井眼稳定技术研究，并针对三开辉绿岩侵入体地层坍塌压力高与微裂缝发育的岩性特征，进行了随钻封堵技术研究。

2.2.1 二叠系火成岩防漏堵漏技术

对于裂缝缝宽小于2 mm的地层，通过室内试验优选竹纤维、碳酸钙和高软化点乳化沥青复配作为堵漏材料，并确定其配方为2%~3%碳酸钙CSC-100+1%~2%竹纤维+2%高软化点乳化沥青。该堵漏材料依靠微米颗粒、变形粒子和网状结构形成的低渗透封堵层封堵裂缝。对于纵向裂缝缝宽大于2 mm的地层，如果出现多点漏失或复漏，采用10%~12%堵漏浆(配方为1%中粗核桃壳+2%细核桃壳+2%SQD-98+2%PB-1+1%中粗云母+2%细云母+井浆)进行笼统堵漏；当井口发生失返时，可将钻具上提至二叠系地层之上，先进行承压堵漏，待井眼稳定后，再继续钻进。

2.2.2 深部泥岩井段防塌钻井液技术

针对深部泥岩水敏性强，以钾基聚磺钻井液为基础^[7]，根据“抑制水化-成膜隔离”协同防塌原理，采用减少泥岩与钻井液滤液接触的方法，降低泥岩水化。通过室内试验对抗高温成膜剂CMJ、新型聚胺抑制剂HPA、抗温抗盐聚合物降滤失剂RHPT-1等3种关键处理剂的性能进行了评价，并确定了其加量，形成了深部泥岩井段防塌钻井液配方：基浆+1.0%RHTP-1+0.5%HPA+0.8%CMJ。室内试验结果表明，泥页岩在该防塌钻井液中的线性膨胀率为2.5%，岩屑滚动回收率为92.5%，与常规聚胺抑制防塌钻井液相比，线性膨胀率降低了18.0百分点，滚动回收率提高了27.0百分点。表 1为深部泥岩井段防塌钻井液的基本性能。

2.2.3 辉绿岩地层井壁稳定技术

针对辉绿岩地层易掉块、而采用密度1.81 kg/L钻井液钻进又易发生井漏的情况，以钾胺基聚磺钻井液为基础，添加封堵材料，封堵裂缝来提高辉绿岩地层的承压能力。通过砂床滤失试验评价了钾胺基聚磺钻井液添加不同封堵材料后的封堵效果，结果见图 3。

由图 3可知，3%乳化沥青和2%超细碳酸钙复配加入到钾胺基聚磺钻井液中的封堵效果最好。因此，采用加入3%乳化沥青和2%超细碳酸钙的钾胺基聚磺钻井液钻进辉绿岩地层。

2.3 钻井提速技术 2.3.1 井眼轨道优化

顺北区块超深小井眼水平井的造斜点至水平段的垂深只有90.00 m，井眼轨迹调整空间小，且油藏位置不是十分确定，导致井眼轨迹控制存在一定难度。为降低井眼轨迹控制难度，为井眼轨迹调整预留空间，该区块水平井设计采用双增式轨道，第一增斜段造斜率设计为15°/30 m，待井斜角增大至20°后，将造斜率提高至25°/30 m，继续钻进第二增斜段。

2.3.2 定向PDC钻头优选

单牙轮钻头的芯轴强度低，在小井眼钻进中极易发生掉牙轮事故；常规PDC钻头是整体式钻头，随钻具振动横向位移偏移量大，方位不稳定^[9-10]，也不适合于在小井眼水平井中应用。为此，笔者与钻头厂家合作研制了适用于小井眼水平井钻井的M0864型PDC钻头，其冠部采用中等深度内锥和短平式外锥，有利于钻头稳定，降低钻头对侧向位移的敏感度；φ8.0 mm抛光PDC复合片切削齿螺旋分布，分散了切削力，并减少了钻头回旋次数，有利于降低钻头鼻部和圆弧过渡带处切削齿的损坏概率；短保径齿呈螺旋分布，增大了钻头与井壁的接触面积，也有利于钻头稳定。

2.3.3 抗高温螺杆与随钻测量工具优选

顺北区块短半径水平井井眼轨迹调整空间小，对工具造斜率要求高。为此，该区块小井眼水平井钻井选用了5LZ95×7-Ⅷ-SF-2.5°型螺杆。该螺杆能抗温180 ℃，自带φ110.0 mm稳定器的有效长度为160.0 mm，弯点至底部的距离为975.0 mm。笔者利用WellPlan管柱力学软件对其造斜能力进行了分析，结果见表 2。

由表 2可知，在初始造斜段与造斜结束段，该螺杆的造斜率为(15°~30°)/30 m，可以满足顺北区块短半径水平井钻井的定向要求。

顺北区块油藏埋藏深，储层温度高，要求随钻测量工具具有较好的耐温性和稳定性。经过调研分析，APS-MWD随钻测量工具能耐温175 ℃^[11]，且在塔河油田井深6 500.00 m短半径水平井钻井中应用较多，表现出良好的稳定性。因此，顺北区块小井眼水平井钻井中选用APS-MWD随钻测量工具。

2.3.4 减摩降阻技术措施

1) 将φ139.7 mm套管下至目的层顶部，造斜点选在四开裸眼段，以缩短定向井段长度，达到降低摩阻的目的。

2) 选用聚磺混油钻井液，利用该钻井液良好的润滑性降低摩阻。

3) 采用不带稳定器的柔性钻具组合，减小钻具与井壁的接触面积，以降低摩阻。

2.3.5 钻具组合优选

钻进四开井段时需要约1 800.00 m长的倒装钻具组合，考虑钻具与井眼间隙的匹配性，采用接箍外径108.0 mm的φ88.9 mm钻杆，其抗拉强度2 175 kN，相比φ73.0 mm钻杆提高了27%，安全系数得到提高，可降低断钻具的风险。上部选用壁厚9.65 mm的φ101.6 mm钻杆^[12]，该钻杆抗拉强度2 598 kN，相比φ101.6 mm标准钻杆提高了13.6%，钻井极限深度8 150.00 m。排量为10 L/s、泵压为21.4 MPa时，采用φ88.9 mm钻杆和φ101.6 mm钻杆组成的倒装钻具组合钻进，最小环空返速为0.58 m/s，满足携岩要求。

2.3.6 二叠系钻井提速技术

顺北区块二叠系火成岩地层厚度450.00 m，抗压强度90~150 MPa，可钻性级值5.0~6.5，为提高该地层的钻进速度，笔者试验应用了“扭力冲击器+PDC钻头”钻井工艺，利用扭力冲击器轴向液力冲击与周向高频剪切破岩，来提高机械钻速，而且扭力冲击器采用中空式设计，粒径小于1.5 cm的堵漏颗粒可以通过，便于随钻堵漏。由于钻头要同时具有攻击性与抗研磨性，因此选用了5刀翼、φ13.0 mm切削齿的PDC钻头。同时，为预防井斜与卡钻，应用了钟摆钻具组合和欠尺寸螺旋稳定器。

3 现场应用效果

顺北区块2016年部署的X1-2H井、X1-3H井、X1-4H井、X1-5H井和X1-6H井等5口超深小井眼水平井均采用四级井身结构，三开平均中完井深7 390.00 m，与采用六级井身结构的X1井相比，钻井周期缩短93 d，机械钻速提高了29.36%。

1) 防漏堵漏效果显著。5口超深小井眼水平井采用随钻堵漏方式钻穿二叠系火成岩地层，X1-5H井和X1-6H井在钻井液中加入了1%~2%竹纤维，井底循环当量密度控制在1.30 kg/L左右，没有发生漏失，其余3口井的钻井液中未加入堵漏材料，均出现漏失，后加入颗粒级配优化的堵漏材料，安全钻达中完井深，但堵漏造成钻井周期延长，平均延长7.2 d。

2) 防塌效果显著。X1-5H井和X1-6H井二开采用密度1.26~1.28 kg/L的钾胺基聚磺成膜钻井液钻进，井径扩大率分别为11.3%和10.6%，与邻井X1-2H井(14.5%)、X1-3H井(13.8%)和X1-4H井(14.2%)相比，井径扩大率有所降低，且这2口井井眼通畅，φ193.7 mm套管顺利下至井深7 000.00 m。5口超深小井眼水平井三开井段均采用密度1.81 kg/L的钾基聚磺钻井液钻进辉绿岩地层，并在钻井液中加入堵漏材料进行随钻堵漏，没有出现明显的阻卡和漏失，井径扩大率11.5%~16.5%，与X1井的45.6%~58.5%相比大幅降低。

3) 提速明显。X1-3H井、X1-4H井和X1-6H井等3口井应用“扭力冲击器+PDC钻头”钻井工艺钻进二叠系地层，平均进尺480.00 m，机械钻速4.87 m/h，钻井周期6.35 d，相比采用常规钻井技术的邻井，机械钻速提高了75.8%，钻井周期缩短了67.7%。

4) 井眼轨迹控制效果良好。5口井均采用螺杆定向钻具组合，全部命中靶区，井眼轨迹与设计轨道的符合率达85%以上。其中，X1-4H井为顺北区块φ120.6 mm井眼从井斜角0°开始定向钻进的最深井，完钻井深达8 050.00 m，该井最大摩阻仅150 kN，2.5°螺杆定向钻具组合的造斜率由井斜角1°~15°时的(17°~20°)/30 m升至井斜角20°~32°时的(25°~27°)/30 m，满足了短半径水平井对造斜率的要求，两趟钻进尺130.00 m，并成功进入着陆点。

4 结论与建议

1) 通过分析顺北区块复杂地层特征与地层压力，在确定2个必封点后，选用φ139.7 mm的薄接箍套管，将井身结构由六级优化为四级。

2) 为降低井眼轨迹控制难度，将井眼轨道设计为双增式轨道，为井眼轨迹调整预留空间。

3) 将竹纤维与其他堵漏材料复配，可在一定程度上解决顺北区块二叠系火成岩地层的漏失问题；使用加入复配成膜降滤失剂的钾基聚磺钻井液，可解决深部泥岩地层井壁失稳的问题；使用加入乳化沥青和超细碳酸钙的钾胺基聚磺钻井液，可以解决辉绿岩地层掉块的问题。

4) 现场5口井的应用表明，顺北区块超深小井眼水平井优快钻井技术能够满足小井眼水平井安全高效钻井的需求，能显著提高机械钻速，缩短钻井周期。

5) 建议在不降低钻杆抗拉强度的前提下，研究接箍外径小于135.0 mm的φ114.3 mm防硫钻杆，为顺北区块含硫区域深井钻井做好技术储备。