塔深5井是部署在塔河油田主体老区的一口预探井，位于塔里木盆地塔北隆起阿克库勒凸起。该井所在区块奥陶系油藏开发经验较为成熟^[1]，但对寒武系沙依里克组、肖尔布拉克组及震旦系奇格布拉克组的储层发育特征及含油气性还不甚了解，需要钻探、分析^[2]。根据相关资料，塔深5井存在寒武系下丘里塔格组被走滑断层贯穿易井漏，鹰山组下部、蓬莱坝组和下丘里塔格组局部地层倾角大易井斜，奥陶系蓬莱坝组中下部、寒武系下丘里塔格组中上部含大段白云岩、硅质云岩导致可钻性差等钻井技术难点。因此，为应对井漏问题，笔者研究了渐进式承压堵漏技术和高温超深层断裂带堵漏技术；为应对地层倾角大的问题，研究了垂直钻井工具配合大扭矩直螺杆防斜提速技术；为应对硅质云岩、巨厚白云岩可钻性差的问题，优选了六刀翼、七刀翼、八刀翼PDC钻头，配合使用扭力冲击器与等壁厚大扭矩螺杆，PDC钻头抗研磨效果好，等壁厚大扭矩螺杆输出功率大，扭力冲击器能减少粘滑振动。采用上述钻井关键技术后，塔深5井顺利钻至完钻井深9 017 m，刷新了中国石化直井最深纪录，也成为亚洲陆上最深直井。该井成功完钻，对国内外超深井安全钻井和提速提效具有借鉴意义。

1.   塔深5井概况及钻井技术难点

1.1   塔深5井概况

塔深5井目的层为寒武系沙依里克组、肖尔布拉克组及震旦系奇格布拉克组，根据地层情况，设计为五开制直井，设计井深8 890 m，其钻遇地层和各层的厚度见表1。根据设计的井身结构，该井一开、二开主要封隔奥陶系鹰山组以上地层，三开主要封隔奥陶系及寒武系下丘里塔格组等易漏、易垮地层，四开封隔寒武系地层，为完井和分层评价创造条件，五开钻进震旦系奇格布拉克组45 m完钻（见图1）。

表  1  塔深5井设计的钻遇地层及各层厚度

Table  1.  Formations encountered and corresponding thickness for the designed drilling of Well Tashen 5

设计钻遇地层				井深/m	厚度/m
界	系	统	组
新生界	第四系			85
	新近系	上新统	库车组	1 815	1 730
		中新统	康村组	2 879	1 064
			吉迪克组	3 449	570
	古近系	渐–古新统	苏维依组	3 484	35
				3 549	65
中生界	白垩系	下统	巴什基奇克组	4 198	649
			巴西盖组	4 253	55
			舒善河组	4 541	288
			亚格列木组	4 576	35
	侏罗系	下统		4 636	60
	三叠系	上统	哈拉哈塘组	4 840	204
		中统	阿克库勒组	4 985	145
		下统	柯吐尔组	5 050	65
古生界	石炭系	下统	卡拉沙依组	5 427	377
			巴楚组	5 465	38
	奥陶系	中–下统	鹰山组	6 455	990
			蓬莱坝组	6 765	310
	寒武系	上统	下丘里塔格组	7 725	960
		中统	阿瓦塔格组	8 015	290
			沙依里克组	8 105	90
		下统	吾松格尔组	8 275	170
			肖尔布拉克组	8 785	510
			玉尔吐斯组	8 845	60
元古界	震旦系	上统	奇格布拉克组	8 890	45

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图  1  塔深5井设计井身结构

Figure  1.  Designed casing program of Well Tashen 5

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1.2   钻井技术难点

塔深5井钻遇的鹰山组以上地层已经过多年开发，对其认识已较为深入，钻井方面的问题不多；鹰山组以下地层存在钻井技术难点较多。在分析塔深5井地质特征和岩性的基础上^[3-5]，结合井身结构设计结果、邻井调研情况，认为该井主要存在以下钻井技术难点：

1）井漏概率大。塔深5井附近存在断层，地质资料显示下丘里塔格组被走滑断层贯穿，地层破碎且破碎程度极不均匀，断层裂缝体系的封闭性、充填程度及强度不均匀。如邻井塔深2井采用密度1.45～1.52 kg/L的钻井液钻进6 747～6 930 m井段（下丘里塔格组），发生7次井漏，累计漏失钻井液1 036.04 m³，漏层埋藏深，井下温度高（140～160 ℃），常用的植物果壳类堵漏材料易碳化失效；初始漏速快，堵漏后漏速明显降低，堵漏成功后有时复漏；漏速不均匀，随着揭开新地层，漏速时大时小，时漏时不漏；井漏受控于继承发育的断裂强烈情况及岩性，所有井漏段岩性均为白云岩，漏点多，且无规律。

2）井斜难控制。奥陶系鹰山组底部、蓬莱坝组和寒武系下丘里塔格组中下部地层倾角约7°，局部发育倾角大于80°的高角度裂缝，易发生井斜。如轮探1井使用常规钻具组合钻进鹰山组下部和下丘里塔格组下部时井斜角难以控制，井斜角最大达到7.0°；塔深1井使用常规钻具组合钻进蓬莱坝组时井斜角持续增大，后期井斜角最大达26.47°；塔深2井使用常规钻具组合钻至蓬莱坝与鹰山组交界处井斜角突然增大，井斜角最大达到12.41°。

3）机械钻速低。白云岩抗压强度大（250 MPa以上）、地层厚，蓬莱坝组和下丘里塔格组发育硅质结核，研磨性高，可钻性差，机械钻速低。如邻井轮探1井三开该井段应用双摆提速工具后，平均机械钻速只有1.38 m/h。

4）卡钻风险高。断层贯穿下丘里塔格组–玉尔吐斯组，地层破碎且破碎程度极为不均匀，断层裂缝体系的封闭性和充填程度及强度不均匀，掉块多且大，形成不规则井眼。例如，邻井轮探1井7 500～8 870 m井段的平均井径扩大率为10.26%，最大井径扩大率为50.93%。

2.   钻井关键技术研究

为解决超深层高温堵漏困难的问题，优选抗温堵漏材料，优化材料配比和粒径，辅以随钻堵漏和渐进式堵漏方法逐步提高地层的承压能力；为解决井身质量控制和提速的矛盾，应用了垂直钻井工具+大扭矩螺杆的防斜提速技术，兼顾防斜和提速；为解决白云岩地层可钻性差、研磨性强的问题，选用减振耐磨PDC钻头，配合扭力冲击器与大扭矩螺杆进行钻进。

2.1   高温超深层断裂带堵漏技术

1）优选云母、蛭石及矿物纤维GT-MF、GT-1等矿物类堵漏材料，提高堵漏材料的抗温性。纤维类材料在堵漏浆中占比达到约30%，确保堵漏浆进入孔隙后能够形成团聚滞留效果，达到快速封堵目的。刚性颗粒类堵漏材料粒径配比为粗∶中粗∶细=1∶1∶2，达到大颗粒架桥，中、细颗粒递进封堵形成致密桥塞隔绝漏层的效果^[6]。

2）由于钻具组合中带有螺杆和随钻监测仪器（MWD），现场不断探索堵漏材料粒径配比，可适当加入中粗云母（5%～6%）和粗云母（2%～5%），堵漏材料的质量分数最高可达到31%～37%；顶替过程中堵漏浆要全部替出钻头，避免滞留在钻具内部间隙较小的位置，造成堵塞水眼的严重后果，给下部施工带来风险。

3）根据“随钻封堵和渐进式承压堵漏”的理念逐步提高钻井液密度，全裸眼强化钻井液随钻封堵，以优质护胶膨润土浆、微裂缝随钻封堵剂MFP-1、高软化点沥青和超微细超细碳酸钙（800目、1 250目、2 500目）提高井浆屏蔽暂堵能力。井深5 876，5 876和6 419 m处起钻前泵入10%～16%堵漏浆，起至套管内适度憋压1.0～2.5 MPa，使封堵材料进入地层微裂缝孔喉，渐进式提高地层承压能力。

4）不同漏速的处理措施。针对钻进期间漏速8 m³/h以下的渗漏，可更换低目数筛布（20目），全井补充细颗粒堵漏材料，其含量保持在6%～8%，以达到随漏随堵的目的；漏速为8～16 m³/h的漏层，连续多次泵入10～15 m³堵漏浆，待堵漏浆出钻头后，漏速会明显降低，能达到强钻并揭开大段漏层的目的；针对漏速大于16 m³/h的连通性好的漏层，一次性泵入长400～500 m井筒容积的高浓度堵漏浆，然后起钻至堵漏浆上部，静置一段时间，再循环逐步提高排量，让堵漏浆充分进入漏层，形成稳定的桥塞，提高承压能力，下钻验漏，如堵漏成功，则恢复钻进。

2.2   垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术

邻井轮探1井在6 386～6 552 m井段采用垂直钻井工具+双摆钻具组合纠斜，未带螺杆，机械钻速仅1.17 m/h；邻井塔深1井钻进奥陶系蓬莱坝组时发生井斜，使用弯螺杆+MWD纠斜，受施工工艺限制，效果不理想，后期采用常规钻具组合钻进，井斜角最大达26.47°，未达到纠斜目的。

结合上述2口邻井的施工经验，为兼顾防斜和提速^[7-10]，在监测到井斜角有增大趋势后，随即起钻并采用垂直钻井工具+大扭矩直螺杆钻进，钻具组合为ϕ311.1 mm PDC钻头+垂直钻井工具+双公接头+ϕ244.5 mm大扭矩直螺杆（螺杆上部带ϕ310.0 mm螺旋稳定器）+ϕ228.6 mm浮阀+ϕ228.6 mm无磁钻铤+ϕ228.6 mm无磁悬挂器+ϕ228.6 mm配合接头+ϕ308.0 mm稳定器+ϕ228.6 mm螺旋钻铤+ϕ203.2 mm螺旋钻铤+ϕ203.2 mm随钻震击器+ϕ139.7 mm无磁加重钻杆+ϕ139.7 mm钻杆+ϕ152.4 mm钻杆。主要钻井参数：钻压100～120 kN，转速40 r/min，排量51 L/s，泵压31 MPa，扭矩13.5～17.0 kN·m。

2.3   白云岩地层减振提速技术

寒武系巨厚白云岩使用常规PDC钻头+螺杆钻具组合复合钻进时，易出现跳钻、蹩钻和粘滑振动等问题，加之硅质结核造成岩层不均质，极易损坏钻头，钻头重复切削、粘滑，造成机械钻速较低。在调研邻井资料和国内钻井减振提速工具的基础上^[11-18]，为减轻恶性振动（横向、纵向和扭向）、提高钻头切削效率和破岩效率，选用了强化减振耐磨PDC钻头，配合DeepDrill扭力冲击器与大扭矩螺杆钻具进行钻进。

根据调研结果选择史密斯钻头，并针对性优化设计了减振构型，在主切削齿后布置了尖锥齿。不同岩性选用不同数量刀翼的PDC钻头：在泥质灰岩、灰质云岩、泥质云岩等地层，选用Z616型六刀翼PDC钻头；在较纯的白云岩地层，选用Z716型七刀翼PDC钻头；在含硅云岩（蓝灰色不透明硅质岩块为主）地层，选用减振抗研磨效果最好的XZ816型八刀翼PDC钻头。Z616型六刀翼、Z716型七刀翼和XZ816型八刀翼PDC钻头的形貌如图2所示。

图  2  史密斯钻头公司的减振PDC钻头

Figure  2.  Smith damping PDC bit

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针对塔深5井随钻堵漏和间断进行承压堵漏的技术需求，经调研对比后选用了扭力冲击器。扭力冲击器结构简单，无涡轮、螺杆和叶轮等复杂零件，可靠性高，水眼通过性高。扭力冲击器的工作原理是，利用液力驱动，使内部摆锤在圆周方向上产生高频率（800～1 800次/min）的冲击扭矩，将原来的“剪切”破岩转变为“剪切+高频冲击”破岩，增加了破岩能量，能够缓解钻头剪切不均质岩屑时蹩卡带来的不规律振动，稳定钻头工作面。实践表明，扭力冲击器可以很好地应对硬地层，钻井提速效果显著^[19-23]。

3.   塔深5井实钻效果

3.1   钻井施工简况

塔深5井采用ZJ90D型钻机进行全井钻井作业，钻井过程较为顺利，完钻井深9 017 m（比设计井深多127 m），实际钻井周期299.81 d（比设计钻井周期缩短19.19 d），提速提效明显。塔深5井实钻地层及各层厚度见表2，实钻井身结构如图3所示。

表  2  塔深5井实钻地层及各层厚度

Table  2.  Formations encountered and corresponding thickness during the drilling of Well Tashen 5

实际钻遇地层				井深/m	厚度/m
界	系	统	组
新生界	第四系			85	85
	新近系	上新统	库车组	1 915	1 830
		中新统	康村组	2 834	919
			吉迪克组	3 386	552
	古近系	渐–古新统	苏维依组	3 478	92
				3 556	78
中生界	白垩系	下统	巴什基奇克组	4 206	650
			巴西盖组	4 276	70
			舒善河组	4 552	276
			亚格列木组	4 582	30
	侏罗系	下统		4 644	62
	三叠系	上统	哈拉哈塘组	4 774	130
		中统	阿克库勒组	4 994	220
		下统	柯吐尔组	5 006	12
古生界	石炭系	下统	卡拉沙依组	5 411	405
			巴楚组	5 446	35
	奥陶系	中–下统	鹰山组	6 330	884
			蓬莱坝组	6 707	377
	寒武系	上统	下丘里塔格组	7 615	908
		中统	阿瓦塔格组	7 995	380
			沙依里克组	8 029	34
		下统	吾松格尔组	8 230	201
			肖尔布拉克组	8 704	474
			玉尔吐斯组	8 784	80
元古界	震旦系	上统	奇格布拉克组	8 943	159
			苏盖特布拉克组	9 017	74（未穿）

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图  3  塔深5井实钻井身结构

Figure  3.  Drilled casing program of Well Tashen 5

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3.2   钻井关键技术应用效果

塔深5井应用前述钻井关键技术后，总体较为顺利，但也发生了井漏、锁紧座下部套管脱扣等井下故障。因此，三开中完后采取了ϕ244.5 mm套管开窗侧钻、将设计的四开和五开合并等措施。

3.2.1   高温超深层断裂带堵漏技术

塔深5井钻井过程中，下丘里塔格组共发生8次井漏。

第1次（井深6 773.08 m）、第2次（井深6 869.69 m）井漏，裂缝较小，漏失量不大。采用配方为7.5%SQD-98（中粗）+5.0%SQD-98（细）+5.0%微裂缝封堵剂+2.5%超细碳酸钙（400目）的堵漏浆，通过降低井浆密度、降低漏层液柱压力和使用粒径小于1 mm的颗粒堵漏材料，有效封堵了漏层。

第3次（井深7 225.15 m）井漏，因井浆密度提高至1.30 kg/L而漏失，降至1.28 kg/L后正常。

第4次（井深7 259.04 m）井漏，钻遇裂缝较大，采用配方为6%SQD-98（细）+7%SQD-98（中粗）+3%云母（细）+6%微裂缝封堵剂+4%超细碳酸钙（400目）+3%云母（中粗）的堵漏浆进行堵漏，实际堵漏效果较好。

第5次（井深7 271.09 m）井漏，先期漏层暴露较少，采取静止堵漏方法，漏速降低；逐步揭开漏层，漏速明显增大，采用配方为3%SQD-98（细）+5%SQD-98（中粗）+5%SQD-98（粗）+3%云母（细）+3%云母（中粗）+5%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+5%超细碳酸钙（400目）的堵漏浆进行堵漏，有效封堵了裂缝性漏失。

第6次（井深7 366.10 m）井漏，因揭开了新地层而漏失，出口流量持续下降直至失返，漏速明显增大，表明钻遇新断裂带，其附近发育裂缝性漏层，采用配方为4% SQD-98（细）+5% SQD-98（中粗）+5%云母（细）+5%云母（中粗）+2%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+2% GT-MF +3% GT-1的堵漏浆进行堵漏。该堵漏浆中加大了中粗、粗云母的加量，堵漏浆进入裂缝过程中可以快速架桥，堵塞漏失通道，形成更为稳定的封堵塞，提高漏层承压能力。

第7次（井深7 439.34～7 478.00 m）井漏，漏速极不均匀，随着揭开新地层，漏速时大时小，时漏时不漏，说明该段地层破碎且破碎程度极为不均匀，断层裂缝体系的封闭性和充填程度及强度亦不均匀，为此，采用配方为4% SQD-98（细）+5% SQD-98（中粗）+4%云母（细）+5%云母（中粗）+4%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+2%GT-MF+2% GT-1+3%NTBASE的堵漏浆进行堵漏。

第8次（井深7 521.89 m）井漏，因新揭开漏层而漏失，注入堵漏浆后漏速降低。堵漏浆配方为4% SQD-98（细）+5% SQD-98（中粗）+5%云母（细）+6%云母（中粗）+5%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+2% GT-MF +2% GT-1 +3%NTBASE。

3.2.2   垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术

塔深5井5 876～6 114 m井段使用PDC钻头+垂直钻井工具+$\phi$244.5 mm等壁厚大扭矩螺杆，进尺238 m，平均机械钻速6.25 m/h，井斜角由1.74°减小至0.40°。对比轮探1井同井段，提速约29%，井身质量达到优质。应用表明，垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术一方面可解放钻压，另一方面因使用了螺杆钻具可兼顾防斜和提速要求。对比分析认为，垂直钻井工具+大扭矩直螺杆钻具组合适合该地层特性，较单纯使用垂直钻井工具或使用单弯螺杆在纠斜方面有一定优势。

3.2.3   减振提速技术

塔深5井6 738.00～7 144.00 和7 257.00～7 628.00 m井段钻进白云岩地层时，应用了减振提速技术，使用4只PDC钻头顺利钻至三开中完，累计进尺777 m，纯钻时间375.4 h，平均机械钻速2.07 m/h；与邻井轮探1井相比，机械钻速提高约35%（见表3）。

表  3  塔深5井与轮探1井在不同工艺下的机械钻速对比

Table  3.  Comparison of the ROP between Well Tashen 5 and Well Luntan 1 with different drilling technologies

井号	钻头型号	钻头外径/mm	钻头生产厂家	钻进井段/m	机械钻速/（m·h−1）	提速工艺
塔深5	XZ816	311.1	史密斯	6 738.00～6 977.00	1.74	扭冲
	Z716	311.1	史密斯	6 977.00～7 144.00	2.00	扭冲
	XZ816	311.1	史密斯	7 257.00～7 520.00	2.36	扭冲
	Z716	311.1	史密斯	7 520.00～7 628.00	2.44	扭冲
轮探1	KPM1333DST	311.1	江汉	6 716.77～6 790.00	1.09
	KPM1333DST	311.1	江汉	6 790.00～6 953.00	1.57	双摆
	KPM1333DST	311.1	江汉	6 953.00～7 102.00	1.49	双摆
	X616	311.1	史密斯	7 102.00～7 424.00	1.40	双摆
	X616	311.1	史密斯	7 424.00～7 475.67	1.64	双摆

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4.   结论与建议

1）高温超深层断裂带堵漏技术现场应用效果较好，能够解决井壁物理支撑需求与断裂带实际存在的矛盾，能实现原有钻具迅速堵漏、承压何恢复钻进，缩短处理井下故障的时间。

2）垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术在一定程度上达到了易斜井段的防斜提速目的，但传动轴下部增加了垂直钻井工具，对螺杆的寿命和可靠性有一定影响，可考虑应用大扭矩金属螺杆，也建议螺杆钻具生产厂家强化螺杆轴承和进一步提高螺杆的输出功率。

3）减振提速技术是超硬地层提高钻头切削效率的理想选择，该技术也可减少钻头无序的弹跳、蹩钻和粘滑振动。

4）制约塔河油田超深层进一步提速的因素包括地层高温、高压和地层压实程度高等，应用的提速工具需满足井下复杂环境的要求，国内成熟的仪器、工具较少，建议进一步提高大扭矩螺杆钻具的输出功率、寿命和可靠性。