塔河油田鉆井完井技術(shù)進(jìn)步與展望

張 平， 賈曉斌， 白彬珍， 宋 海

（1. 中國石化西北油田分公司，烏魯木齊 830011；2. 中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

塔河油田位于天山南麓、塔克拉瑪干沙漠北緣，構(gòu)造上屬塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西部[1]，是中國石化第二大油田，目前原油年產(chǎn)量超過600×104t。1997 年，沙46 井和沙48 井獲得高產(chǎn)油氣流，標(biāo)志著塔河油田誕生[2]。截至2018 年底，塔河油田探明油氣地質(zhì)儲量150 967.42×104t 油當(dāng)量（油132 536.21×104t，天然氣18 431.21×104t 油當(dāng)量），共完鉆各類油氣井2 283 口，累計產(chǎn)油量10 205.14×104t，天然氣產(chǎn)量245×108m3。

塔河油田主要產(chǎn)層屬縫洞型碳酸鹽巖地層，具有油層埋藏深（5 300.00～8 400.00 m）、溫度高（120～180 ℃）和壓力高（55～90 MPa）的特點(diǎn)，并普遍含有H2S（含量為0.01%～15.00%），鉆井過程中存在井漏、井塌、井眼縮徑、井控風(fēng)險大和鉆井周期長等技術(shù)難題，通過20 多年的技術(shù)攻關(guān)與實(shí)踐，鉆井完井技術(shù)不斷進(jìn)步，鉆井周期由1996 年的172 d（S46 井，第一口探井，井深5 630.00 m）[2]縮短至69 d（截至2018 年底，平均完鉆井深6 350.00 m）。

1 鉆井完井技術(shù)發(fā)展歷程

塔河油田在滾動勘探開發(fā)過程中，始終堅持以“安全、質(zhì)量、速度、效益”為核心，持續(xù)進(jìn)行鉆井完井技術(shù)攻關(guān)與應(yīng)用，確保了高效勘探和效益開發(fā)目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)?？v觀塔河油田鉆井完井技術(shù)發(fā)展歷程，可將其分為安全成井、優(yōu)快鉆井和高效鉆井3 個階段。

1.1 安全成井階段（1996—2001 年）

在安全成井階段，塔河油田主要滾動勘探奧陶系，并應(yīng)用水平井開發(fā)三疊系油氣藏，形成了基于地層特性初步認(rèn)知的井身結(jié)構(gòu)和鉆頭選型方案，開展了水平井鉆井完井技術(shù)攻關(guān)，并配套應(yīng)用了鉀基鉆井液和聚磺鉆井液，確保了139 口井安全成井。

1.1.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計方案

通過對地質(zhì)條件的初步認(rèn)識，明確了地層壓力系數(shù)為1.00～1.24，其中奧陶系地層壓力系數(shù)為1.08～1.12，奧陶系頂部風(fēng)化殼為必封點(diǎn)?；诖?，針對三疊系和奧陶系油藏分別設(shè)計了三開和四開井身結(jié)構(gòu)。

目的層為三疊系的油井采用三開井身結(jié)構(gòu)：φ444.5 mm 鉆頭×φ339.7 mm 表層套管（下深500.00 m）+φ311.1 mm 鉆頭×φ244.5 mm 技術(shù)套管（下深3 300.00 m）+φ215.9 mm 鉆頭×φ177.8 mm 油層套管（下深4 650.00 m），采用射孔完井。

目的層為奧陶系的油井采用四開井身結(jié)構(gòu)：φ444.5 mm 鉆頭×φ339.7 mm 表層套管（下深500.00 m）+φ311.1 mm 鉆頭×φ244.5 mm 技術(shù)套管（下深3 900.00 m）+φ215.9 mm 鉆頭×φ177.8 mm 油層套管（下深5 300.00 m）+φ149.2 mm 鉆頭×井深5 650.00 m，采用先期裸眼完井。

1.1.2 鉆頭優(yōu)選方案

1）0～500.00 m 井段地層膠結(jié)疏松、成巖性差，選用P2 鋼齒牙輪鉆頭，配合應(yīng)用噴射鉆井技術(shù)，機(jī)械鉆速達(dá)20.00 m/h。

2）500.00～3 000.00 m 井段為軟—中軟地層，選用H126 和H136 鋼齒牙輪鉆頭替代J11 鉆頭[3]，機(jī)械鉆速由8.00 m/h 提高至12.00 m/h，牙輪壽命由50 h增至80 h。

3）3 000.00～4 500.00 m 井段為中硬地層，泥巖塑性強(qiáng)，選用HJ517 楔形鑲齒牙輪鉆頭替代J22 鉆頭，機(jī)械鉆速由3.00 m/h 提高至5.00 m/h，牙輪鉆頭壽命由40 h 增至60 h，綜合效益提高100%。

4）4 500.00～5 600.00 m 井段為中硬—硬地層，含有礫石層，選用HJ537 球形鑲齒牙輪鉆頭替代J33鉆頭，機(jī)械鉆速由1.00 m/h 提高至3.00 m/h，牙輪鉆頭壽命由30 h 增至50 h，綜合效益提高150%。

1.1.3 水平井鉆井技術(shù)

為了減少底水錐進(jìn)和提高采收率，塔河油田應(yīng)用水平井開發(fā)三疊系油藏[4-6]。φ244.5 mm 技術(shù)套管下至井深4 250.00 m，φ215.9 mm 鉆頭從井深4 300.00 m處造斜，設(shè)計造斜率6°/30 m，完鉆井深約5 095.00 m，水平位移約650.00 m，水平段長約350.00 m，采用φ139.7 mm 割縫篩管完井，篩管頂部注水泥固井。

在安全成井階段，塔河油田共完成8 口水平井，平均完鉆井深5 141.50 m，平均機(jī)械鉆速達(dá)6.56 m/h，平均鉆井周期為85.6 d，成井率100%，采油指數(shù)提高3 倍，有效提高了采收率。

針對奧陶系碳酸鹽巖油藏特點(diǎn)，開展了停產(chǎn)井側(cè)鉆水平井的嘗試[7]。塔河油田第一口側(cè)鉆水平井TK425CH 井造斜點(diǎn)深5 418.00 m，平均造斜率為1.16°/m，最大井斜角101.8°，水平段長246.51 m，水平位移303.46 m，創(chuàng)當(dāng)時國內(nèi)垂深超過5 400.00 m側(cè)鉆水平井造斜率最大紀(jì)錄[8]。

1.1.4 鉆井液技術(shù)

在安全成井階段，塔河油田油氣井鉆井主要應(yīng)用了鉀基聚合物鉆井液、復(fù)合鉀鹽聚磺鉆井液和聚磺混油鉆井液（三疊系水平井），并采取了相應(yīng)的井眼穩(wěn)定、井眼清潔、儲層保護(hù)等技術(shù)措施，確保了油氣井成井率。

1）鉀基聚合物鉆井液。選用鉀基聚合物鉆井液解決第四系、新近系和古近系地層泥巖因水化膨脹性強(qiáng)而易縮徑、卡鉆的技術(shù)難題[9-10]，其基本配方為：4.00%膨潤土＋0.40%～0.60%Na2CO3＋0.06%～0.10%KPAM＋1.00%KPAN＋0.20%～0.30%FT-367＋1.00%～2.00%FT-1。鉆進(jìn)過程中不斷補(bǔ)充相關(guān)處理劑，增強(qiáng)鉆井液的抑制能力[11]，控制API 濾失量小于8 mL。

2）復(fù)合鉀鹽聚磺鉆井液。選用復(fù)合鉀鹽聚磺鉆井液解決侏羅系—石炭系硬脆性泥巖易垮塌掉塊的難題，其基本配方為：淡水＋4.0%膨潤土＋0.3%～

0.4%Na2CO3＋0.2%～0.3%FA-367＋1.0%KPAN＋2.0%～3.0%SMP-1＋1.0%～2.0%OSAMK＋2.0%WFT-666。鉆進(jìn)過程中控制其API 濾失量小于5 mL。鉆井實(shí)踐表明，石炭系砂泥巖互層井段井徑擴(kuò)大率從大于25%降至15%以下。

3）聚磺混油鉆井液[12]。三疊系油藏水平井水平段選用聚磺混油鉆井液鉆進(jìn)，采取保持陽離子防塌劑含量以提高抑制能力、控制流性指數(shù)實(shí)現(xiàn)平板層流以滿足攜巖要求、加入改性礦物油潤滑劑和原油提高潤滑性等維護(hù)處理措施，確保了鉆井安全及井眼質(zhì)量。其基本配方為：3.0%膨潤土＋0.3%～0.5%HQB-2000＋1.0%～2.0%SMP-2＋1.0%～2.0%SPNH＋1.5%～2.0%EFT-100＋1.0%～2.0%JT888＋8.0%～12.0%原油＋0.5%～1.0%RH-102。

1.1.5 固井技術(shù)

1）尾管固井技術(shù)。通過優(yōu)選水泥添加劑，研發(fā)了適用于井溫小于110 ℃油井固井的中高溫水泥漿和適用于井溫大于110 ℃油井固井的高溫水泥漿，并采取了提高頂替效率的技術(shù)措施，尾管固井質(zhì)量合格率從50.0%提高至76.9%。提高頂替效率的技術(shù)措施主要包括：確保不同漿體間的密度差合理，要求鉆井液、沖洗液和水泥漿的密度依次增大，推薦密度差為0.2 kg/L[13]；沖洗液紊流臨界排量小于25 L/s，水泥漿塞流臨界排量大于5 L/s。

2）水平井固井技術(shù)。通過優(yōu)化套管串結(jié)構(gòu)，應(yīng)用非滲透水泥漿，并采取優(yōu)化整體式彈性扶正器數(shù)量、注入不混油鉆井液、紊流模式?jīng)_洗和塞流模式頂替等措施，提高頂替效率，水平段固井質(zhì)量合格率達(dá)85%，優(yōu)良率達(dá)56%。

1.2 優(yōu)快鉆井階段（2002—2011 年）

在優(yōu)快鉆井階段，塔河油田通過技術(shù)攻關(guān)，形成了以井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、“PDC 鉆頭＋井下動力鉆具”提速為核心的深井超深井鉆井技術(shù)，并發(fā)展了復(fù)雜結(jié)構(gòu)井鉆井技術(shù)、超深小井眼側(cè)鉆技術(shù)，共完鉆1 631 口井，鉆井周期由123 d（井深5 736.00 m）縮短至86 d（井深6 214.00 m）。

1.2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

隨著長裸眼井眼穩(wěn)定技術(shù)和隨鉆堵漏技術(shù)的進(jìn)步，三疊系碎屑巖油藏直井井身結(jié)構(gòu)由三開優(yōu)化為二開，鉆井周期由76 d 縮短至42 d；碳酸鹽巖油藏直井井身結(jié)構(gòu)由四開優(yōu)化為三開，機(jī)械鉆速由5.50 m/h提高到9.33 m/h，鉆井周期由135 d（井深5 650.00 m）縮短至83 d（井深6 200.00 m），鉆井周期最短達(dá)49 d。

碎屑巖油藏直井井身結(jié)構(gòu)為：φ365.1 mm 鉆頭×φ273.1 mm 套管（下深800.00 或1 200.00 m）＋φ241.3 mm鉆頭×φ177.8 mm 套管(下深4 650.00～5 500.00 m)，采用射孔完井。

碳酸鹽巖油藏直井井身結(jié)構(gòu)為：φ365.1 mm 鉆頭×φ273.1 mm 套管（下深1 200.00 m）＋φ241.3 mm鉆頭×φ177.8 mm 套管（下深5 300.00～6 200.00 m，即風(fēng)化殼頂界以上5.00 m）＋φ149.2 mm 鉆頭（井深5 450.00～6 350.00 m），采用先期裸眼完井。

1.2.2 鉆井提速技術(shù)

為提高深井鉆井速度，塔河油田試驗(yàn)應(yīng)用了PDC 鉆頭＋螺桿鉆具復(fù)合鉆井技術(shù)、扭沖及旋沖鉆井技術(shù)和高壓噴射鉆井技術(shù)，提速效果較好。

1）PDC鉆頭＋螺桿鉆具復(fù)合鉆井技術(shù)。根據(jù)地層可鉆性級值計算結(jié)果，進(jìn)一步優(yōu)化了PDC 鉆頭選型方案[14]。三疊系及以上地層，選用五刀翼鋼體PDC 鉆頭+中速螺桿鉆具鐘擺鉆具組合鉆進(jìn)，機(jī)械鉆速由5.50 m/h 提高至19.08 m/h；石炭系—奧陶系中上統(tǒng)地層，選用五刀翼胎體PDC 鉆頭+耐高溫大扭矩螺桿鉆具鉆進(jìn)，機(jī)械鉆速由2.50 m/h 提高至4.70 m/h。同時，通過個性化設(shè)計，螺桿鉆具壽命超過200 h，單只φ241.3 mmPDC 鉆頭創(chuàng)進(jìn)尺4 452.00 m 的國內(nèi)紀(jì)錄。

2）扭沖及旋沖鉆井技術(shù)。利用液力沖擊器和扭力沖擊器實(shí)現(xiàn)沖擊與旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)聯(lián)合破巖，并減少PDC 鉆頭的粘滑效應(yīng)，提高鉆頭鉆進(jìn)效率和壽命。TP180X 井5 965.00～6 512.00 m 井段應(yīng)用了旋沖鉆井技術(shù)（PDC 鉆頭），純鉆時間87 h，平均機(jī)械鉆速6.29 m/h，比鄰井PDC 鉆頭機(jī)械鉆速提高了121.50%。TP166 井二疊系以深地層扭沖鉆進(jìn)最大單趟進(jìn)尺達(dá)1 069.50 m，機(jī)械鉆速較鄰井提高79.86%。

3）高壓噴射鉆井技術(shù)[15]。為提高井下動力鉆具輸出扭矩并充分發(fā)揮水力噴射破巖的作用，研制了φ139.7 mm 非標(biāo)準(zhǔn)鉆桿，其水眼直徑由76.2 mm 增大至101.6 mm，井深5 000.00 m 時鉆頭水功率可提高30%，噴射速度可提高56%，并配套裝備了額定壓力52 MPa 鉆井泵和70 MPa 循環(huán)管匯。TH12233 井完鉆井深6 126.00 m，高壓噴射鉆井試驗(yàn)井段機(jī)械鉆速提高65.00%，鉆井周期縮短17.92 d。

1.2.3 復(fù)雜結(jié)構(gòu)井鉆井技術(shù)

在優(yōu)快鉆井階段，塔河油田開展了分支水平井、階梯水平井和叢式井鉆井技術(shù)研究與試驗(yàn)，初步形成了適合塔河油田地層特點(diǎn)的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井鉆井技術(shù)。

1）分支水平井鉆井技術(shù)[16-17]。通過引進(jìn)分支水平井鉆井完井技術(shù)，完成了TK908DH 雙分支水平井，采用TAML4 級完井，是當(dāng)時國內(nèi)最深的分支水平井。

2）階梯水平井鉆井技術(shù)[18]。為降低鉆井成本和提高油藏動用程度，開展了階梯水平井井眼軌跡控制、水平段延伸能力等技術(shù)攻關(guān)，完成了YK7CH 階梯水平井的鉆井施工。該井造斜點(diǎn)井深4 988.60 m，完鉆井深5 982.00 m，創(chuàng)水平落差最大（16.83 m）和階梯水平井水平位移最長（799.82 m）的國內(nèi)紀(jì)錄。

3）叢式井鉆井技術(shù)。在胡楊林和塔里木河保護(hù)區(qū)內(nèi)部署完成了AT9 叢式井組8 口井的鉆井施工，井口間距8.00 m，造斜點(diǎn)井深約4 000.00 m，完鉆井深5 116.00 m，為當(dāng)時國內(nèi)造斜點(diǎn)最深的叢式水平井組。1.2.4 超深小井眼側(cè)鉆井技術(shù)

奧陶系碳酸鹽巖油藏特征決定了老井側(cè)鉆逐步成為該油藏高效開發(fā)的重要技術(shù)。通過優(yōu)化井眼軌道設(shè)計及井眼軌跡控制技術(shù)，配套MWD 儀器，研制段銑工具、斜向器和開窗銑鞋等專用工具，形成了深井裸眼短半徑側(cè)鉆、φ177.8 mm 套管斜向器開窗側(cè)鉆、φ244.5 mm 套管段銑開窗側(cè)鉆等側(cè)鉆技術(shù)。截至2011 年底，累計側(cè)鉆200 井次以上，累計增油超過400×104t，并創(chuàng)造斜率最高（50.01°/30m）、井斜角最大（101.8°）、開窗側(cè)鉆點(diǎn)最深（6 792.00 m）、完鉆垂深最深（6 939.68 m）、φ177.8 mm 套管開窗側(cè)鉆水平位移最長（1 273.16 m）、φ244.5 mm 套管開窗側(cè)鉆水平位移最長（1384.51 m）多項(xiàng)深井側(cè)鉆紀(jì)錄。

1.2.5 超深井鉆井技術(shù)

為探索寒武系的含油氣性，實(shí)現(xiàn)“塔河之下找塔河”的戰(zhàn)略目標(biāo)，通過開展非標(biāo)套管井身結(jié)構(gòu)設(shè)計、縫洞型地層堵漏技術(shù)、超高溫鉆井液技術(shù)、非標(biāo)套管固井技術(shù)和超低密度水泥漿固井技術(shù)攻關(guān)和實(shí)踐，完成塔深1 井的鉆井施工，完鉆井深8 408.00 m，創(chuàng)當(dāng)時亞洲直井最深紀(jì)錄[19]。 該井應(yīng)用PDC 鉆頭+鐘擺鉆具組合[20]和PDC 鉆頭＋減速渦輪鉆進(jìn)，大大提高了機(jī)械鉆速；應(yīng)用聚合物鉆井液、聚磺防塌鉆井液和抗高溫磺化屏蔽暫堵鉆井液，解決了井壁失穩(wěn)難題；應(yīng)用橋漿和低密度膨脹堵漏技術(shù)，解決了奧陶系地層的井漏問題[21]；應(yīng)用抗高溫恒密度低密度水泥漿封固5 460.00～6 800.00 m 井段，固井質(zhì)量良好[22]；應(yīng)用新型取心工具在7 101.57～8 408.00 m井段成功取心5 筒次，平均巖心收獲率78.8%，創(chuàng)造了國內(nèi)取心最深紀(jì)錄[23]。

1.2.6 低密度固井及水平段全封固固井技術(shù)

為解決裸眼段長、二疊系易漏失等難題，研發(fā)了中溫漂珠微硅高強(qiáng)低密度水泥漿和抗高溫粉煤灰低密度水泥漿[24]等低密度水泥漿體系，分別在現(xiàn)場應(yīng)用超過100 井次和300 井次，固井質(zhì)量合格率從76%提高至100%，優(yōu)良率由34%提高至75%。

為提高碎屑巖油藏水平井固井質(zhì)量，研制應(yīng)用了塑性膨脹防氣竄水泥漿體系，并采取了一系列提高頂替效率的技術(shù)措施[25]，初步形成了深井水平段全封固固井技術(shù)。該技術(shù)應(yīng)用超過150 井次，固井質(zhì)量合格率100%，優(yōu)良率97%，大大延長了無水采油期。

1.3 高效鉆井階段（2012 年至今）

在高效鉆井階段，圍繞老井側(cè)鉆開展了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、機(jī)械封隔泥巖、水平井分段壓裂及調(diào)流控水和優(yōu)質(zhì)高效鉆井技術(shù)研究與應(yīng)用，有力保障了塔河油田深部油氣藏的高效開發(fā)。

1.3.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

為滿足老井側(cè)鉆后不擴(kuò)孔下入套管封隔儲層上部易塌地層和高壓水層的需求，將原三開井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為新三開井身結(jié)構(gòu)：φ365.1 mm 鉆頭×φ273.1 mm套管（下深1 200.00 m）＋φ250.9 mm 鉆頭×φ193.7 mm套管（下深5 300.00～6 200.00 m，即風(fēng)化殼頂界以上8.00 m）＋φ165.1 mm 鉆頭（井深5 450.00～6 350.00 m），采用先期裸眼完井，側(cè)鉆井眼直徑由149.2 mm 增大至165.1 mm，避免了原井身結(jié)構(gòu)中φ177.8 mm 套管開窗后需擴(kuò)孔的難題。該井身結(jié)構(gòu)已應(yīng)用于600 余口側(cè)鉆井，鉆井周期由83 d 縮短至69 d。

1.3.2 機(jī)械封隔復(fù)雜泥巖地層側(cè)鉆技術(shù)

為了預(yù)防底水錐進(jìn)問題，老井側(cè)鉆時有避水要求，側(cè)鉆點(diǎn)必須選在巴楚組或桑塔木組泥巖井段，但φ177.8 mm 套管開窗側(cè)鉆井眼直徑小，無相應(yīng)尺寸套管封隔復(fù)雜泥巖段，后期完井和采油期間泥巖易垮塌而掩埋井眼。為此，開展了定向隨鉆擴(kuò)孔+膨脹管、定向隨鉆擴(kuò)孔+非標(biāo)套管技術(shù)攻關(guān)，并配套應(yīng)用了鉀胺基聚磺鉆井液，確保了鉆井和采油過程中泥巖的穩(wěn)定。

1）定向隨鉆擴(kuò)孔+膨脹管封隔泥巖側(cè)鉆技術(shù)。使用雙心鉆頭+單彎螺桿鉆具進(jìn)行定向段隨鉆擴(kuò)孔，將井眼直徑由149.2 mm 擴(kuò)至165.1 mm 以上，下入φ139.7 mm 膨脹管，配套應(yīng)用超緩凝水泥漿，膨脹管膨脹后內(nèi)徑可達(dá)134.5 mm，滿足下開次施工對井眼直徑的要求。該技術(shù)已應(yīng)用7 井次，成功率85.7%，并創(chuàng)膨脹管作業(yè)最深（6 065.34 m）、井斜角最大（65.84°）和膨脹管最長（526.88 m）等3 項(xiàng)紀(jì)錄[26]。

2）定向隨鉆擴(kuò)孔+φ139.7 mm特殊直聯(lián)扣套管封隔泥巖側(cè)鉆技術(shù)。研制了φ139.7 mm 特殊直聯(lián)扣套管（壁厚7.72 mm）[27]，解決了膨脹管抗外擠強(qiáng)度低的難題，現(xiàn)場應(yīng)用37 井次，成功率100%。

3）強(qiáng)抑制鉀胺基聚磺鉆井液。巴楚組和桑塔木組硬脆性泥頁巖地層微裂縫發(fā)育，水化分散性較強(qiáng)，鉆井液濾液的侵入會引起泥頁巖水化，導(dǎo)致井眼坍塌掉塊[28]。為此，研究了強(qiáng)抑制鉀胺基聚磺鉆井液，并應(yīng)用50 井次以上，井徑擴(kuò)大率由29.3%降至10.0%以下，側(cè)鉆過程中均無阻卡現(xiàn)象。

1.3.3 優(yōu)質(zhì)高效鉆井技術(shù)

在高效鉆井階段，塔河油田全面推廣應(yīng)用PDC鉆頭，并優(yōu)選了耐高溫、耐研磨、抗沖擊的金剛石復(fù)合片，優(yōu)化了鉆頭冠狀結(jié)構(gòu)，研制了“獅虎獸”等個性化PDC 鉆頭；使用預(yù)彎曲鉆具組合防斜，配套簡易MWD 隨鉆測斜儀，改變了PDC 鉆頭“輕壓吊打”的鉆進(jìn)方式，解放了鉆壓，在提高機(jī)械鉆速的同時也確保了井眼打直，實(shí)現(xiàn)了優(yōu)質(zhì)高效鉆井。φ250.9 mm井眼鉆井速度提高41%～173%，鉆井周期縮短

13%～29%。

1）二疊系以上地層應(yīng)用PDC 鉆頭＋0.5°螺桿鉆具＋簡易MWD，采用大排量、低鉆壓、高轉(zhuǎn)速鉆進(jìn)，PDC 鉆頭選用φ19 mm 復(fù)合片，鋼體結(jié)構(gòu)，深內(nèi)錐設(shè)計。

2）二疊系地層選用“獅虎獸”牙輪PDC 復(fù)合鉆頭，一趟鉆鉆穿火成巖，鉆井效率提高50%以上。

3）二疊系以下地層應(yīng)用PDC 鉆頭＋大扭矩螺桿鉆具＋簡易MWD，采用高鉆壓、高泵壓、低轉(zhuǎn)速鉆進(jìn)。為提高PDC 鉆頭的耐沖擊和壽命設(shè)計雙排齒，選用φ16 mm 復(fù)合片，胎體結(jié)構(gòu)，淺內(nèi)錐設(shè)計。

1.3.4 復(fù)雜油藏水平井完井技術(shù)

1）奧陶系油藏水平井分段酸壓完井技術(shù)。針對塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏供液差的問題，進(jìn)行了完井工藝優(yōu)化、分段工具優(yōu)選和井筒預(yù)處理技術(shù)等研究[29]，形成了液壓封隔器＋滑套、遇液膨脹封隔器＋滑套和復(fù)合式封隔器＋滑套等3 項(xiàng)碳酸鹽巖超深水平井分段酸壓完井技術(shù)，共完成4 井次15 級分段酸壓完井作業(yè)，成功率75%。

2）碎屑巖油藏自適應(yīng)調(diào)流控水技術(shù)。該技術(shù)采用精密濾砂管進(jìn)行機(jī)械防砂，利用油水基本物性差異，通過自適應(yīng)調(diào)流控水裝置內(nèi)部獨(dú)特的結(jié)構(gòu)改變流體的運(yùn)動勢能，自動識別流體、自動調(diào)整壓降、自適應(yīng)穩(wěn)油控水，實(shí)現(xiàn)水平段油、水均衡流入[30]，達(dá)到控水采油的目的。該技術(shù)已應(yīng)用10 井次，最高無水采油期達(dá)2 348 d，平均單井無水采油期1 063 d，與射孔完井相比，單井無水采油期延長800 d 以上，累計采油量28.2×104t。

2 鉆井完井技術(shù)成果與認(rèn)識

2.1 鉆井完井技術(shù)成果

目前，塔河油田已成為我國第一個以古生界奧陶系為主力產(chǎn)層的千萬噸級大油田，也是我國第一個縫洞型碳酸鹽巖海相大油田，其中鉆井完井技術(shù)的不斷進(jìn)步為塔河油田的快速發(fā)展提供了強(qiáng)有力的支持。在20 多年的發(fā)展歷程中，塔河油田攻克了一系列鉆井完井技術(shù)難題，形成了深井超深井優(yōu)快鉆井技術(shù)、深井水平井鉆井完井技術(shù)、超深小井眼側(cè)鉆技術(shù)及配套的鉆井液和固井等特色技術(shù)，相繼鉆成了塔深1 井等一批世界級深井超深井，創(chuàng)造了一系列深井鉆井的國內(nèi)和國際紀(jì)錄。

2.1.1 深井超深井優(yōu)快鉆井技術(shù)

深井超深井優(yōu)快鉆井技術(shù)累計應(yīng)用1 419 口井，其中，2005—2017 年完鉆油氣井的平均機(jī)械鉆速及鉆井周期統(tǒng)計結(jié)果見圖1。由圖1 可以看出，平均機(jī)械鉆速逐年提高，鉆井周期逐年降低，2017 年平均機(jī)械鉆速較2005 年提高114%，鉆井周期縮短14%。

2.1.2 深井水平井完井技術(shù)

三疊系碎屑巖和奧陶系碳酸鹽巖油藏采用水平井開發(fā)，其中129 口井應(yīng)用變密度射孔完井方式，采用“低滲疏通、高滲抑制、均衡流量”的完井工藝，無水采油期達(dá)到18 834 d，累計增油27.1×104t；13 口井采用“分段調(diào)流”完井方式，采取單元精細(xì)劃分以調(diào)整進(jìn)液孔直徑，并使用調(diào)流控件+膨脹封隔器以均衡產(chǎn)出剖面，無水采油期達(dá)到11 219 d，累計增油量27.3×104t。

2.1.3 超深小井眼側(cè)鉆技術(shù)

以“短半徑裸眼側(cè)鉆技術(shù)和機(jī)械封隔復(fù)雜泥巖開窗側(cè)鉆技術(shù)”為核心的超深小井眼側(cè)鉆技術(shù)累計應(yīng)用585 口井，其中短半徑裸眼側(cè)鉆技術(shù)應(yīng)用550 口井，單井成本降低50%～60%，累計增油量860×104t；機(jī)械封隔復(fù)雜泥巖開窗側(cè)鉆技術(shù)應(yīng)用35 口井，單井成本降低30%，增油量15×104t，并實(shí)現(xiàn)定向隨鉆擴(kuò)孔技術(shù)在國內(nèi)的首次成功應(yīng)用。

圖 1 塔河油田完鉆油氣井的平均機(jī)械鉆速及鉆井周期統(tǒng)計結(jié)果Fig.1 Statistical results of average drilling rate and drilling cycle of the wells in the Tahe Oilfield

2.2 鉆井完井技術(shù)發(fā)展的認(rèn)識與體會

深入剖析塔河油田鉆井完井發(fā)展歷程，認(rèn)為地質(zhì)工程一體化、強(qiáng)化以油藏為目標(biāo)的效益開發(fā)和科學(xué)鉆探推動了鉆井完井技術(shù)的快速發(fā)展。

1）地質(zhì)與工程一體化。從三疊系油藏的滾動勘探開發(fā)開始，邊勘探、邊評價、邊開發(fā)，這種地質(zhì)與工程一體化的開發(fā)模式，相比油田傳統(tǒng)的“勘探—評價—開發(fā)—再評價—再開發(fā)”的開發(fā)模式，大大縮短了開發(fā)周期?；诘刭|(zhì)與工程一體化的指導(dǎo)思想，奧陶系油藏從2006 年開始勘探，僅用時6 年就實(shí)現(xiàn)大規(guī)模建產(chǎn)，成為塔河油田主力產(chǎn)層。正是在地質(zhì)與工程一體化開發(fā)模式指導(dǎo)下，對地質(zhì)情況的逐步深化認(rèn)知直接推動了鉆井完井技術(shù)的進(jìn)步，突出表現(xiàn)在井身結(jié)構(gòu)的不斷優(yōu)化和機(jī)械鉆速的不斷提高。隨著對地層壓力體系等地質(zhì)特征的認(rèn)識越來越清晰，井身結(jié)構(gòu)由最初的四開簡化到三開，不僅減少了中完等非生產(chǎn)時間，而且減少了井下復(fù)雜情況，提高了生產(chǎn)效率，而鉆井技術(shù)的進(jìn)步，也確保了油氣井地質(zhì)和開發(fā)目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。同時，隨著巖石可鉆性級值、抗剪強(qiáng)度、抗壓強(qiáng)度等地層特征的日益明確，對PDC 鉆頭進(jìn)行了針對性的優(yōu)化設(shè)計，并優(yōu)選應(yīng)用了螺桿鉆具、沖擊器、大水眼鉆具等井下工具，大幅提高了機(jī)械鉆速。

2）強(qiáng)化效益開發(fā)和科學(xué)鉆探。堅持以油藏為目標(biāo)“倒裝”配套鉆井完井技術(shù)，從側(cè)鉆井避水和完井采油的需求出發(fā)，先確定完井方式，并明確完鉆井眼直徑不小于120.7 mm 的目標(biāo)，再“自下而上”設(shè)計井身結(jié)構(gòu)，并采用膨脹管技術(shù)。然后，根據(jù)應(yīng)用膨脹管的需求進(jìn)行定向隨鉆擴(kuò)孔技術(shù)和強(qiáng)抑制性鉆井液體系的技術(shù)攻關(guān)，最終完鉆井眼直徑可達(dá)到130.0 mm。通過進(jìn)一步完善井身結(jié)構(gòu)設(shè)計方案，并應(yīng)用了非標(biāo)準(zhǔn)套管，技術(shù)套管由φ177.8mm 優(yōu)化為φ193.7mm，完鉆井眼直徑增大至165.0 mm，從而減少了定向隨鉆擴(kuò)孔的工作量，最終形成了新的三開井身結(jié)構(gòu)。

3 鉆井完井技術(shù)攻關(guān)方向

隨著塔河油田勘探開發(fā)轉(zhuǎn)向深層和外圍，面臨的地質(zhì)條件更為復(fù)雜，井眼更深、溫度和壓力更高，鉆井完井難度也越來越大，對技術(shù)進(jìn)步的需求也更為迫切，因此，要以塔河油田效益開發(fā)和超深井安全高效鉆井為核心，持續(xù)開展技術(shù)攻關(guān)與試驗(yàn)，盡快形成滿足塔河油田深部油藏高效開發(fā)需求的深井超深井鉆井完井技術(shù)。

3.1 深層破碎帶鉆井技術(shù)

隨著奧陶系蓬萊壩組和寒武系相繼發(fā)現(xiàn)油氣流，塔河深層顯現(xiàn)出良好的勘探開發(fā)前景。但受地質(zhì)構(gòu)造影響，深部地層裂縫、溶洞發(fā)育，安全壓力窗口窄，破碎帶發(fā)育，導(dǎo)致現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)無法滿足勘探開發(fā)需求，急需開展破碎帶地層防漏堵漏、深部地層井壁穩(wěn)定和破碎帶低承壓層固井等技術(shù)攻關(guān)。

3.2 外圍新區(qū)快速鉆井技術(shù)

塔河外圍的順北、巴麥、天山南等地區(qū)油氣資源儲量豐富，近年來陸續(xù)建成了一批有較高經(jīng)濟(jì)價值的油氣田，但外圍地區(qū)勘探程度低，地質(zhì)、油藏不確定性大，儲層埋藏更深，火成巖、低承壓地層等復(fù)雜地層發(fā)育，侵入體、高壓鹽水層分布的規(guī)律性差，導(dǎo)致新區(qū)油氣井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計難度大，鉆井過程中井壁失穩(wěn)、井漏等復(fù)雜情況多，鉆井效率低，急需開展配套快速鉆井完井技術(shù)攻關(guān)，主要包括隨鉆堵漏、深層井壁穩(wěn)定、超深井鉆井提速等技術(shù)攻關(guān)。

3.3 深井水平段側(cè)鉆技術(shù)

水平井和側(cè)鉆井可以溝通更多的縫洞儲集體，是碳酸鹽巖油藏開發(fā)的主要井型，但現(xiàn)有直井開窗側(cè)鉆技術(shù)的井眼準(zhǔn)備時間長、施工工序多、三維井眼摩阻大和鉆井周期長，因此應(yīng)盡快開展深井水平段側(cè)鉆和多靶點(diǎn)鉆井技術(shù)攻關(guān)，以縮短鉆井周期、提高深層油氣藏動用程度。同時，隨著井溫和壓力升高，現(xiàn)有抗溫175 ℃、抗壓137 MPa 的MWD 無法滿足現(xiàn)場需要，急需研制抗溫185 ℃甚至200 ℃、抗壓206 MPa 以上的高溫高壓MWD。

3.4 裂縫性高壓氣藏安全鉆井技術(shù)

塔河油田深部奧陶系裂縫性高壓氣藏的壓力超過90 MPa，鉆井過程中氣液置換速度快，鉆井液難以壓穩(wěn)氣層，井控風(fēng)險大；井底溫度高于180 ℃，導(dǎo)致高密度鉆井液沉降穩(wěn)定性變差，水泥外加劑易失效，從而影響鉆井安全，也難以保證固井質(zhì)量。因此，需開展抗高溫高密度鉆井液、封縫堵氣、氣滯塞、防氣竄固井和井筒完整性等技術(shù)攻關(guān)，盡快形成裂縫性高壓氣藏安全鉆井技術(shù)。

3.5 高溫高壓和智能流量控制完井技術(shù)

塔河深層和外圍地區(qū)，儲層流體性質(zhì)復(fù)雜，預(yù)測油藏溫度為232～260 ℃、壓力為172～207 MPa，因此需進(jìn)行特高溫特高壓完井配套技術(shù)攻關(guān)，為后續(xù)完井作業(yè)能力的提高提供技術(shù)儲備。同時，塔河油田現(xiàn)有完井管柱僅能滿足完井、壓裂、試油、生產(chǎn)和測井等作業(yè)需求，很難滿足找水、堵水、調(diào)流、配產(chǎn)和配注等需求，需開展智能流量控制完井技術(shù)研究，以滿足不同類型油藏分層、分段、分支等注采需求，實(shí)現(xiàn)完井—改造—采油—增產(chǎn)各階段流量控制的智能化、精細(xì)化管理。

4 結(jié)論與建議

1）經(jīng)過20 多年的發(fā)展，塔河油田逐步形成了以井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化和優(yōu)快鉆井技術(shù)為核心的深井超深井鉆井完井技術(shù)，為該油田高效勘探開發(fā)、提高油藏動用程度提供了技術(shù)保障，也有力推動了中國石化深井超深井鉆井完井技術(shù)進(jìn)步。

2）塔河油田鉆井完井技術(shù)發(fā)展歷程，可分為安全成井階段、優(yōu)快鉆井階段和高效鉆井階段3 個階段。在每個發(fā)展階段，圍繞塔河油田油氣勘探開發(fā)的不同需求，進(jìn)行了鉆井完井技術(shù)攻關(guān)，形成了具有自身特色的鉆井完井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了塔河油田三疊系及奧陶系油氣藏的高效開發(fā)。

3）地質(zhì)工程一體化相互促進(jìn)、突出以油藏為目標(biāo)的效益開發(fā)和科學(xué)鉆探，是塔河油田20 多年來鉆井完井技術(shù)取得進(jìn)步的重要啟示。

4）塔河油田深層和外圍油氣藏埋藏深，高效開發(fā)面臨的鉆井完井難題多，需加強(qiáng)基礎(chǔ)研究，加大技術(shù)攻關(guān)力度，推動深層和外圍油藏資源的勘探開發(fā)進(jìn)程，助力中國石化深井超深井鉆井完井技術(shù)水平進(jìn)一步提高。