順北56X特深水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)

白彬珍， 曾義金， 葛洪魁

（1. 中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院, 北京 102249；2. 頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室, 北京 102206；3. 中石化石油工程技術(shù)研究院有限公司, 北京 102206）

順北56X井是部署在順北V號條帶的一口超深重點風(fēng)險預(yù)探井。順北V號條帶是中國石化西北油田分公司主要油氣上產(chǎn)區(qū)域之一[1-3]。相較順北其他條帶，V號條帶儲層埋藏較深（平均埋深超過8 000.00 m）、井底溫度較高（井底靜止溫度最高178 ℃）、地質(zhì)情況復(fù)雜（易鉆遇斷裂帶，地層破碎），鉆井面臨二疊系和志留系易漏失、奧陶系地層破碎井壁穩(wěn)定性差、奧陶系桑塔木組易井斜、特深儲層井眼軌跡控制難和儲層易鉆遇裂縫帶、氣測顯示活躍等技術(shù)挑戰(zhàn)[4]。該區(qū)塊前期鉆井過程中，主要采用承壓堵漏、橋漿堵漏等技術(shù)解決二疊系漏失問題[5]，但堵漏時間長、鉆井液消耗量大；多采用“輕壓吊打”防斜打直，嚴(yán)重制約了鉆井提速；井身剖面以單增剖面為主，井眼軌跡調(diào)整空間?。还ぞ呙鏀[放多依靠經(jīng)驗，擺放時間長；隨鉆測量儀器抗溫性能不能滿足要求，儀器故障率高；處理儲層氣侵等井控問題時，多采用高密度鉆井液壓穩(wěn)氣層，但這樣使儲層漏失加劇，加劇了儲層污染。為此，順北56X井針對鉆遇地層的地質(zhì)特征，結(jié)合鄰井鉆井經(jīng)驗，通過應(yīng)用“大扭矩螺桿+垂直鉆井系統(tǒng)”防斜打快技術(shù)、采用防漏堵漏鉆井液和強封堵油基鉆井液、優(yōu)化井眼軌道、采用工具面快速穩(wěn)定調(diào)控工藝、配套高溫隨鉆測量技術(shù)、采用“微過平衡密度+簡易控壓”鉆井技術(shù)，解決了該井的鉆井技術(shù)難點，順利鉆至井深9 300.00 m（垂深8 087.94 m，水平位移1 348.10 m）完鉆，是我國目前最深的水平井，也刷新了亞洲最深水平井的紀(jì)錄。該井安全成井，表明我國具備了鉆特深水平井的能力，可為中國石化“深地一號”工程順北特深層油氣藏勘探開發(fā)提供技術(shù)支撐。

1 鉆井工程設(shè)計

1.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

順北56X井設(shè)計采用五開制井身結(jié)構(gòu)：一開，采用φ660.4 mm 鉆頭鉆至井深1 500.00 m，φ365.1 mm表層套管下至井深1 500.00 m，封固地表疏松地層；二開，采用φ444.5 mm 鉆頭鉆至井深4 817.00 m，φ365.1 mm套管下至井深4 815.60 m，封隔新近系、古近系、二疊系、石炭系上部地層；三開，采用φ333.4 mm鉆頭鉆至井深6 060.00 m，φ273.1 mm套管下至井深6 059.00 m，封固志留系以上地層；四開，采用φ241.3 mm鉆頭鉆至井深7 756.00 m，φ193.7 mm套管下至井深7 756.00 m，封固一間房組以上地層，采用先懸掛后回接固井方式固井；五開，采用φ149.2 mm鉆頭鉆至井深9 300.00 m完鉆，裸眼完井。

1.2 井眼軌道設(shè)計

該井井身剖面設(shè)計為“直—增—穩(wěn)”三段制井身剖面，造斜段造斜率設(shè)計為7.92°/30m。井眼軌道設(shè)計結(jié)果見表1。

表1 順北56X井井眼軌道設(shè)計結(jié)果Table 1 Well-path design of Well Shunbei 56X

2 地質(zhì)特征及鉆井技術(shù)難點

2.1 地質(zhì)特征

順北56X井從上至下鉆遇新生界第四系、新近系和古近系，中生界白堊系、侏羅系和三疊系，古生界二疊系、石炭系、志留系和奧陶系。第四系、新近系和古近系埋深0～2 645.00 m，巖性以棕色泥巖與砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主。白堊系和三疊系埋深2 645.00～4 106.50 m，上部地層巖性主要為棕色砂巖與棕褐色泥巖互層，下部地層巖性以含礫細(xì)砂巖及砂質(zhì)小礫巖為主，底部地層巖性為灰色細(xì)粒砂巖、砂礫巖夾棕褐色泥巖。二疊系埋深4 106.50～4 749.50 m，厚約643.00 m，地層巖性以火成巖和砂泥巖為主，裂縫發(fā)育，其中火成巖主要是英安巖、玄武巖及凝灰?guī)r。石炭系和泥盆系埋深4 749.50～5 201.50 m，厚約452.00 m，上部地層巖性以棕色、棕褐色及灰色泥巖為主，下部地層巖性為棕色泥巖、棕褐色鈣質(zhì)泥巖與淺灰褐色泥灰?guī)r、灰?guī)r略等厚互層，底部地層巖性為厚層狀鈣質(zhì)膠結(jié)礫巖。志留系埋深5 201.50～6 467.00 m，包括塔塔埃爾塔格組和柯坪塔格組：塔塔埃爾塔格組厚約935.00 m，巖性為褐色、灰褐色粉砂質(zhì)泥巖與淺灰色、褐灰色細(xì)砂巖、含瀝青質(zhì)細(xì)砂巖互層，石英含量高，研磨性強；柯坪塔格組厚約330.50 m，上部為淺灰色厚層狀細(xì)砂巖、粉砂巖夾泥巖，中部為厚層狀泥巖，下部為厚層狀細(xì)砂巖。奧陶系桑塔木組埋深6 467.00～7 731.50 m，厚約1 264.50 m，地層巖性主要為中厚層狀灰色泥巖、泥灰?guī)r，黏土礦物含量達40.9%，呈弱水敏性，表面存在大量亞微米級裂縫。目的層奧陶系一間房組和鷹山組厚約310.90 m，巖性主要為灰色泥晶灰?guī)r及生屑、砂屑灰?guī)r，裂縫及孔洞發(fā)育。

2.2 鉆井技術(shù)難點

根據(jù)順北56X井鉆遇地層的地質(zhì)特征，結(jié)合其工程設(shè)計和鄰井鉆井資料，其面臨以下鉆井技術(shù)難點：

1）奧陶系桑塔木組位于直井段，地層傾角大，鉆井過程中防斜打快難度大。如鄰井順北53-2H井6 500.00～6 710.00 m井段地層傾角約10°，6 710.00～6 934.00 m井段地層傾角增至15°～20°，直井段最大井斜角達11.26°，且糾斜困難。

2）二疊系火成巖地層和志留系等地層易漏失，奧陶系地層破碎，井壁易失穩(wěn)。二疊系火成巖地層裂縫發(fā)育，對壓力敏感，易形成誘導(dǎo)裂縫，造成漏失[6]，如鄰井順北51X井鉆至井深5 017.00 m（二疊系）發(fā)生漏失，累計漏失鉆井液190 m3。志留系塔塔埃爾塔格組和柯坪塔格組存在寬度0.1～20.0 mm的裂縫，裂縫對壓力敏感，隨井筒壓力升高裂縫變寬，承壓能力低[7]。如鄰井順北53X井鉆進志留系塔塔埃爾塔格組和柯坪塔格組時共發(fā)生9次漏失，漏失速度9.98～227.60 m3/h，甚至出現(xiàn)失返性漏失。奧陶系受擠壓構(gòu)造影響，地層破碎、膠結(jié)程度差[8]，鉆井過程中井壁坍塌掉塊嚴(yán)重，遇阻、卡鉆等井下故障頻發(fā)。

3）井眼軌跡控制難度大。鉆進摩阻扭矩大，工具面調(diào)控難。順北56X井實際完鉆井深9 300.00 m，水平位移1 348.10 m，井眼直徑149.2 mm，下部鉆具外徑為88.9 mm，超深、裸眼段長及鉆具柔性強等客觀條件會導(dǎo)致摩阻扭矩大，工具面調(diào)控難[9]。鄰井平均單次擺放工具面時間長，時效低；井底溫度高，隨鉆測量儀器故障率高。順北56X井井底靜止溫度達178 ℃，循環(huán)溫度達167 ℃，已接近常用耐溫175 ℃MWD儀器的使用極限（循環(huán)溫度低于165 ℃）。

4）儲層易鉆遇裂縫帶，氣測顯示活躍，循環(huán)排氣時效長，井控風(fēng)險高，影響鉆井時效。

3 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 “大扭矩螺桿+垂直鉆井系統(tǒng)”防斜打快技術(shù)

順北56X井奧陶系高陡地層傾角大，鉆井過程中易井斜；應(yīng)用直螺桿、單彎螺桿鉆進時，防斜打直與鉆壓釋放之間存在矛盾。為此，應(yīng)用了“PDC鉆頭+大扭矩螺桿+自動垂直鉆井系統(tǒng)”防斜打快技術(shù)。應(yīng)用該技術(shù)后螺桿輸出扭矩提高了55%，鉆壓由40～60 kN提高到120～140 kN，同時垂直鉆井系統(tǒng)可以有效控制井斜角，解決了防斜和打快之間的矛盾。

鉆具組合為：φ241.3 mm PDC鉆頭+Power V自動垂直鉆井系統(tǒng)+φ237.0 mm穩(wěn)定器+φ197.0 mm大扭矩直螺桿+浮閥+無磁鉆鋌+φ1 7 7.8 m m鉆鋌×12根+φ177.8 mm隨鉆震擊器+φ177.8 mm鉆鋌×3根+φ168.0 mm加重鉆桿×9根+φ127.0 mm非標(biāo)鉆桿+φ139.7 mm非標(biāo)鉆桿。鉆具組合中穩(wěn)定器的棱上設(shè)計有小于30°的倒角，以防止井壁坍塌掉塊造成卡鉆，穩(wěn)定器過流面積大于30%，穩(wěn)定器包角在270°～360°。Power V垂直鉆井系統(tǒng)工具根據(jù)測量的井眼軌跡參數(shù)自動調(diào)整本體上的推力塊產(chǎn)生主動的側(cè)向力[10]，使井眼快速返回鉛垂方向，實現(xiàn)防斜打直的目的。

順北56X井應(yīng)用“大扭矩螺桿+自動垂直鉆井系統(tǒng)”防斜打快技術(shù)鉆進奧陶系高陡地層，最大井斜角為2.39°，平均機械鉆速3.18 m/h，與未應(yīng)用該技術(shù)的鄰井相比機械鉆速提高31.3%。

3.2 鉆井液技術(shù)

3.2.1 二疊系防漏堵漏鉆井液技術(shù)

二疊系天然縫洞發(fā)育，裂縫尺寸范圍分布廣，從幾微米到數(shù)厘米，裂縫對壓力敏感，易復(fù)漏[11]。針對二疊系地層特點，從強封堵、強抑制和降密度3方面出發(fā)，提出了防漏堵漏技術(shù)思路：首先，強化鉆井液的封堵性能，以減少鉆井液濾液進入巖石裂縫的量；其次，強化鉆井液的抑制能力，降低鉆井液的濾失量，以形成更致密的濾餅，從而提高地層承壓能力；最后，盡可能降低鉆井液密度，從而降低井內(nèi)液柱壓力，避免出現(xiàn)誘導(dǎo)裂縫溝通更多微裂縫，造成井漏?；谏鲜鏊悸?，選用鉀胺基聚磺鉆井液，其基本配方為3.0%～4.0%膨潤土+0.1%～0.5%燒堿+0.3%～0.8%大分子聚合物+2.0%～4.0%磺化酚醛樹脂+2.0%～4.0%磺化褐煤+3.0%～5.0%防塌劑+1.0%～3.0%液體潤滑劑+7.0%～10.0%KCl+0.2%～0.4%聚合物降濾失劑+加重劑，基本性能為：密度1.22～1.25 kg/L，漏斗黏度45～45 s，濾失量3.0～3.5 mL。

為滿足順北56X井鉆進二疊系時防漏堵漏的需要，制定了以下鉆井液維護處理措施：

1）進入二疊系前調(diào)整好鉆井液性能，在井漿中加入2.0%磺化酚醛樹脂和2.0%磺化褐煤，將井漿轉(zhuǎn)換成聚磺鉆井液，確保鉆井液的高溫高壓濾失量低于12 mL。

2）為提高鉆井液抑制水化膨脹和水化分散的能力，每立方米鉆井液中加入5～10 kg聚胺、30～50 kg氯化鉀、3～5 kg聚陰離子纖維素和不少于20 kg的高軟化點陽離子乳液瀝青。

3）鉆井過程中及時加入或補充超細(xì)碳酸鈣（20 kg/m3）、單向壓力屏蔽劑（5～10 kg/m3）和瀝青類防塌劑，進行復(fù)合暫堵，保證鉆井液具有良好的封堵性能。隨著溫度升高，補充高溫高壓屏蔽劑替代單向壓力屏蔽劑，以確保鉆井液在高溫條件下具有較好的封堵效果。

順北56X井鉆進二疊系過程中采用鉀胺基聚磺鉆井液和采取相應(yīng)的維護處理措施，未發(fā)生漏失及垮塌等井下故障。

3.2.2 奧陶系高溫強封堵油基鉆井液技術(shù)

針對順北奧陶系地層溫度高和地層破碎的特點，提出以高溫乳化穩(wěn)定為根本、高溫懸浮穩(wěn)定為保障、封堵微裂縫的原則[7]：選用抗溫200 ℃的乳化劑，以解決超深井高溫工況下油水乳化難的問題；選用抗高溫油基流性調(diào)節(jié)劑，以解決高密度條件下高固相容限懸浮穩(wěn)定難的問題；選用變形封堵劑、降濾失劑等材料，以實現(xiàn)對微裂縫的有效封堵。基于上述思路，形成了高溫強封堵油基鉆井液的基本配方：基礎(chǔ)油+0.5%～1.0%有機土+3.0%～3.5%SMEMUL-H+1.5%～2.0%SMEMUL-2+0.5%～1.0%SMWET+1.0%～2.0% SMHSFA-H+1.0%～2.0%降濾失劑+2.0%～3.0%SMSD-1+重晶石粉，油水比65∶35～90∶10。其基本性能為：密度1.17～1.35 kg/L，漏斗黏度55～65 s，高溫高壓濾失量2.0～2.5 mL，破乳電壓550～700 V。

針對順北56X井奧陶系地層特點，制定以下鉆井液維護處理措施：

1）采用流性調(diào)節(jié)劑SMHSFA-1、提切劑SMHSFA-H等強化鉆井液的攜巖能力，維持動切力5～10 Pa，動塑比0.25～0.35；每鉆進100 m，用5～6 m3稠漿洗井，保障定向及水平井段的井眼清潔。

2）加入變形、剛性、隨鉆封堵劑等酸溶材料強化鉆井液的封堵性能，控制總加量在5%～8%；鉆進斷裂帶前，補充2%～5%封堵材料。如出現(xiàn)漏失，在井漿中加入4%高效隨鉆封堵劑、4%高酸溶屏蔽暫堵劑SMHHP-1、5%酸溶性堵漏劑GSD（20/40目）、5%酸溶性堵漏劑GSD（40/60目）、5%石灰石和3%纖維封堵劑，進行堵漏。

3）及時補充高溫乳化劑SMEMUL和潤濕劑SMWET等，以使鉆井液破乳電壓維持在500 V以上。

順北56X井采用高溫強封堵油基鉆井液和相應(yīng)的維護處理措施鉆進奧陶系，鉆進過程中鉆井液流變性穩(wěn)定，破乳電壓保持在550～700 V；扭矩平穩(wěn)（9～10 kN·m）、巖屑完整，井眼清潔。奧陶系層段平均井徑擴大率3.10%，通井、標(biāo)準(zhǔn)測井均一次到底，套管一次下至設(shè)計位置。

3.3 井眼軌跡高效控制技術(shù)

3.3.1 井眼軌道優(yōu)化

順北56X井原設(shè)計剖面為單增剖面（見表1），施工過程中由于造斜段長、滑動鉆進比例高等原因不利于定向鉆進提速，采用“基于鉆井提速的井眼軌道設(shè)計方法”[12]對井眼軌道進行了優(yōu)化，結(jié)果見表2。優(yōu)化后的井眼軌道有2個增斜段，其中1個為微增斜段，充分利用復(fù)合鉆進微增斜的趨勢，減少滑動鉆進比例；為充分發(fā)揮螺桿鉆具的造斜能力，縮短造斜段長度，實現(xiàn)定向鉆進提速，通過上提造斜點，將造斜率優(yōu)化為9.5°/30m。采用文獻[12]中的方法對優(yōu)化前后的井眼軌道進行了評價分析，結(jié)果表明：采用優(yōu)化后的井眼軌道復(fù)合鉆進比例較優(yōu)化前可提高15.7%，鉆進時間約可縮短56 h。

表2 順北56X井優(yōu)化后的井眼軌道Table 2 Optimized well-path of Well Shunbei 56X

3.3.2 工具面快速穩(wěn)定調(diào)控工藝

超深小井眼內(nèi)工具面的調(diào)控時效低，為此，制定了標(biāo)準(zhǔn)化的工具面調(diào)控工藝流程。首先，利用鉆頭反扭角計算方法，初步給出鉆頭反扭角，通過旋轉(zhuǎn)鉆柱將工具面調(diào)整至預(yù)設(shè)位置，此后上下活動鉆具，將鉆柱集聚的扭矩釋放，保證鉆柱處于自由狀態(tài)；然后，緩慢施加鉆壓，同時將鉆柱正向旋轉(zhuǎn)90°～180°，為鉆柱提供扭轉(zhuǎn)能量，以便后續(xù)調(diào)整鉆壓；繼續(xù)觀察工具面變化趨勢，結(jié)合鉆柱扭矩傳遞規(guī)律[13]，微調(diào)井口鉆柱扭轉(zhuǎn)角度，同時調(diào)整鉆壓，實現(xiàn)在最佳鉆壓下控制工具面穩(wěn)定。順北56X井應(yīng)用該工藝后，工具面單次調(diào)控時間較鄰井縮短30%以上。

3.3.3 高溫隨鉆測量配套技術(shù)

針對順北56X井不同井段的井筒溫度，優(yōu)選匹配了不同型號的隨鉆測量儀器，相關(guān)數(shù)據(jù)見表3。

表3 不同井段選用的隨鉆測量儀器的型號Table 3 Preferred MWD instrument models in different well sections

針對順北56X井超深、排量低易導(dǎo)致誤碼的問題，從優(yōu)化間隙配比、改善解碼工藝等方面提出采用以下配套工藝：1）APS175改進型隨鉆測量儀器采用旋轉(zhuǎn)閥式脈沖發(fā)生器，推薦間隙尺寸0.033～0.036 mm，而3D-I185型和TEL185型隨鉆測量儀器采用下座鍵式脈沖發(fā)生器，蘑菇頭和限流環(huán)推薦采用1.167配1.25[14]；2）取消中間測量序列同步頭，采用開停泵、開頂驅(qū)的方式獲取初始同步頭，以減少等待時間，提高時效。

為擴大隨鉆測量儀器的應(yīng)用范圍，降低其故障率，提出了地面輔助循環(huán)降溫和井下輔助循環(huán)降溫的技術(shù)措施：

1）地面輔助循環(huán)降溫措施。引入了利用熱管換熱及蒸發(fā)散熱的地面循環(huán)降溫裝置，如圖1所示。鉆井液循環(huán)排量為10.8 L/s時，采取地面循環(huán)降溫措施前溫度為43 ℃，采取降溫措施后溫度為21～23 ℃；出口溫度（高架槽）采取降溫措施前為50 ℃，采取措施后為38～40 ℃，井下循環(huán)溫度降低2～4 ℃。

圖1 地面循環(huán)降溫裝置Fig.1 Ground circulation cooling device

2）井下輔助循環(huán)降溫措施。a.出套管循環(huán)降溫，循環(huán)降溫時排量較鉆進排量提高1～2 L/s，φ149.2 mm井眼循環(huán)降溫排量12～14 L/s，φ120.7 mm井眼循環(huán)降溫排量8～10 L/s；b.循環(huán)60 min溫度即趨于穩(wěn)定；c.分段循環(huán)降溫，每下鉆150.00～200.00 m，或靜止時間超過60 min，分段循環(huán)降溫30～60 min。

順北56X井采用優(yōu)選的隨鉆測量儀器和應(yīng)用上述配套工藝及降溫措施后，隨鉆測量儀器的解碼誤碼率小于3%，隨鉆測量儀器只發(fā)生1次故障，故障率8.33%，最高井底靜止溫度178 ℃；實現(xiàn)了垂深超8 000.00 m、井深超9 000.00 m井眼軌跡的有效測量。

3.3.4 井眼軌跡控制技術(shù)方案

根據(jù)順北56X井儲層定向段巖石力學(xué)特征參數(shù)[15]，推薦采用五刀或六刀翼、φ13.0 mm切削齒、中高等密度布齒、長錐形/短拋物線形的PDC鉆頭。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合鄰井鉆頭應(yīng)用情況，采用多因子綜合評價方法[16]，給出了鉆頭推薦方案：造斜段推薦采用KM1342ADR型混合鉆頭、MD1365D型PDC鉆頭；微增井段、水平段推薦采用KM1352ADR型和KM1362ADR型PDC鉆頭。針對優(yōu)化后的井眼軌道，結(jié)合鄰井螺桿應(yīng)用情況，造斜段選用5LZ120×5.0型1.50°～1.75°單彎螺桿，穩(wěn)斜段及水平段選用5LZ120×5.0型1.25°～1.50°單彎螺桿。

井眼軌跡控制技術(shù)措施：1）井斜角小于30°的增斜井段，工具面穩(wěn)定性差，初始造斜采用小鉆壓鉆進，鉆進3.00～5.00 m后（螺桿彎角進入到新地層）逐漸提高鉆壓，以保證工具面穩(wěn)定，提高鉆進效率；2）井斜角大于30°的增斜段，設(shè)定頂驅(qū)最大扭矩較正常鉆進時多附加2～3 kN·m，以防止扭矩過大出現(xiàn)鉆具故障；3）微增斜井段及水平段，根據(jù)復(fù)合鉆進增斜趨勢微調(diào)鉆進參數(shù)，盡量增大穩(wěn)斜段復(fù)合鉆進比例，減小滑動定向鉆進比例。

順北56X井通過應(yīng)用上述井眼軌跡控制集成技術(shù)，井眼軌跡與井眼軌道符合度很高，定向井段復(fù)合鉆進比例84.11%，其中穩(wěn)斜段達到了96.91%。穩(wěn)斜段單趟鉆進尺最高353.60 m，創(chuàng)順北V號條帶單趟鉆進尺紀(jì)錄。

3.4 裂縫性氣藏簡易控壓鉆井技術(shù)

鉆進順北V號條帶儲層時易出現(xiàn)“溢漏同存”現(xiàn)象，井筒內(nèi)壓力難以保持平衡，循環(huán)排氣時間長，儲層鉆井時效低，井控風(fēng)險高；油氣上竄速度快，很難達到起鉆、下套管的標(biāo)準(zhǔn)[17]。

針對上述問題，順北56X井應(yīng)用簡易控壓鉆井實現(xiàn)“微過平衡狀態(tài)”[18]，合理設(shè)計鉆井液密度，根據(jù)實鉆情況及時調(diào)整井口壓力，使井底壓力始終微大于地層壓力。鉆井過程中嚴(yán)格控制溢流量，若不能控制溢流量，則逐步增大井口回壓，直至液面穩(wěn)定。原則上，鉆進時控制井口回壓不超過3.0 MPa，接單根、帶壓起鉆時控制井口回壓不超過5.0 MPa。若井口回壓低于5.0 MPa，可采用控壓鉆井節(jié)流管匯循環(huán)排氣；若井口回壓高于5.0 MPa，且有明顯持續(xù)升高趨勢，立即關(guān)閉防噴器，利用節(jié)流管匯循環(huán)排氣或者提高鉆井液密度。正?？貕恒@進時，井口回壓接近5.0 MPa 時，以0.02 kg/L的幅度逐漸提高鉆井液密度，以降低井口回壓，保持井口安全。順北56X井五開7 756.00～9 300.00 m儲層井段全過程控壓鉆進，鉆進期間井口回壓控制在1.0～3.0 MPa，如圖2所示。起鉆過程中為確保井底壓力恒定，井口回壓控制在1.0～2.0 MPa，以保證起鉆過程井底始終處于微過平衡狀態(tài)。

圖2 順北56X井控壓鉆進中的井口回壓與全烴值變化曲線Fig.2 Variation curves of wellhead back pressure and total hydrocarbon in managed pressure drilling of Well Shunbei 56X

順北56X井應(yīng)用上述鉆井技術(shù)和配套技術(shù)措施，直井段最大井斜角小于3.0°，安全高效地鉆穿了二疊系、志留系和奧陶系等復(fù)雜地層，未出現(xiàn)井控風(fēng)險，順利鉆至井深9 300.00 m實現(xiàn)準(zhǔn)確中靶（橫距9.55 m，縱距3.48 m，靶心距10.16 m）。順北56X井安全成井，創(chuàng)造了亞洲陸上超深水平井完井井深最深紀(jì)錄，為亞洲陸上首口超9 000.00 m井深的特深水平井。

4 結(jié)論與建議

1）順北56X井的安全成井，表明我國具備了完鉆井深超9 000.00 m特深水平井的能力。

2）針對順北56X井存在易井斜、易漏失、井眼軌跡控制難和鉆井風(fēng)險高等技術(shù)難點，研究應(yīng)用了“大扭矩螺桿+自動垂直鉆井系統(tǒng)”防斜打快技術(shù)、防漏堵漏和高溫強封堵鉆井液技術(shù)、井眼軌跡高效控制技術(shù)和簡易控壓鉆井技術(shù)，確保該井安全高效鉆至設(shè)計井深，初步形成了特深水平鉆井關(guān)鍵技術(shù)。

3）建議推行地質(zhì)-工程一體化，深入分析不同斷裂帶地質(zhì)特征，持續(xù)研究分層提速、井壁穩(wěn)定和防漏堵漏等關(guān)鍵技術(shù)，研發(fā)、引進與改進配套的鉆井工具和隨鉆測量儀器，為實現(xiàn)中國石化“深地一號”工程順北油氣田深層油氣資源的高效勘探開發(fā)提供技術(shù)支撐。