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。
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。
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
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。
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。
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%。
3.2.1 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。
3.3.1 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。
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。
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。