2021年5月
第26卷 第3期
中国石油勘探
CHINA PETROLEUM EXPLORATION
第一作者简介：杨沛（1984-），男，河南南阳人，博士，2012年毕业于中国石油大学（北京），高级工程师，主要从事钻井优化及地质力学工程应用方面研究工作。地址：湖北省荆州市南湖路1号长江大学，：434000。E-mail：********************
收稿日期：2020-05-14；修改日期：2021-03-25
塔里木油田超深井钻井设计及优化技术
假肢安装——以亚洲最深井轮探1井为例
杨 沛1 刘洪涛2 李 宁2 周 波2 陈 龙2 文 亮2
（ 1 长江大学；2中国石油塔里木油田公司 ）
摘 要：塔里木盆地台盆区下寒肖尔布拉克组、震旦系奇格布拉克组白云岩储层发育，靠近下寒玉尔吐斯组烃源岩，有利勘探面积为27500km 2，勘探前景广阔。该区域从上到下地层岩性差别大，部分地层断裂发育、压力系统复杂，火成岩发育、地层可钻性差。复杂的地质条件及超高压超高温等难题给钻井工程带来巨大挑战。通过开展基于地质工程一体化的井身结构设计方法研究，形成了适合于超深井钻探的井身结构系列；开展特殊岩性地层岩石力学特征研究，结合地层破岩特征形成了个性化钻头设计及优选技术；基于钻井工程参数最优破岩规律，形成了水力参数和机械参数优化设计技术，同时基于地层岩性特征和井壁稳定分析结果，配套完善了钻井技术。目前，塔里木油田已经形成超8000m 超深井钻探配套技术，同时具备9000m 的钻探能力，完成了轮探1井的钻探，为有效推进塔里木盆地深部层系勘探进程、寻油气增储上产接替区提供有力支撑。 关键词：超深井；井身结构设计；可钻性；钻井参数优化；轮探1井
中图分类号：TE22 文献标识码：A DOI : 10.3969/j.issn.1672-7703.2021.03.012
Drilling design and optimization technology of ultra-deep wells in the T arim Oilfi eld:
a case study of Well Luntan 1, the deepest well in Asia
Yang Pei 1, Liu Hongtao 2, Li Ning 2, Zhou Bo 2, Chen Long 2, Wen Liang 2
（ 1 Yangtze University; 2 PetroChina Tarim Oilfi
eld Company ）Abstract: The dolomite reservoirs of the Lower Cambrian Xiaoerbulake Formation and the Sinian Qigebulake Formation are developed in the
platform-basin area in the Tarim Basin, which are close to the source rocks of the Lower Cambrian Yuertusi Formation. The favorable target area is 27500 km 2 and it has a broad exploration prospect. However, the geological conditions in this area are very complex. The lithology difference between the upper and lower strata is large. Faults are developed in some strata and the pressure system is complex. In addition, igneous rocks are developed with poor drillability. The complex geological conditions and ultra-high pressure and ultra-high temperature make the drilling face great challenges. Through the research on wellbore structure design based on the integration of geology and engineering, the company has developed wellbore structure design technologies which are suitable for ultra-deep well drilling. Through lab test of rock mechanics characteristics of special formation rocks, it has developed the personalized design and selection of drilling bits combining with the rock breaking characteristics of the strata, and the hydraulic and mechanic parameters have been optimized based on the optimal rock breaking law. Meanwhile, based on the formation lithology characteristics and wellbore stability analysis, the drilling technology has been improved. By continu
ous research and improvement, the Tarim Oilfi eld possesses the supporting technology for drilling ultra-deep wells over 8000 m, and capable of drilling wells up to 9000 m. The completion of Well Luntan 1, effectively promotes the exploration process of the deep strata and strongly supports the discovery of replacement areas for increasing reserves and production in the Tarim Basin.Key words : ultra-deep well, wellbore structure design, drillability, drilling parameter optimization, Well Luntan 1
引用：杨沛，刘洪涛，李宁，等．塔里木油田超深井钻井设计及优化技术——以亚洲最深井轮探1井为例[J].中国石油勘探，2021,26(3):126-135.
Yang Pei, Liu Hongtao, Li Ning, et al . Drilling design and optimization technology of ultra-deep wells in the Tarim Oilfi
eld: a case study of Well Luntan 1, the deepest well in Asia[J]. China Petroleum Exploration, 2021,26(3):126-135.
杨沛等：塔里木油田超深井钻井设计及优化技术127第3期
1超深井钻井难题
塔里木盆地台盆区海相油气系统油气资源丰富，勘探前景广阔[1-2]，但由于大部分储层埋藏深度大于
8000m，地层温度高、压力高，给钻井工程带来一系列难题，严重影响了勘探开发进程。以轮探1井为例，概述塔里木盆地台盆区寒武系储层的超深井钻井难题。
（1）压力窗口窄，井身结构设计难度大，安全钻井风险高。
全井自上而下穿越第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、石炭系、奥陶系、寒武系和震旦系，缺失二叠系、泥盆系、志留系，井身结构设计时需考虑以下压力特殊位置：①邻井在石炭系卡拉沙依组普遍见油气显示，存在溢流风险；②石炭系和蓬莱坝组顶底发育不整合面，地层承压能力低，存在漏失风险;③奥陶系存在缝洞、发育油气，易漏，同时区域内开发区井位多，易出现压力亏空;④寒武系缺少实钻数据，沙依里克组膏岩发育，易蠕变；⑤肖尔布拉克组存在缝洞、发育油气，易漏；⑥寒武系存在火成岩侵入体，地层坍塌压力高。
（2）深部地层硬度大、研磨性强，钻井提速难度大。
蓬莱坝组硅质层和硅质结核发育普遍，轮深2井和塔深1井蓬莱坝组—下丘里塔格组发育硅质层，厚约430m，硅质层石英含量高（含量90%以上），导致地层可钻性差，机械钻速低，单只钻头进尺少。奥陶系鹰山组下部至寒武系以白云岩为主，区域奥陶系及以下地层白云岩、石灰岩平均日进尺为13m，平均单只钻头进尺为109.3m，平均机械钻速为1.58m/h。
轮探1井寒武系井段进尺长（超2000m），地层可钻性差，钻进时间长（预测钻井周期为60天），三开套管磨损风险高；超深井钻井过程中井下工况恶劣，钻具受力复杂易断裂，邻井轮深2井（完钻井深为6920m）发生钻具刺漏和断钻铤各1次，塔深1井（完钻井深为8408m）发生断钻铤和断钻杆事故各1次。
2超深井井身结构设计技术
2.1地层三压力剖面预测
地层孔隙压力预测主要包括钻前预测、随钻监测和钻后评价[3]。钻前预测主要是利用地震层速度资料，根据层速度与孔隙压力的关系计算地层孔隙压力，是目前最常用的地层孔隙压力预测方法，其预测精度主要取决于地震资料的质量、对地质分层和岩性的了解程度以及计算模型的合理性。随钻监测主要通过录井数据及井下随钻压力监测计进行监测。钻后评价主要依据电测资料进行地层孔隙压力模型的校核和验证，计算结果较为准确。
不同类型的地层有不同的坍塌压力模型[4]。轮探1井在三叠系及石炭系泥岩重点考虑水基钻井液条件下的坍塌压力及坍塌周期的计算问题，采用力学和化学耦合的方法，通过室内实验确定钻井液和地层相关参数；蓬莱坝组及火成岩地层重点考虑裂缝及节理发育条件下的地层坍塌压力计算问题，主要采用弱面模型，并通过室内实验确定地层的摩擦系数及其他相关参数；膏云岩及膏岩地层由于石膏的存
在，重点考虑水基作用条件下的坍塌压力计算问题。
地层的漏失压力是地层发生漏失时的压力[5-6]，与区域构造特征、断裂带发育情况、地层岩性、地层孔隙压力、地层孔隙度及裂缝发育情况关系较大。在高孔隙度或微裂缝发育地层，地层的漏失压力与孔隙压力接近，接近的程度取决于地层渗透率的大小，渗透率越高，漏失压力越接近孔隙压力；漏失压力随孔隙压力的升高而增大，随孔隙压力的降低而降低。在天然裂缝发育地层，漏失压力接近地层的重新张开压力，漏失压力取决于裂缝垂向的正应力大小。在岩石完整性较好的地层，地层的漏失压力等于地层的破裂压力，取决于地层3个主应力的大小及岩石的抗张强度。
根据三压力剖面计算方法，结合塔里木盆地地质特点，以地震资料及地层构造解释基本模型为起点，通过关键井基础数据预处理，综合利用地质、地震、测井、钻井、录井及相关室内实验数据建立区域地质力学模型，同时结合已钻井数据对模型的有效性进行验证和调整，具体研究思路见图1。
2.2井身结构设计
目前，行业内主要有两种井身结构设计方法，即自下而上的井身结构设计方法和自上而下的井身结构设计方法[7-9]。对于超深井的井身结构设计，钻探的核心目标是满足地质设计要求，提高超深井钻井的成功率。必须具备足够的套管层次储备，井身结构设计应留有余地，以便遇到复杂层位时及时封隔，继续钻进，因此要求每一层套管都要最大限度地发挥作用，要求上部裸眼尽量长、上部大尺寸套
管下入深度尽量深，以便在下部地层钻进时有一定的套管层次储备，在钻到目的层时有足够大的完钻井眼，不至于小井眼完井。
128中国石油勘探2021年 第26卷
图1 钻前三压力预测及地质力学三维数据体建立路线图Fig.1 Roadmap of prediction of three pressure
parameters and build-up of 3D geomechanical data volume pre-drilling工艺相框
自下而上的井身结构设计方法可以使每层套管下入深度最浅，套管费用最少，由于每层套管下入深度的合理性取决于对下部地层特性了解的准确程度，因此该方法主要应用于已探明地区的开发井的井身结构设计。对于超深探井，由于对下部地层了解不充分，
难以应用这种方法合理地确定每层套管的下入深度。
自上而下的设计方法是根据裸眼井段安全钻进必须满足的压力平衡约束条件，在已确定表层套管下入
深度的基础上，从表层套管鞋处开始向下逐层设计每一层技术套管的下入深度，直至到达目的层位。套管下入深度根据上部已钻地层的资料确定，不受下部地层的影响，有利于井身结构的动态设计。每层套管下入深度越深，越有利于实现钻探目的、顺利钻达目的层位。
通过采用自上而下和自下而上相结合的设计方法，给出不同类型井套管合理下深区间，开发了适应不同类型必封点和不同地质目的的井身结构系列，同时完成了钻机、套管等装备的配套[10]。
基于地层三压力剖面分析认为，轮探1井具有3个必封点：地表疏松地层；石炭系底部（石炭系顶部不整合面承压能力高，卡拉沙依组地层压力较高，下部鹰山组地层承压能力相对较低，因此石炭系底部需单独封隔）；下丘里塔格组底部（蓬莱坝组顶、底发育不整合面，地层承压能力较低，下部阿瓦塔
格组发育膏泥岩，具有一定塑性，需要高密度抑制，因此需要单独封隔）。由于深部地层认识不清，预测轮探1井寒武系阿瓦塔格组、沙依里克组不发育盐层，但不排除钻遇盐层的可能，若四开钻进过程中钻遇盐层或钻遇其他复杂地况，可将四开井身结构转为备用五开井身结构（图2）。
层位钻井液密度窗口/(g·cm -3)设计四开井身结构
设计五开井身结构
深度/m
图2 轮探1井推荐井身结构与备用井身结构
Fig.2 Comparison of recommended and alternative well structures of Well Luntan 1
杨沛等：塔里木油田超深井钻井设计及优化技术129
第3期轴向力/kN
-9000-12000-10500-9000-7500-6000-4500-3000-1500
15003000450060007500900010500120001350015000165001800019500
伦琴射线管-8000-7000-6000-5000-4000-3000-2000-1000
10002000300040005000600070008000900010000110001200013000
有效差应力/k P a
有效差应力/k P a
105000975009000082500750006750060000
52500450003750030000225001500075000-7500-15000-22500-30000-37500-45000-52500-60000
82500750006750060000525004500037500
30000225001500075000-7500-15000-22500-30000-37500
-45000-52500-60000-67500-75000-82500
下套管掏空极限三开钻进井漏掏空极限套管试压
下套管掏空极限
三开钻进井漏掏空极限套管试压
抗内压安全系数1.050
三轴安全系数1.250
抗拉安全系数1.600
抗拉安全系数1.600抗压安全系数1.600
抗压安全系数1.600
抗外挤安全系数1.000
抗外挤安全系数1.000
抗内压安全系数1.050
轴向力/kN
三轴安全系数1.250
（a）二开上部套管校核（12.19mm）
束线带（b）二开下部套管校核 (13.06mm)
2.3管柱强度校核
套管强度设计必须根据油田具体条件和套管强度设计理论，解决好以下几个问题：①套管强度计算；②套管柱有效外载计算；③设计系数取值范围确定；④套管强度设计方法选择。其中，套管强度设计核心是有效外载的确定。
套管强度设计方法很多，目前各个油田基本上都是按照安全系数法设计套管[11]，但针对井身结构优化原则，本文选择三轴应力强度，以便更好地符合钻井实际工况以及挖掘井身结构优化的潜力。
三轴应力强度法与一般安全系数法的设计程序基
本相似，但使用的套管强度不是美国石油学会（API）强度，而是三轴应力强度。三轴应力强度法设计步骤为：先按抗挤强度自下而上进行设计，同时进行抗拉强度和抗内压强度校核；当设计到抗拉强度或抗内压强度不满足要求时，改为按抗拉强度或抗内压强
供水减压阀
图3 轮探1井二开套管校核
Fig.3 Stress check of second spud casing in Well Luntan 1
度设计，并进行抗挤强度校核，如此一直设计到井口为止。
目前，国内通用的SY/T 5724—2008套管强度校核标准考虑钻完井工况较少[12]，由于套管的井下服役实际情况反映不准确，导致套管损坏事故频发。通过细化实际钻井工况，针对不同地质特征和钻井情况，梳理出46种钻井工况，真实反映钻井过程中的套管受力，并将其应用在套管柱的强度校核上[13]。
结合实际情况可知，轮探1井具有以下特殊性：（1）邻井检测到H 2S 气体，预测轮探1井可能含有H 2S 气体，应做好防硫工作。（2）二开Φ343.7mm 套管下深达5510m，套管挤毁风险大。依据钻井过程
中可能遇到的工程作业情况，利用WELLCAT 软件进行套管强度校核，各开次套管基本能够满足强度要求；二开Φ343.7mm 套管，需确保套管掏空度不超过临界值20%（液面不低于1100m），以免套管挤毁，校核结果见图3。
在钻具强度校核方面，轮探1井井眼深度达8500m，对钻具强度要求高，采用行业标准进行校核，四开Φ177.8mm 套管安全送入需要保证Φ127mm 全新钻杆1502m。
钻具强度校核前提：（1）抗拉余量为500kN； （2）四开钻井液密度为1.3g/cm 3，五开钻井液密度为1.25g/cm 3。校核结果见表1。
3超深井岩石可钻性评价及钻头优选技术
3.1岩石可钻性评价方法
通过调研国外关于岩石可钻性评价研究发现，岩
石可钻性评价方法主要包括：（1）通过微钻头等相似手段模拟来评价岩石的可钻性；（2）采用岩石的硬度、强度等测试方法，间接反映岩石的可钻性[14]；（3）基于测录井数据建立岩石可钻性计算模型[15-17]，通过多元回归分析得到岩石可钻性与多个地层特征参数的
关系。捕蝇器
中国石油钻井行业普遍采用微钻法[14]来评定岩石可钻性，随着勘探目标向更深更复杂的地层进军，该方法表现出同实际情况不相符的一面，如超深井地层可钻性指数普遍超过10，而行业标准中只能评价可钻性指数小于或等于10的地层，因此对于超深井地层微钻法并不适用。
130中国石油勘探
2021年 第26卷
表1 轮探1井钻具强度校核结果
Table 1 Stress check of BHA in Well Luntan 1
序号工况组合抗拉余量/kN
是否满足抗拉要求
备注
1
四开钻进
Φ127mmⅠ级钻杆+Φ101.6mmⅠ级钻杆
55否2Φ127mm 全新钻杆+Φ127mm I 级钻杆+
Φ101.6mmⅠ级钻杆652是需Φ127mm 全新钻杆1468m
3四开Φ177.8mm
套管送入
Φ127mmⅠ级钻杆+Φ101.6mm I 级钻杆194否4Φ127mm 全新钻杆+Φ127mmⅠ级钻杆+
Φ101.6mmⅠ级钻杆643是需Φ127mm 全新钻杆1502m
5
五开钻进
Φ127mmⅠ级钻杆+Φ88.9mmⅠ级钻杆355否6Φ127mm 全新钻杆+Φ127mmⅠ级钻杆+
Φ88.9mmⅠ级钻杆953是需Φ127mm 全新
钻杆483m
7五开Φ139.7mm
套管送入Φ127mmⅠ级钻杆+Φ88.9mmⅠ级钻杆465否8
Φ127mm 全新钻杆+Φ127mmⅠ级钻杆+
Φ88.9mmⅠ级钻杆
1062
是
需Φ127mm 全新
钻杆152m
岩屑硬度法是利用钻井过程中随钻井液返回地面的地层岩屑，在井口取样后，测定岩屑的硬度，间接确定地层的可钻性及其他力学性质，并能够在钻井现场指导钻头的选型。研究结果表明，采用岩屑微硬度法测定的岩石可钻性，与井底取样的大试样岩心测定的结果很接近，但由于岩屑尺寸较小，岩屑硬度法可钻性测试结果偶然性较大。
由于岩石的声波时差与岩石的密度、泊松比和弹性模量等力学参数密切相关，值的大小反映岩石的强度、硬度等特征，岩石的可钻性与岩石的这些力学参数密切相关。岩石声波时差法利用单因素数理统计，建立声波时差与地层岩石可钻性之间的关系，进而获得地层岩石的力学参数，由于埋藏深度、泥质含量和矿物成分等因素的影响，阻碍了声波时差法的应用。
总结以上方法的优缺点，结合轮探1井的主要可钻性评价难题，通过岩石力学破碎实验，寻破坏过程中的主控因素及破坏特征，形成基于地层岩石破岩特征的岩石可钻性评价方法[18]，评价流程见图4。
3.2 轮探1井可钻性评价及钻头优选技术3.2.1奥陶系蓬莱坝组
基于矿物组分分析和岩石强度分析（图5）可知，轮探1井奥陶系蓬莱坝组燧石主要成分为石英，岩石的研磨性强；岩石单轴抗压强度高（200MPa）、杨氏模量高，在加压过程中岩石变形小，呈现明显的脆
性；白云岩单轴抗压强度较大（110MPa 左右），加
压过程中裂缝形成较快，有明显的脆性特征。
蓬莱坝组白云岩地层岩石强度较大，PDC 钻头不易压入地层，无法形成有效剪切破岩，岩石脆性较
大，因此宜采用冲击破岩方式破岩；对于含燧石结核的地层，由于地层非均质性强，对钻头冲击性大，钻头优选应重点强化钻头的抗冲击性。
图4 岩石可钻性评价流程图
Fig.4 Flow chart of rock drillability evaluation
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