作者|王春生 冯少波 张志 周波 吕晓钢 周宝
原题|深地塔科1井钻井设计关键技术
小编|小油
万米深井有助于研究地貌、气候变化和生命分布的演变，有助于探测发现新的能源资源，且代表一个国家钻井技术的最高水平，是综合国力的集中体现。截至目前，全球万米深井已经钻成不少，如世界最深井UZ-688井，完钻井深达到了15 240 m[1]；但陆上完钻垂深超过万米的井仅有1口，为苏联的Kola SG-3井，完钻井深（垂深）12 262 m[2,3]。中国陆上超深层油气探索始于20世纪70年代中期，1977年中国第一口井深超过7 000 m的超深井——关基井完钻，完钻井深7 175 m[4];2019年完钻的轮探1井，垂深达8 882 m，垂深超越世界最高峰——珠穆朗玛峰的高度[5];2022年完钻的塔深5井，完钻井深9 017 m，垂深首次突破9 000 m[6];2023年完钻的果勒3C井，完钻井深达到9 396 m，刷新亚洲最深水平井纪录（斜深），稍后完钻的跃进3-3XC井，完钻井深9 432 m，再次刷新亚洲最深水平井纪录。
基于上述背景，笔者以实现万米科探工程为目标，针对深地塔科1井钻井中面临的钻井作业面临超深、超高温、超高压、高含硫“三超一高”的极端恶劣井况，分析了钻井设计难点，进行了地质工程一体化研究，设计优化了井身结构、套管及钻具组合。现场施工进展表明，该设计技术科学、有效，可为今后的万米深井钻井提供借鉴。
01
深地塔科井钻井设计难点
1）压力系统复杂，井身结构设计困难。深地塔科1井要揭开13套地层，区域内存在二叠系火成岩、石炭系盐膏层、志留系大段泥岩、奥陶系上统高压盐水层和侵入体、一间房组、鹰山组发育断裂及储层等特殊复杂地层[8]。而且，万米以深寒武系地层实钻资料少，地层压力预测可参考的地震和测井资料少、品质差，现有技术精准预测地层压力困难、不确定性强，井下风险管控难度大[9]。复杂地层需要多层次井身结构，而常规的多层次井身结构面临上部大尺寸井眼带来的系列问题[10]。根据尺寸效应，井眼尺寸越大，钻遇裂缝、微裂隙等岩石缺陷的概率越大，井壁失稳、漏失的风险越高[11]；同时，大尺寸井眼钻速慢、周期长，裸眼段长时间作业增大了井漏、垮塌等风险。使用的大尺寸套管强度难以提升，还面临下入困难等问题[12]。
2）套管柱重量超大，安全下入困难。万米深井钻具、套管要进入更深地层，钻具组合设计时不仅要考虑钻具强度，还需考虑高温高压条件下底部钻具承受能力、循环压耗对泵及地面管汇的要求[13]。深地塔科1井设计的超深超重套管浮重超过6 000 kN，面临安全下入难题，载荷超过了9 000 m钻机的安全载荷（5 400 kN），现有9 000 m钻机的提升能力无法满足套管柱正常悬吊要求，更不用说应对遇到复杂后的上提下放以及保证安全下入需要的抗拉余量要求[14,15]。
3）超深复杂硬质地层造成高效破岩和综合提速困难。深地塔科1井深部岩石具有强度大、非均质性强、研磨性强的特点[16]。邻井轮探1井，在钻进蓬莱坝组—下丘里塔格组时，钻头冲击损伤严重[5]，平均单只钻头进尺120～147 m，平均机械钻速1.2～1.7 m/h；中深5井钻进寒武系地层期间钻柱振动（轴向、粘滑振动等）剧烈，破岩效率低，平均单只钻头进尺105.1 m，平均机械钻速1.45 m/h。
02
地质工程一体化研究
为解决深地塔科1井井身结构层次多、井眼尺寸大造成的难题，在井身结构设计前开展了地质工程一体化研究。通过对地震、测井、邻井实钻资料等的分析研究，定量预测特殊岩性的厚度、空间位置，实施了全层系地层岩性、厚度、温度、压力与流体预测。根据研究结果优选井位，尽量避开区域复杂地层，使用尽可能少的井身结构层次完成万米钻探目标。
二叠系火山岩段裂缝发育，易发生漏失和井壁垮塌，区域内邻井在钻穿二叠系地层后都下套管封固上部易漏失、垮塌地层[8]。根据地震资料和邻井实钻资料，对二叠系地层进行了钻井风险评估，纵向上基于地震切片及剖面图将研究区火成岩地震相分为空白相、杂乱相、平行相3种，平面上3个相带的地震特征表现出明显差异，空白相为杂乱弱反射，亚平行相为条带状反射，平行相则为连续反射。根据岩相特征和漏失统计分析结果，空白相英安岩漏失量大，杂乱相凝灰岩局部漏失，平行相玄武岩漏失风险小[17]，如图1所示。邻井FY3-H2井与深地塔科1井地震相一致，为平行相，预测深地塔科1井二叠系地层（4 120～4 480 m）发育火成岩，火成岩段上部为凝灰岩，下部为凝灰岩与英安岩互层，下碎屑岩段以灰岩与泥岩互层为主（见图2）。依据地震特征和邻井实钻情况，预测漏失压力当量密度大于1.32 kg/L。
图1 二叠系典型火成岩地震剖面Fig.1 Typical seismic profile of Permian igneous rocks
图2 二叠系火成岩段邻井实钻情况与深地塔科1井预测结果Fig.2 Actual drilling of adjacent wells in Permian igneous rock section and prediction of Well Shendi Take-1
石炭系标准灰岩下段在邻井钻遇盐岩，相邻的玉科区块石炭系发育盐层、膏盐层，存在漏失、缩径、卡钻、套管变形等风险，若存在盐层需下一层套管专封盐层后再继续钻进。结合地震剖面及邻井实钻认识（如图3所示），深地塔科1井井位优选研究时，开展了盐顶和盐底解释、属性分析与岩性反演预测，将井点定在盐外膏岩区，避开石炭系盐层，预测膏岩厚度小于10 m，节省一层套管，为简化井身结构、缩小套管尺寸提供客观条件。
图3 富源III-玉科-哈得区块石炭系膏盐岩段厚度等值线Fig.3 Thickness contour map of Carboniferous gypsum salt rock section in Fuyuan III-Yuke-Hade Block
奥陶系一间房组—鹰山组是邻井的主要目的层段，受走滑断裂破碎带影响，易发生钻头放空、钻井液漏失，区域内邻井将套管下至一间房组顶部，以防止钻遇断裂后出现失返性漏失、漏垮同存、溢漏同存等工程复杂情况[18]。奥陶系缝洞体具有“串珠状、强振幅、横向与地层振幅存在差异”的特征，据此可以利用子波波形匹配分解后代表强能量的分量重构波形，再利用原始分量减去层状地层分量，可以得到较为清晰的串珠响应，如图4所示[19]。开展了奥陶系断裂刻画与储层预测研究，优选一间房组距离断裂1.59 km、鹰山组1–2段距离断裂1.30 km的轨迹，避免万米前钻遇断裂，出现漏失、溢流等井下复杂情况，为同一裸眼段钻穿多套地层创造条件。
图4 奥陶系一间房组、鹰1–2段地震剖面Fig.4 Seismic profile of Ordovician Yijianfang Formation and Ying1-2 Member
基于三维地应力场建模、压力系统预测，结合岩石力学参数，充分利用地震、测井信息与邻井资料，准确预测特殊岩性（二叠系火成岩、石炭系盐膏岩）、特殊流体、特殊温压场、特殊构造等复杂情况，科学分析了必封点和风险点。认为存在3个必封点和1个风险点：必封点1为地表疏松层，必封点2为志留系以上地层（志留系砂岩、二叠系凝灰岩等低压易漏层），必封点3为寒武系沙依里克组顶部（确保目的层专打）；风险点为奥陶系鹰山组3、4段至蓬莱坝组地震解释为不发育断裂，但缺少实钻资料，存在漏失、溢流等风险。
10000 m以深地层是国内钻探的未知领域，高温、高压、高应力与复杂岩性耦合，岩石变形破坏机制不清，压力预测、井壁稳定与可钻性评估难度大[20]。因此，深地塔科1井论证过程中，聚焦万米深层可能的寒武系、震旦系地层，开展了高温高压岩石力学试验研究，以期为钻井提供基础理论与关键参数。
试验用岩屑、岩心等样品均来源于塔里木盆地果勒3井、轮探3井和轮探1井，取样层位为奥陶系、寒武系和震旦系，岩性主要为灰岩、白云岩和泥岩。在160℃、100 MPa围压条件下，白云岩、灰岩、泥岩试验结果如图5所示。从图5可以看出，在高温高压条件下，白云岩和灰岩峰前线性变形特征明显，灰岩在偏应力大于350 MPa时出现非线性变形，白云岩在偏应力大于450 MPa时出现非线性变形，但非线性特征不明显，仍表现为典型的脆性破坏。泥岩峰前线性变形特征不明显，偏应力作用下很快发生塑性变形，非线性特征明显，呈现出典型的延性变形。依据邻井测井资料，推测深地塔科1井温度为190℃，有效应力为80～120 MPa，在此条件下泥岩受力状态可能超过脆性–延性转换点，白云岩和灰岩仍在弹性变形阶段[21,22]。
图5 白云岩、灰岩和泥岩应力–应变曲线对比Fig.5 Comparison of stress-strain curves of dolomite,lime-stone,and mudstone
03
井身结构设计
井身结构设计是实现深地塔科1井钻探目标的关键。在地质工程一体化研究基础上，深地塔科1井设计了五开井身结构，在每个必封点和风险点上部下套管，每层套管尽量深下，使用有限的开次实现钻探目标，同时三开、四开套管应尽可能深地揭开地层，为深部地层不可预测的风险预留空间。该井身结构与六开井身结构相比（见图6），解决了大尺寸井眼井壁稳定性差、钻进时效低和大尺寸套管下入困难等难题。
图6 深地塔科1井井身结构设计结果Fig.6 Design results of the casing program of Well Shendi Take-1
04
套管设计与校核
按照井身结构设计结果，深地塔科1井每开次的井深度均为区域最深纪录，因此套管长度和重量均为目前国内最长、最大。超长超重套管设计中，综合考虑服役环境、测试改造要求，增加了井口套管受力分析，采取技术措施保障安全下入。设计的套管，经校核满足石油天然气行业标准[23]。
根据邻井在寒武系的相关钻井资料，深地塔科1井的H2S含量最高达2 400 mg/m3，计算H2S分压为0.135 MPa。根据套管选材标准[24]，需采用抗硫材料，并考虑温度影响，上部生产套管（≤93℃）推荐使用抗硫材质套管，下部套管（>93℃）推荐使用普通碳钢套管。
生产套管按照“正向施工、反向设计”方法，依据完井改造要求，安全系数取1.25，计算ϕ206.4 mm、ϕ139.7 mm生产套管的抗内压强度，结果见表1。同时兼顾生产组织便利，升级2种套管即可满足地层延伸压力系数2.6 MPa/100m的改造要求（见表2）。
表1 生产套管抗内压要求Table 1 Internal pressure resistance requirements for pro-duction casings
表2 生产套管升级后的性能参数Table 2 Performance parameters of upgraded production casing
深地塔科1井各开次的井深均超过国内以往各超深井、特深井，其套管重量也大于以往各井，为保障安全下入套管，除校核套管抗拉强度、抗外挤强度、抗内压强度外，还应考虑下套管过程中卡瓦对套管的作用力。当套管过重时，卡瓦牙对套管的挤压力会导致套管发生塑性变形。为此，建立有限元模型，分析了套管下入过程中的受力情况，给出了临界下入载荷，结果如图7所示；采用升级套管材料钢级和优化套管下入深度的方法，解决了套管下入过程中塑性变形的问题。
二开ϕ365.1 mm P110钢级套管浮重6 430 kN。有限元计算结果表明，套管浮重超过5 300 kN时，卡盘钳牙有使井口套管发生塑性变形的风险（见表3）。升级为140钢级后，套管发生塑性变形的载荷上升为6 840 kN。回接ϕ219.1 mm 110钢级套管下入时的大钩载荷超过5 000 kN时，套管外壁存在塑性变形的风险，ϕ219.1 mm复合ϕ206.1 mm套管回接位置由井深7 700 m处上移至井深6 000 m处，浮重由6 140 kN降至4 940 kN，套管下入过程中不会发生塑性变形。
图7 井口套管受力有限元分析Fig.7 Finite element analysis of stress on wellhead casing
表3 不同规格套管在不同坐挂载荷下的Mises应力Table 3 Mises stress of casings with different specifica-tions under different sitting tonnage
05
钻具组合设计
钻具组合设计是保证顺利钻井的基础，是实现万米进尺的关键。为了实现深地塔科1井的钻探目标，开钻之前进行了钻杆选择及钻进钻具组合、下套管钻具组合设计，并进行了静力学、动力学校核、水力学校核。
根据深地塔科1井的井身结构，选择使用加厚的ϕ149.2 mm和ϕ168.3 mm钻杆，以保障钻进及下套管需求。所选钻杆的尺寸及性能参数见表4。
钻进钻具组合的设计原则：各开次钻具抗拉余量（额定抗拉强度×0.9-浮重）≥600 kN，前三开采用ϕ149.2 mm钻杆，四开采用ϕ149.2 mm+ϕ127.0 mm复合钻具，五开采用ϕ149.2 mm+ϕ127.0 mm+ϕ101.6 mm复合钻具；钻具空重最大为4 420 kN。设计的钻进钻具组合及其抗拉余量、浮重如表5所示。
四开尾管重量大、下入深，ϕ149.2 mm钻杆抗拉强度4 906 kN，达不到安全下入需求，因此，设计研发了高强度ϕ168.3 mm钻杆，将抗拉强度提升至9 238 k N。三开套管浮重1 953.7 k N，至少需要800 m长ϕ168.3 mm V150钻杆（壁厚19.05 mm），四开尾管浮重2 670.7 kN，至少需要3 200 mϕ168.3 mm V150钻杆。设计的下套管钻具组合及其性能参数见表6。
表4 所选钻杆的尺寸及性能参数Table 4 Size and performance parameters of selected drill pipe
表5 钻进钻具组合设计结果及其抗拉余量和浮重Table 5 Design results of drilling tool assembly and its tensile allowance and buoyant weight
表6 下尾管钻具组合及其性能参数Table 6 Tail pipe drilling tool assembly and its performance parameters
钻井参数是影响钻具组合安全、保证机械钻速的关键因素。对于深地塔科1井，使用Landmark专业软件，依据设计的井身结构、钻具组合、钻井液性能，并通过邻井实钻参数反演，建立了各开次水力学、管柱力学模型，推荐了钻井参数范围（见表7）。
表7 推荐的钻井参数Table 7 Recommended drilling parameters
为保障钻具安全，应避免钻具组合屈曲、剧烈振动。在对深地塔科1井各开次钻具组合进行静力学、动力学校核的基础上，给出了中性点位置、屈曲对应的临界载荷、产生剧烈振动的临界转速及钻压，强度校核结果如图8所示。
图8 深地塔科1井钻进过程中管柱力学模拟分析结果Fig.8 Mechanical simulation analysis results of pipe string during drilling in Well Shendi Take-1
以五开钻具组合为例，钻具应力敏感性分析结果表明，钻压为10～30 kN、转速为55～60 r/min时，会出现合应力突增现象（见图9）。因此，建议井底钻具组合转速不超过55 r/min或者大于60 r/min。
图9 钻具应力敏感性分析结果Fig.9 Results of stress sensitivity analysis of drilling tool
深地塔科1井设计过程中建立了水力学模型，计算了不同井深处的最小携岩排量、泵压、射流冲击力等参数（见表8）。利用轮探1井、轮探3井实钻数据验证该模型，其计算误差在10%以内。
06
深地塔科井施工进展
深地塔科1井在区域内首次实现一开ϕ571.5 mm井眼钻至井深1 503 m、二开ϕ431.8 mm井眼进入奥陶系钻至井深5 856 m、三开ϕ333.4 mm井眼安全钻至奥陶系鹰山组（井深7 856 m），四开ϕ241.3 mm井眼首次钻深超过10 000 m。
深地塔科1井成功克服二叠系火成岩漏失风险、避开石炭系盐层、奥陶系断裂、寒武系盐层，完成了二开ϕ374.6 mm套管（浮重6 250 k N）、三开ϕ273.1 mm套管（浮重5 890 kN）安全下到位，均创国内同尺寸套管下入最深、最重纪录。
深地塔科1井在8 000 m以深的复杂硬质地层全面使用混合布齿个性化PDC钻头，单只钻头平均进尺141 m，机械钻速1.20～3.26 m/h，平均机械钻速2.14 m/h，在井深较轮探1井深1 200 m前提下，机械钻速提高了34.0%。
表8 深地塔科1井水力学模拟结果Table 8 Hydraulic simulation results of Well Shendi Take-1
07
结论与建议
1）通过地质工程一体化研究，避开上部复杂地层，是深地塔科1井设计为五开井身结构的基础。研究过程中，充分利用地震和测井信息、岩石力学参数、邻井资料，定量预测特殊复杂地层的厚度、空间位置，井位部署时避开复杂地层，以减少必封点和风险点，为减少井身结构层次提供条件。
2）现有井身结构设计技术在地质工程深度融合、尽量避开复杂地层的条件下能够满足万米钻探需求，但面对多套盐层、断裂层等复杂地层区域，不能有效封固所有必封点和风险点，亟需研究新型多层次井身结构及配套工艺。
3）通过材料升级，套管和钻具的强度能够满足深地塔科1井设计要求。但特深层使用的超长钻具受振动、扭转影响更大，钻具安全面临新的挑战，需建立超长钻具动力学模型，预测钻具受力情况，量化疲劳程度，确保钻具施工安全。
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参考资料：
[23] SY/T 5724-2008套管柱结构与强度设计[S].SY/T 5724-2008 Design method of casing string strength[S].
[24] GB/T 20972.1-2007石油天然气工业：油气开采中用于含硫化氢环境的材料：第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则[S].GB/T 20972.1-2007 Petroleum and natural gas industries:Material for use in H2S-containing environments in oil and gas production:Part 1:General principles for selection of cracking resistant materials[S].