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摘要：高古4井是一口设计井深达4980m的天然气深预探井，是历年来所钻的第三口深探井。其他两口探井（民深一井、临982井）虽然已经完井，但是在钻井过程中都出现了井下事故复杂，损失相当严重。文章对高古4井深井钻井技术进行了探讨。
关键词：钻头；机械钻速；井控；钻井取心；深井钻井技术 文献标识码：A
中图分类号：P634 文章编号：1009-2374（2016）22-0156-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.22.077
高古4井位于临清坳陷东部莘县凹陷中段西部斜坡带高古4鼻状构造的较高部位，是该区块最深的一口预探井，设计为四开井。三开Φ215.9mm的裸眼长达3000余m，而且下入Φ177.8mm生产套管，对我们是一个严峻的考验。高古4井设计井深4980m，完钻层位是下古生界的奥陶系八陡组。孔店组以上地层我们比较了解，属正常地层，进入中生界后至下古生界，复杂层位多、裸眼段长较长、下部地层倾角大等原因造成的井壁稳定性差、机械钻速低、易发生事故复杂等不利于正常钻井的因素，是本井钻井的重点和难点。同时本井因为井较深，我们在钻头的合理选型、井身质量控制、井下事故复杂的预防、机械钻速的提高以及深井钻井取芯等方面都需要制定相关的钻井技术措施来确保该井的正常施工和完井。
1 钻井技术难点分析
（1）该井为深预探井，设计为四开井。安全把Ф177.8mm套管下到位，保证固井成功向我们提出了挑战；（2）该井下部地层倾角较大，使得井身质量控制难度大，容易超标；（3）该井提示在钻遇煤层要进行钻井取心，深井煤层取心收获率难以保证；（4）该井三开裸眼段较长，易产生事故复杂；（5）该井下部钻遇古生界，地层的可钻性很差，随之带来的是机械钻速较低，钻井周期长；（6）井控工作是该井的重点，原始资料缺乏，地层压力状况不清，给该井的井控安全带来了隐患。
2 钻井中遇到的主要难题及解决办法
2.1 该井井身质量的控制
2.1.1 一开由于地层浅，地层疏松，采用牙轮钻头配塔式钻具组合。同时为了搞好防斜打直工作，随钻铤的增加逐渐提高钻压，保证井身质量。
2.1.2 二开用牙轮钻头配钟摆钻具组合，在钻铤吊打出套管鞋后视情况把钻压增加至正常钻压。
2.1.3 三开第一只钻头用牙轮钻头配双扶刚性钟摆钻具组合钻阻流环，在钻铤吊打出套管鞋后把钻压增加至正常钻压。
为了提高全井的机械钻速，起钻后可下入PDC
钻头。
井深超过3300m后为了保证井下安全，尽量简化钻具结构。
为了搞好井下事故负责的预防工作，井深超过4000m后采用光钻铤组合。
组合：Φ215.9mmPDC+Φ165mmDC×4柱+Φ127mmHWDP×5柱+Φ127mmDP。钻井措施根据所下入的钻头来确定。
2.1.4 四开用光钻铤组合。
组合：Φ149.2mmPDC+Φ105mmDC×3柱+Φ89mmDP。
钻压：20～40kN；转速：60～70转/分；排量：8～10L/s。
2.1.5 在该井井身质量的控制方面，我们主要是在上部先掌握主动权。严格执行技术措施及操作规程，用牙轮钻头配双扶刚性钟摆钻具组合，切实搞好防斜打直工作。在钻具组合中加入无磁钻铤，每钻进300m左右就及时检测井斜和方位。下部井段为了保证井下安全，提高全井机械钻速，减少事故复杂，用PDC钻头配9m单扶钻具组合，保证了该井上部的井身质量。同时，每次起钻投测电子多点，搞好井身轨迹跟踪。由于该井下部的地层倾角比较大，用常规的钻具组合满足不了甲方的需求。在2890～3240m井段，用无线随钻进行纠斜，保证了该井的井身质量。经电测资料显示该井最大井斜6.36度，最大水平位移55.74m，井底闭合位移13.49m，属于优质井。
2.2 合理钻头选型，提高机械钻速
该井和高古7井相比，全井机械钻速有了较大的提高。在开钻伊始，我们就对高古7井的资料进行了分析，找出了制约该区块机械钻速的各项因素，对症下药。在该井的上部井段，地层可钻性较好，现场用牙轮钻头可以提高机械钻速，最大限度地释放钻压。在下部井段，地层可钻性差，对于提高全井的机械钻速尤为重要。高古7井主要是采用牙轮钻头，致使机械钻速较低，在高古4井，现场主要采用上海中曼金刚石钻头生产的PDC钻头来提高全井的机械钻速，同时也最大限度地保证了井下安全，减少了事故复杂。
在三开下部地层主要以PDC钻头来提高机械钻速。PDC钻头入井前保证井底清洁，不得有落物。下钻至裸眼井段控制下放速度，若遇阻必须进行划眼时，以额定排量缓慢低扭矩划眼。下钻离井底50～60m开泵划眼至井底，严禁一次下到底。到底后先用低转速、低钻压进行井底造型0.5～1m，再逐渐将钻压加至正常钻进最佳值。在钻遇高研磨性或硬砂泥岩时，降低转速以延长钻头使用寿命。在深部井段可钻性极差的研磨性地层，主要使用HJT517GK、HJT537GK、HJT637GK等牙轮钻头来提高机械钻速，补充了PDC钻头的不足。
2.3 井控安全
2.3.1 该井属于预探井，井控的安全工作显得尤为重要。在每次开钻前，规范井控设备的安装及固定。同时井控设备的试压工作做到符合钻井设计要求，搞好井控设备的维护及保养工作，使井控设备随时处于备战状态。
2.3.2 严格执行井控管理的各项规章制度。加强井控实战演练，录取好各项井控的基础数据，为及时压井提供必要的依据。
2.3.3 进入油气层后每次起钻前必须进行短程起下钻测量后效，计算油气上窜速度，以确定油气上窜速度在安全的范围内才能进行起钻作业。
2.4 深井安全技术要求 2.4.1 在井深进入3000m以后的深井阶段，起下钻严格控制速度，减少压力激动。下钻要分段开泵循环，保证每次循环时间不低于一个循环周，每次下钻离井底50～60m开泵划眼到底。
2.4.2 由于该井较下部有的地层不适应PDC钻头，就用牙轮钻头来提高机械钻速。为了预防掉牙轮等事故的发生，在现场应严格执行技术措施，认真跑合好牙轮；在钻遇软硬交互的地层及时调整技术措施，最大程度发挥好牙轮钻头的效能。起钻时保证牙轮钻头应留有一定的余新，对每次起出的牙轮钻头认真进行分析，为下部的钻头选型和使用参数提供依据。
2.4.3 起下钻过程中，遇阻、卡上提或下压不能超过100kN，经过上下活动不能解除的，进行划眼，避免引起事故复杂。井深进入3300以后，尽量简化钻具组合，改用Ф165mm钻铤和Ф211mm扶正器，最大限度地预防井下事故复杂的发生。同时，每钻进200～300m进行一次短程起下钻修整井壁；连续钻进48小时进行长段短程起下钻拖拉井壁，保证井眼的畅通。
2.5 保证取芯质量
该井共进行钻井取芯（煤层中）两次。钻井取芯井段为4369.00～4375.5m；4515.00～4518.6m。钻井取芯总进尺10.1m，芯长9.9m，取芯收获率达98.02%。
由于该井是在煤层中用川8-3型取芯工具进行钻井取芯，由于煤层易冲刷破碎，造成了取芯收获率难以保证。在汲取齐一井（取芯收获率为90.5%）经验的基础上，入井前仔细检查并保养悬挂轴承；间隙调整隙至9～10mm；对各连接部位按要求力矩进行紧扣；树芯采用低转速、低排量以减少对煤层的冲刷；取芯时采用恒压钻进；割芯时把钻压一次加到150kN，待悬重恢复就拔芯起钻；起钻过程中做到平稳，严禁猛刹猛顿。通过这些措施的落实，很大程度上保证了该井的取芯收获率。
2.6 套管防磨技术
为了搞好套管防磨问题，在钻具组合中每间隔400m就加入一只套管防磨接头。每次起钻对各防磨接头进行检查，丈量防磨接头的磨损情况，发现防磨接头的旋转部件磨损较严重就立即更换；每次起钻前要求第一只防磨接头不出套管鞋。
2.7 保证Φ177.8mm套管顺利下到位
该井创造了公司Φ177.8mm套管在Φ215.9mm井眼下深的记录，该井Φ177.8mm下深为4616.68m。搞好井眼的准备，对缩径井段进行划眼，确保畅通无阻，为套管的顺利下入提供条件。下套管严格各项技术操作规程：做到连续灌满泥浆；逐根通内径；按设计要求下足扶正器；控制套管的下放速度；用套管钳保证每个丝扣的上扣力矩达到要求。
下完套管后，用Ф140mm缸套一个凡尔的排量缓慢开通泵，循环正常后，再逐渐加大排量循环至固井所需排量，处理好泥浆，进行固井作业。
2.8 两次断钻具事故的处理
2.8.1 该井钻进到4419.8m时悬重由1420kN降到1120kN，泵压由14.7MPa下降到7.9MPa，起钻发现钻具本体折断。落鱼鱼顶2905.99m，落鱼长1513.8m。下入LT-200型卡瓦打捞筒两次捞获落鱼，损失时间41小时。
2.8.2 该井取芯钻进到4518.6m时悬重由1440kN降到1110kN，泵压由7.2MPa下降到3.4MPa，起钻发现钻具折断。落鱼鱼顶2920.35m，落鱼长1598.35m。下入LT-200型卡瓦打捞筒一次捞到落鱼，损失时间15小时。
2.8.3 根据这两次断钻具事故的分析，其主要原因是由于井眼曲率较大，造成应力集中，钻时慢，加速了钻杆的疲劳破坏。
2.8.4 为了满足井下安全的需求，对钻铤、加重钻杆等进行了现场探伤，更换入井的钻杆为全新的S135级斜坡钻杆后，再未发生断钻具事故，为井下安全提供了保障。
3 结论与认识
（1）高古4井的井身质量、取心质量、固井质量合格率均为100%，为公司深井技术的发展积累了宝贵的经验；（2）搞好钻头选型，合理使用好牙轮钻头和PDC钻头，可以取得较高的机械钻速和经济、社会效益，提高油田的勘探开发速度和产能建设；（3）认真执行深井的各项技术要求，严格各项操作规程，可以较好地解决井下阻卡等问题，减少井下的事故；（4）该井由胜利油田泥浆公司服务，在对付泥页岩易跨塌、井眼缩径等方面为公司泥浆水平的提高提供了经验支持。
作者简介：亓凯（1986-），男，山东莱芜人，中石化西南油气分公司川东北采气厂工程师，研究方向：油气井工程。
（责任编辑：秦逊玉）
关键词：钻头；机械钻速；井控；钻井取心；深井钻井技术 文献标识码：A
中图分类号：P634 文章编号：1009-2374（2016）22-0156-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.22.077
高古4井位于临清坳陷东部莘县凹陷中段西部斜坡带高古4鼻状构造的较高部位，是该区块最深的一口预探井，设计为四开井。三开Φ215.9mm的裸眼长达3000余m，而且下入Φ177.8mm生产套管，对我们是一个严峻的考验。高古4井设计井深4980m，完钻层位是下古生界的奥陶系八陡组。孔店组以上地层我们比较了解，属正常地层，进入中生界后至下古生界，复杂层位多、裸眼段长较长、下部地层倾角大等原因造成的井壁稳定性差、机械钻速低、易发生事故复杂等不利于正常钻井的因素，是本井钻井的重点和难点。同时本井因为井较深，我们在钻头的合理选型、井身质量控制、井下事故复杂的预防、机械钻速的提高以及深井钻井取芯等方面都需要制定相关的钻井技术措施来确保该井的正常施工和完井。
1 钻井技术难点分析
（1）该井为深预探井，设计为四开井。安全把Ф177.8mm套管下到位，保证固井成功向我们提出了挑战；（2）该井下部地层倾角较大，使得井身质量控制难度大，容易超标；（3）该井提示在钻遇煤层要进行钻井取心，深井煤层取心收获率难以保证；（4）该井三开裸眼段较长，易产生事故复杂；（5）该井下部钻遇古生界，地层的可钻性很差，随之带来的是机械钻速较低，钻井周期长；（6）井控工作是该井的重点，原始资料缺乏，地层压力状况不清，给该井的井控安全带来了隐患。
2 钻井中遇到的主要难题及解决办法
2.1 该井井身质量的控制
2.1.1 一开由于地层浅，地层疏松，采用牙轮钻头配塔式钻具组合。同时为了搞好防斜打直工作，随钻铤的增加逐渐提高钻压，保证井身质量。
2.1.2 二开用牙轮钻头配钟摆钻具组合，在钻铤吊打出套管鞋后视情况把钻压增加至正常钻压。
2.1.3 三开第一只钻头用牙轮钻头配双扶刚性钟摆钻具组合钻阻流环，在钻铤吊打出套管鞋后把钻压增加至正常钻压。
为了提高全井的机械钻速，起钻后可下入PDC
钻头。
井深超过3300m后为了保证井下安全，尽量简化钻具结构。
为了搞好井下事故负责的预防工作，井深超过4000m后采用光钻铤组合。
组合：Φ215.9mmPDC+Φ165mmDC×4柱+Φ127mmHWDP×5柱+Φ127mmDP。钻井措施根据所下入的钻头来确定。
2.1.4 四开用光钻铤组合。
组合：Φ149.2mmPDC+Φ105mmDC×3柱+Φ89mmDP。
钻压：20～40kN；转速：60～70转/分；排量：8～10L/s。
2.1.5 在该井井身质量的控制方面，我们主要是在上部先掌握主动权。严格执行技术措施及操作规程，用牙轮钻头配双扶刚性钟摆钻具组合，切实搞好防斜打直工作。在钻具组合中加入无磁钻铤，每钻进300m左右就及时检测井斜和方位。下部井段为了保证井下安全，提高全井机械钻速，减少事故复杂，用PDC钻头配9m单扶钻具组合，保证了该井上部的井身质量。同时，每次起钻投测电子多点，搞好井身轨迹跟踪。由于该井下部的地层倾角比较大，用常规的钻具组合满足不了甲方的需求。在2890～3240m井段，用无线随钻进行纠斜，保证了该井的井身质量。经电测资料显示该井最大井斜6.36度，最大水平位移55.74m，井底闭合位移13.49m，属于优质井。
2.2 合理钻头选型，提高机械钻速
该井和高古7井相比，全井机械钻速有了较大的提高。在开钻伊始，我们就对高古7井的资料进行了分析，找出了制约该区块机械钻速的各项因素，对症下药。在该井的上部井段，地层可钻性较好，现场用牙轮钻头可以提高机械钻速，最大限度地释放钻压。在下部井段，地层可钻性差，对于提高全井的机械钻速尤为重要。高古7井主要是采用牙轮钻头，致使机械钻速较低，在高古4井，现场主要采用上海中曼金刚石钻头生产的PDC钻头来提高全井的机械钻速，同时也最大限度地保证了井下安全，减少了事故复杂。
在三开下部地层主要以PDC钻头来提高机械钻速。PDC钻头入井前保证井底清洁，不得有落物。下钻至裸眼井段控制下放速度，若遇阻必须进行划眼时，以额定排量缓慢低扭矩划眼。下钻离井底50～60m开泵划眼至井底，严禁一次下到底。到底后先用低转速、低钻压进行井底造型0.5～1m，再逐渐将钻压加至正常钻进最佳值。在钻遇高研磨性或硬砂泥岩时，降低转速以延长钻头使用寿命。在深部井段可钻性极差的研磨性地层，主要使用HJT517GK、HJT537GK、HJT637GK等牙轮钻头来提高机械钻速，补充了PDC钻头的不足。
2.3 井控安全
2.3.1 该井属于预探井，井控的安全工作显得尤为重要。在每次开钻前，规范井控设备的安装及固定。同时井控设备的试压工作做到符合钻井设计要求，搞好井控设备的维护及保养工作，使井控设备随时处于备战状态。
2.3.2 严格执行井控管理的各项规章制度。加强井控实战演练，录取好各项井控的基础数据，为及时压井提供必要的依据。
2.3.3 进入油气层后每次起钻前必须进行短程起下钻测量后效，计算油气上窜速度，以确定油气上窜速度在安全的范围内才能进行起钻作业。
2.4 深井安全技术要求 2.4.1 在井深进入3000m以后的深井阶段，起下钻严格控制速度，减少压力激动。下钻要分段开泵循环，保证每次循环时间不低于一个循环周，每次下钻离井底50～60m开泵划眼到底。
2.4.2 由于该井较下部有的地层不适应PDC钻头，就用牙轮钻头来提高机械钻速。为了预防掉牙轮等事故的发生，在现场应严格执行技术措施，认真跑合好牙轮；在钻遇软硬交互的地层及时调整技术措施，最大程度发挥好牙轮钻头的效能。起钻时保证牙轮钻头应留有一定的余新，对每次起出的牙轮钻头认真进行分析，为下部的钻头选型和使用参数提供依据。
2.4.3 起下钻过程中，遇阻、卡上提或下压不能超过100kN，经过上下活动不能解除的，进行划眼，避免引起事故复杂。井深进入3300以后，尽量简化钻具组合，改用Ф165mm钻铤和Ф211mm扶正器，最大限度地预防井下事故复杂的发生。同时，每钻进200～300m进行一次短程起下钻修整井壁；连续钻进48小时进行长段短程起下钻拖拉井壁，保证井眼的畅通。
2.5 保证取芯质量
该井共进行钻井取芯（煤层中）两次。钻井取芯井段为4369.00～4375.5m；4515.00～4518.6m。钻井取芯总进尺10.1m，芯长9.9m，取芯收获率达98.02%。
由于该井是在煤层中用川8-3型取芯工具进行钻井取芯，由于煤层易冲刷破碎，造成了取芯收获率难以保证。在汲取齐一井（取芯收获率为90.5%）经验的基础上，入井前仔细检查并保养悬挂轴承；间隙调整隙至9～10mm；对各连接部位按要求力矩进行紧扣；树芯采用低转速、低排量以减少对煤层的冲刷；取芯时采用恒压钻进；割芯时把钻压一次加到150kN，待悬重恢复就拔芯起钻；起钻过程中做到平稳，严禁猛刹猛顿。通过这些措施的落实，很大程度上保证了该井的取芯收获率。
2.6 套管防磨技术
为了搞好套管防磨问题，在钻具组合中每间隔400m就加入一只套管防磨接头。每次起钻对各防磨接头进行检查，丈量防磨接头的磨损情况，发现防磨接头的旋转部件磨损较严重就立即更换；每次起钻前要求第一只防磨接头不出套管鞋。
2.7 保证Φ177.8mm套管顺利下到位
该井创造了公司Φ177.8mm套管在Φ215.9mm井眼下深的记录，该井Φ177.8mm下深为4616.68m。搞好井眼的准备，对缩径井段进行划眼，确保畅通无阻，为套管的顺利下入提供条件。下套管严格各项技术操作规程：做到连续灌满泥浆；逐根通内径；按设计要求下足扶正器；控制套管的下放速度；用套管钳保证每个丝扣的上扣力矩达到要求。
下完套管后，用Ф140mm缸套一个凡尔的排量缓慢开通泵，循环正常后，再逐渐加大排量循环至固井所需排量，处理好泥浆，进行固井作业。
2.8 两次断钻具事故的处理
2.8.1 该井钻进到4419.8m时悬重由1420kN降到1120kN，泵压由14.7MPa下降到7.9MPa，起钻发现钻具本体折断。落鱼鱼顶2905.99m，落鱼长1513.8m。下入LT-200型卡瓦打捞筒两次捞获落鱼，损失时间41小时。
2.8.2 该井取芯钻进到4518.6m时悬重由1440kN降到1110kN，泵压由7.2MPa下降到3.4MPa，起钻发现钻具折断。落鱼鱼顶2920.35m，落鱼长1598.35m。下入LT-200型卡瓦打捞筒一次捞到落鱼，损失时间15小时。
2.8.3 根据这两次断钻具事故的分析，其主要原因是由于井眼曲率较大，造成应力集中，钻时慢，加速了钻杆的疲劳破坏。
2.8.4 为了满足井下安全的需求，对钻铤、加重钻杆等进行了现场探伤，更换入井的钻杆为全新的S135级斜坡钻杆后，再未发生断钻具事故，为井下安全提供了保障。
3 结论与认识
（1）高古4井的井身质量、取心质量、固井质量合格率均为100%，为公司深井技术的发展积累了宝贵的经验；（2）搞好钻头选型，合理使用好牙轮钻头和PDC钻头，可以取得较高的机械钻速和经济、社会效益，提高油田的勘探开发速度和产能建设；（3）认真执行深井的各项技术要求，严格各项操作规程，可以较好地解决井下阻卡等问题，减少井下的事故；（4）该井由胜利油田泥浆公司服务，在对付泥页岩易跨塌、井眼缩径等方面为公司泥浆水平的提高提供了经验支持。
作者简介：亓凯（1986-），男，山东莱芜人，中石化西南油气分公司川东北采气厂工程师，研究方向：油气井工程。
（责任编辑：秦逊玉）