顺北Ⅳ号条带平均完钻井深8 390 m，四开井眼尺寸以149.2 mm和165.1 mm为主。超深、小尺寸井眼和小尺寸钻具导致钻进时钻具易屈曲，当井深超过8 000 m后，摩阻普遍在120 kN以上。小尺寸钻具柔性强的条件下，滑动钻进时工具调控难度增大，如顺北Ⅳ号条带平均工具面调控时间超过2 h，不仅严重影响钻井时效，对轨迹控制效果影响也较大。

顺北油气田Ⅳ号条带井底静温为164~174 ℃，循环温度普遍在160 ℃以上，最高循环温度达165 ℃；同时，小尺寸井眼内，螺杆振动大，最高接近100g。高温振动耦合作用下仪器故障率较高，如顺北Ⅴ号条带平均仪器故障率达23.3%，部分井由于超出仪器耐温极限，最终盲打完钻，如SHB5X5井、SHB5X7井等。此外，在超深、小排量条件下钻井液脉冲信号传递过程中衰减强、易受干扰，平均误码率在20%以上，严重影响滑动定向时效。

顺北油气田Ⅳ号条带储层一间房组、鹰山组易钻遇裂缝带，井壁失稳，造成卡钻风险；稳斜段施工气测显示活跃，循环排气时效长，井控风险高，影响钻井时效，部分井气侵次数及循环排气处理时间如表1所示。

综合考虑螺杆实际造斜能力、井筒温度场分布、井身结构和完井要求，提出了“低-高-低-稳”剖面设计思路。首先根据不同井斜角时螺杆造斜能力的差异，将造斜段设计为更符合工程实际的“低造斜率井段”与“高造斜率井段”组合，设计的造斜率略低于1.75°螺杆钻具实际造斜能力；造斜段后为低造斜率井段，通常造斜率设计为1~2 (°)/30 m，利用螺杆复合钻进微增井斜即可达到效果；最后为稳斜调整段。

该剖面的技术优势为：(1)若实钻造斜率与设计存在差异，可通过调整定复比调控造斜率，避免了大弯角(＞2°)螺杆无法调整定复比、选型不合适即需起下钻更换螺杆的问题；(2)造斜段应用1.75°螺杆，可保证造斜段与稳斜段连续施工；(3)降低中靶难度的同时还可提高复合钻进比例。

顺北Ⅳ号条带以四开井身结构为主，目前主要应用3类井身结构，顺标ⅠA、顺标ⅡA和顺标ⅡB^[4]，储层井眼尺寸主要有149.2 mm和165.1 mm两类，储层井眼尺寸对定向钻井存在影响。针对不同储层井眼尺寸提出了不同设计方案：Ø149.2 mm井眼造斜段设计造斜率通常为5~6 (°)/30 m、9~12 (°)/30 m，如表2所示；Ø165.1 mm井眼造斜段设计造斜率通常为4~5 (°)/30 m、8~10 (°)/30m，如表3所示。

顺北Ⅳ号条带造斜段钻具组合相对固定，为简化钻具组合，螺杆弯角以1.75°为主，螺杆外径为127~130 mm；稳斜段钻具组合及参数优化设计对定向提速意义更大。基于平衡趋势法^[5-6]建立了超深定向井造斜率预测模型，通过实钻数据修正模型系数，该模型预测精度较常规方法高20%，利用该模型分析了不同螺杆弯角、钻压条件下的复合增斜规律，见图1。图1中，Ø149.2 mm井眼钻具组合：Ø149.2 mm钻头+Ø120 mm螺杆+Ø120 mm无磁钻铤+Ø88.9 mm加重钻杆+Ø88.9 mm钻杆+Ø88.9 mm加重钻杆+Ø88.9 mm钻杆串；Ø165.1 mm井眼钻具组合：Ø165.1 mm钻头+Ø127 mm螺杆+Ø120 mm无磁钻铤+Ø114.3 mm加重钻杆+Ø114.3 mm钻杆+Ø114.3 mm加重钻杆+Ø114.3 mm钻杆串。根据螺杆弯角、钻压对造斜率的影响规律，针对不同储层井眼尺寸和设计剖面，通过钻前优选螺杆和随钻测量工具调控钻压，实现了复合稳斜钻进井眼轨迹控制，顺北Ⅳ号条带平均复合钻进比例达80%，其中稳斜段平均复合钻进比例达到85%以上。

图  1  Ø149.2 mm和Ø165.1 mm井眼螺杆弯角、钻压对造斜率的影响

Figure 1.  Effects of the PDM bend angle and weight on bit on build-up rates, the Ø149.1 mm well

首先利用钻头反扭角计算公式，计算出钻头反扭角，通过旋转钻柱调整到预设工具面位置后上下活动钻具，将钻柱集聚的扭矩释放，保证钻柱处于自由状态；此时缓慢施加钻压，同时在井口正向旋转钻柱90°~180°，为钻柱提供扭转能量，以便后续调整钻压值；继续观察工具面变化趋势，结合钻柱扭矩传递规律^[7]，微调井口钻柱扭转角度，同时调整钻压值，实现最佳钻压下的工具面稳定控制。在Ⅳ号条带2口井应用该方法，单次工具面调控时间小于40 min，较邻井缩短30%，如表4所示。

其技术原理是利用已钻井段的钻、测、录等多源井筒数据与三维扩散方程协同重构修正已钻井段三维地震速度，通过建立随钻层析快速修正方法优化施工参数，并结合地震反演与偏移等技术，对地震速度与成像体快速修正^[8]，实现地层产状、断裂破碎带、特殊复杂岩性、地层压力体系、岩石力学参数随钻前探预测。顺北油气田Ⅳ号条带储层地质条件复杂，定向钻井风险高，利用该技术可对复杂地层提前预测，并通过优化技术措施规避钻井风险。如在SHB4FX井中，通过提前优化待钻剖面，避免了破碎带地层滑动定向；提前制定防卡技术措施，划眼过程中严禁倒划，采取“划一退二”的方式修正井壁，规避了卡钻风险。

为提高循环降温技术措施效果，分析了顺北Ⅳ号条带井筒温度场分布规律。以SHB4F井为例，该井完钻垂深8 203 m，储层地温梯度2.12 ℃/100 m，造斜点温度167.9 ℃(垂深7 920 m)，井底温度173.9 ℃(垂深8 203 m)。利用井筒温度场计算模型^[9]分析了该井井筒温度场分布情况，给出了井底循环降温效果与排量的关系，见图2。计算结果表明：(1)Ø149.2 mm井眼循环降温幅度11~13 ℃(排量11~12 L/s)，Ø165.1 mm井眼循环降温幅度17~18 ℃(排量13~14 L/s)，与实测数据基本一致；(2)在井底循环时间超过2 h后，井筒内循环温度趋于稳定；(3)提高排量有助于强化循环降温效果，每提高1 L/s排量可降温2~3 ℃。

图  2  循环降温幅度与排量的关系

Figure 2.  Circulation cooling rate vs. pump rate

针对顺北油田高温井筒环境提出了以下循环降温配套工艺：(1)出套管鞋后测试仪器循环降温30~60 min；当井下温度超过150 ℃时每下钻60 min循环30~60 min，具体循环降温时间可根据井下温度实时调整。循环降温时排量较钻进排量提高1~2 L/s，Ø149.2 mm井眼循环排量12~14 L/s，Ø165.1 mm井眼循环排量13~15 L/s。(2)若仪器在套管里，静止温度超过150 ℃，开泵小排量(不启动螺杆)循环不小于0.5个内容积。(3)在静止温度超过150 ℃以上井段，若停泵时间超过1 h，应将钻具起至安全井温(＜150 ℃)井段停待。

针对顺北Ⅳ号条带仪器应用情况，从改善地面系统解码工艺、优化井下仪器间隙配比等方面提出了提高仪器解码准确度配套工艺：(1)配套强制解码功能的解码系统，避免因丢失解码同步头而造成的误码、错码；(2)取消中间测量序列同步头，采用开停泵、开顶驱的方式获取初始同步头，减少等待时间，提高时效；(3)目前顺北油田应用的MWD仪器脉冲器类型主要分为旋转阀式和下座键式2种，对于旋转阀式脉冲器，推荐Ø149.2 mm井眼脉冲器阀头间隙尺寸0.033~0.036 mm，推荐Ø165.1 mm井眼脉冲器阀头间隙尺寸0.035~0.038 mm。对于下座键式脉冲器，当井深7 000~8 000 m时推荐座键蘑菇头采用1.22配合1.30；当井深超过8 000 m时推荐座键蘑菇头采用1.167配合1.25。通过配套高可靠性随钻测量仪器，顺北Ⅳ号条带较顺北工区仪器故障率大幅度降低。目前高温随钻测量仪器在顺北Ⅳ号条带累计应用75趟钻，仪器故障7趟钻，仪器故障率9.3%，远低于工区在前期仪器平均故障率23%。

顺北Ⅳ号条带碳酸盐岩裂缝性气藏为裂缝–孔洞性储层，储层钻进时易出现溢漏同存现象，井筒内压力难以保持平衡，井控风险高；循环排气时间长，储层钻井时效低；由于储层钻进过程中全烃值较高，气测值对钻井液密度不敏感，气体持续侵入井筒易造成钻井液污染；油气上窜速度快，很难达到起钻、下套管的标准^[10]。

针对上述问题，提出了以“微过平衡状态”为核心的简易控压钻井技术。根据实钻情况，及时调整井口压力，使井底压力始终微大于地层压力。严格控制溢流量，若不能控制溢流量，则逐步增大井口控压值直至液面稳定。原则上，钻进时控制井口回压不超过3.0 MPa，接单根、带压起钻时控制井口回压不超过5.0 MPa。若井口回压低于5.0 MPa，采用控压钻井节流管汇循环排气；若井口回压高于5.0 MPa 且有明显持续升高趋势，立即关闭防喷器，利用节流管汇循环排气或者提高钻井液密度。在正常控压钻进时，当井口回压接近5.0 MPa 时，以0.02 g/cm³的幅度提高钻井液密度，以降低井口回压，保证井口安全。

以SHB4-DH井为例，该井在7 830~8 442 m井段全过程控压钻进，控制井口回压1~3 MPa，控压起钻过程中为确保井底压力恒定，将井口回压控制在1~2 MPa，保持井底微过平衡起钻，将钻具组合安全起至套管鞋。

该技术成果在顺北Ⅳ号条带进行了12口井的现场应用，下面选取了2口典型井SHB4-BH井(Ø149.2 mm井眼)和SHB4FX井(Ø165.1 mm井眼)为例进行说明。

SHB4-BH井是部署在顺北Ⅳ号条带的一口开发井，四开井身结构，储层井眼尺寸149.2 mm，定向井段7 830~8 587.04 m，进尺757.04 m，完钻垂深8 112.02 m，水平位移659.61 m，稳斜段长435.04 m。

采用“低-高-低-稳”井身剖面设计方案。第1段低造斜率井段设计造斜率为6 (°)/30 m，段长40 m；第2段高造斜率井段设计造斜率为12 (°)/30 m，段长150 m；第3段低造斜率井段设计造斜率为1.5 (°)/30 m，段长200 m；第4段稳斜段设计段长367.04 m。全井共3趟钻完钻，其中造斜段2趟钻，采用1.75°单弯螺杆，稳斜段1趟钻，采用1.5°单弯螺杆。稳斜段复合钻进比例93.4%，滑动3次。四开循环排量11~12 L/s，井下静温166 ℃，循环温度158.2 ℃，下钻过程中采用循环降温技术；应用旋转阀脉冲器，阀头间隙尺寸为0.033~0.035 mm，高温仪器工作正常，无故障。四开储层钻进过程中全过程控压，控制井口回压2~3 MPa，钻至8 537.04 m后，井漏失返，将钻井液密度由1.35 g/cm³调整至1.31 g/cm³，井口回压3 MPa，强钻50 m至8 587.04 m后完钻。

该井实钻定向周期18.51 d，较设计缩短23.1%；机械钻速3.18 m/h，较同类型邻井提高41.2%。

SHB4FX井是部署在顺北Ⅳ号条带的一口预探井，四开井身结构，储层井眼尺寸165.1 mm，定向井段7 870~8 635.53 m，进尺765.53 m，垂深8 131.25 m，水平位移749.61 m，稳斜段长482.4 m。

采用“低-高-低-稳”剖面设计，第1段低造斜率井段设计造斜率4.5 (°)/30 m，段长30 m；第2段高造斜率井段设计造斜率10 (°)/30 m，段长180 m；第3段低造斜率井段设计造斜率1.5 (°)/30 m，段长370 m；第4段稳斜段设计段长185.53 m。全井共3趟钻完钻，其中造斜段2趟钻，采用1.75°单弯螺杆，稳斜段1趟钻，采用1.25°单弯螺杆。稳斜段复合钻进比例94.4%，滑动4次。应用井震融合指导钻井技术，3次准确预测破碎带，通过提前优化井眼轨道，完善钻井技术措施，降低了复杂时效。四开循环排量13~14 L/s，井下静温174.8 ℃，循环温度165.7 ℃，下钻过程中采用循环降温技术措施。应用旋转阀脉冲器，阀头间隙尺寸为0.031~0.033 mm。配套地面强制解码软件系统，仪器误码率仅为3.1%，无仪器故障。四开储层定向钻进过程中全过程控压，控制井口回压2~3 MPa，钻至8 635.53 m后，井漏失返甩螺杆及仪器采用简化钻具强钻，强钻期间将钻井液密度由1.18 g/cm³逐步调整到1.14 g/cm³，井口回压3 MPa，强钻34.47 m后至8 670 m完钻。

该井实钻定向周期21.46 d，较设计周期缩短42%；机械钻速3.71 m/h，较同类型邻井提高64.9%。该井第2趟钻单趟进尺544.5 m。

(1)通过技术攻关，形成了集剖面优化、轨迹控制、随钻测量和简易控压钻井等于一体的超深高温定向钻井技术系列，有效解决了顺北Ⅳ号条带摩阻扭矩大、工具面调控难、轨迹控制难度大、井底高温振动耦合作用下仪器故障率高、处理气侵时效低等难题，可进一步推广应用。

(2)建议形成一套可移植性更强的技术操作规程，以更好地指导超深高温定向钻井，此外，在定向井段仍有进一步提速空间，水平段钻进风险评估技术体系仍不完善，建议开展持续攻关。