元坝井超深水平井钻井技术样本

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资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。元坝272-1H井长水平段超深水平井钻井技术董志辉,孙连坡,汪海波,仇恒彬(中石化石油工程公司钻井工艺研究院山东东营257000)摘要:元坝272-1H井是位于元坝区块的一口超深长水平段水平井,存在地质情况复杂、多套压力体系并存、气藏埋深超过6500m、井底温度高达156℃等技术难题。施工中经过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具使用技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术、安全钻井技术等先进技术,克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压挑战性高等难点,创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录,为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。关键词:元坝272-1H井;超深水平井;钻井技术;长水平段;1元坝272-1H井概况元坝272-1H井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地川东北巴中低缓构造上的一口超深水平井,以长兴组顶部礁盖(顶)储层为主要目的层,该井位于元坝区块长兴组4号礁带。完钻井深7788.00m,完钻垂深6549.66m,造斜点位于6050.00m,水平位移1501.65m,水平段长1073.30m,钻穿气层长度820.00m,创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录。井身结构采用五开制,实钻井身结构与设计井身结构对比如下。

1资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。表1实钻井身结构与设计井身结构对比开次井眼套管备注井眼尺寸/mm设计井深/m实钻井深/m套管尺寸/mm设计下深/m实际下深/m导管914.43232720.00-300-31.75根据需要设置1660.4502504508.00-5000-501.45封上部易漏层和水层2444.530502992346.10-30480-2990.01封上沙以浅地层3314.149224978273.1/282.60-49200-4292.34封雷三水层以浅地层4241.365806580193.7/206.40-65783593.96-6580封长兴组顶界以浅地层5165.1779077881276528-77886525-7788衬管完井2钻井主要难点分析(1)直井段优快钻井、防斜打直困难［1］。直井段长6050m,钻遇地层多,地层复杂。上沙溪庙组有小水层,底部存在区域垮塌层;千佛崖组压力较高;自流井组底砾岩蹩跳严重;须家河组区域高压,石英砂岩可钻性极差;嘉陵江组顶部盐膏层发育,嘉五-四段、嘉二段局部层段见高压盐水层;极易发生井喷、井漏、井塌等复杂情况。(2)摩阻扭矩大、深井定向困难。使用PDC钻头定向钻进,由于井眼深度大,摆放工具面困难,很难摆放到位且容易偏移,裸眼段长,摩阻大,经过钻压控制工具面难度大,工具面不稳,滑动钻进常有托压现象,易憋泵。(3)储层调整频繁,轨迹控制难度大。长兴组储层礁体小,储层较薄,且水平方向变化大,准确穿行优质储层难度大。为了钻穿更多优质储层,根据实钻情况及时调整轨迹,调整轨迹难度大。

2资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。水平段岩性变化大,复合钻进井斜变化规律差异较大,甚至某一井段复合钻进增斜率异常,更增加了轨迹控制的难度。(4)泵压高、排量小、井眼清洁难度大。五开井眼小,循环泵压高,水平段长,易形成岩屑床,井眼清洁困难,钻具摩阻大、扭矩高而且不稳,钻具组合、钻井参数优化困难,井眼清洁难度大。(5)井底温度高,定向工具、仪器性能要求高。井底循环温度最高152℃,静止温度最高156℃,在井底高温环境下,MWD仪器不稳定,容易出现故障,螺杆钻具在高温环境下,其工作寿命大幅降低,定向工具仪器耐高温性要求高。(6)钻井液性能维护难度大。钻井液高温稳定性、流变性、润滑性、携岩要求高,维护难度大。同时深部地层定向段水平段泵压高、泵排量小的影响,井眼净化难度大,如何保证良好的钻井液流变性和携岩效率,避免井下复杂情况是一个难题［2］。3钻井技术实施3.1钻井提速技术3.1.1气体钻井技术气体钻井具有提高机械钻速、延长钻头使用寿命、减少井下复杂情况和卡钻故障、降低钻井综合成本等优势［3］。元坝272-1H井一开采用泡沫钻井,使用一趟钻,钻进井段32～504m,进尺472m,机械钻速5.28m/h。二开采用气体钻井,使用三趟钻,钻进井段504～2992m,进尺2488m,机械钻速10.36m/h,

3资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。是常规钻井液钻井的10倍左右,提速效果显著［4］。3.1.2复合钻井技术三开、四开大部分直井段采用”PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术,该技术能大幅提高机械钻速,并减少起下钻次数,是深井超深井钻井提速的有效手段［5］。特别是本井海相地层以灰岩、白云岩为主,岩性相对均质,非常适合PDC钻头,为了更好地发挥PDC钻头高转速低钻压的优势,采用钻头和螺杆钻具相配合的复合钻井技术钻进海相地层。实钻表明,采用”PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术,经过对螺杆钻具选型、优化钻具组合、优选钻井参数和优化匹配螺杆钻具与PDC钻头等技术手段,大幅提高了海相地层机械钻速[6]。平均机械钻速达到3.53m/h,提速效果明显。3.2井眼轨迹控制技术3.2.1侧钻纠斜施工技术直井段钻进至井深5464m时测得井斜偏大,不利于后期水平井的施工,决定侧钻纠斜。长裸眼超深井侧钻难度大,主要原因为:侧钻点在5000m以下,钻杆柔性相对较大,侧钻钻具工作状态可控性差;由于三开套管未下到位,裸眼段长,复杂井段未封隔,井眼不稳定,井壁摩阻大,易粘卡,侧钻送钻困难大;直井段侧钻新老井眼不易分离,侧钻成功后仍需要钻进1000m直井段,侧钻后井斜不能太大。回填至井深5042m,侧钻井段地层为雷口坡组,主要岩性为白云质灰岩、膏质灰岩、白云岩,岩性相对均质。扫塞至5110m(

4资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。井斜3.80°),考虑侧钻点地层岩性基本稳定、可钻性相对较好,以及考虑侧钻井眼轨迹圆滑度,选用”牙轮+1.5°螺杆”侧钻。摆好侧钻所需工具面,在侧钻点以上15m井段重复划眼4h,然后控制钻速0.2-0.3m/h滑动钻进至5122m,捞砂显示地层岩屑含量达到80%,改控时为小钻压继续滑动钻进至井深5134m,捞砂显示岩屑含量达到100%,测得井斜3.81°(老井眼井斜5.38°),判断侧钻成功。经过以上措施,使用”牙轮+1.5°螺杆”侧钻,实现了长裸眼超深井一次侧钻成功,较好地解决了长裸眼深井侧钻问题。侧钻纠斜成功后,下入”PDC+直螺杆+钟摆钻具组合”钻进。钻达造斜点6050m实测井斜0.97°、位移35.64m,直井段最大井斜4°,位于井深5113.77m,为后续定向施工打下良好基础。3.2.2井眼轨道优化技术四开增斜段后期,滑动钻进变得异常艰难,经常憋泵、上提遇阻,随时面临卡钻事故风险。主要原因如下:三开套管未下到位,造成长达685.66m大尺寸复杂井眼未封隔,井眼不稳定;四开嘉陵江二段钻遇高压膏盐层,钻井液性能变差且提升空间有限;四开飞仙关二段钻遇多套高压气层,地层孔隙发育,高密度条件下,滑动钻进存在较大的吸附卡钻风险。针对井下复杂情况,在不改变地质目标和靶点的情况下,优化井眼轨道设计,调整增斜段造斜率,增加四开增斜段后期的复合钻进比例,有效降低了滑动钻进安全风险。根据优化井眼轨道设计,

5资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。从6390m开始多复合钻进,利用复合钻进自然增斜,预计造斜率8°/100m钻完四开(井深6580m),然后五开按照16.5°/100m造斜率增斜钻进,能达到地质靶点要求(中靶心)。表2调整造斜率后的轨迹数据井深/m井斜/°方位/°垂深/m南北/m东西/m视位移/m狗腿度/°·100m-1靶6390.0047.00256.006354.27-13.90-156.96151.950.006555.0060.16254.696452.02-47.54-285.09283.778.006705.2284.68250.856497.07-89.95-420.70425.6516.506762.1384.68250.856502.35-108.54-474.22482.300.006793.7685.71245.716505.00-120.20-503.50513.8016.50A7730.0185.71245.716575.00-504.20-1354.501445.300.00B考虑五开小井眼造斜率不确定,为满足优化后设计造斜率要求,五开第一趟钻选择钻具组合”三牙轮+1.25°螺杆”定向钻进,工具面稳定,造斜率较高,满足设计要求,考虑牙轮钻头寿命短、危险系数高等缺点,从第二趟钻开始选择钻具组合”PDC+1.25°螺杆”,既满足造斜率要求,又保证了井下安全,提高了钻井速度。钻进至井深6624m,探到目的层长兴组,根据物探层位标定及优质储层预测,再次对井眼轨道设计进行优化,A靶点垂深上调2.5m,余下增斜段造斜率18°/100m。进入长兴组后,地层造斜率异常高,”PDC+1.25°螺杆”复合钻进以8～14°/100m增斜,及时发现这一情况后,调整每单根滑动钻进与复合钻进比例,比较精确的控制了每单根造斜率,顺利中A靶,进入水平段施工。

6资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。3.2.3水平段轨迹控制技术长兴组储层礁体小,储层较薄,且水平方向变化大,准确穿行优质储层难度大。为钻穿最多优质储层,实钻过程中,地质录井实时跟踪,根据实钻情况及时调整轨迹。长水平段小尺寸井眼水平井的井眼轨迹控制难度大。水平段岩性变化大,复合钻进井斜变化规律差异较大,甚至某一井段复合钻进增斜率异常(例如在水平段6802-6806m处钻时突快,井斜突降0.6°,同一趟钻同样钻井参数情况下此前复合钻进井斜稳),更增加了轨迹控制的难度。根据增斜段以及水平段初期的实钻经验,长兴组目的层采用”PDC+螺杆”复合钻进井斜变化规律总体如下:使用1.25°无扶正器螺杆复合钻进井斜以2°/100m微降;使用1.25°扶正器Φ148mm螺杆复合钻进井斜稳;使用1.00°扶正器Φ161mm螺杆复合井斜以11°/100m强增;使用1.25°扶正器Φ161mm螺杆复合钻进井斜以14°/100m强增。水平段中后期,参考增斜段以及水平段初期的螺杆复合增斜规律,每趟钻根据本趟钻所需造斜率情况来选择本趟钻所需的螺杆度数、螺杆扶正器尺寸,经过复合钻进来控制井斜,达到调整井斜的目的,滑动钻进只需对方位进行调整。水平段方位一直以2-4°/100m左飘,滑动钻进调整方位时,由于工具面不稳、防粘卡多次上提活动钻具等原因,扭方位效果差。在井下安全允许的条件下,尽量使复合钻进时转盘转速大于50r/min,利于抑制方位左飘。在不影响开发储层的情况下,在水平段后期,适当放宽对方位的要求。

7资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。3.3高温定向工具使用技术采用进口高温MWD仪器,抗温能力达到175℃,保证仪器能在井下156℃高温中稳定工作。下钻时,出套管后分段开泵循环,便于仪器降温;调整钻井液性能、添加颗粒状及大粉末状堵漏剂、润滑剂等药品时,混合均匀、充分搅拌,配制成胶液随钻跟入;尽可能减少钻井液中的气体含量,保证仪器正常工作。本井共下入MWD仪器17趟钻,仅2趟钻仪器故障,满足使用要求。优选北石127mm抗高温180℃的螺杆,每趟钻下入新螺杆钻具,螺杆承受钻压尽量在50KN以内,尽量避免憋泵。螺杆钻具入井开始累积使用时间,因高温影响,螺杆钻具寿命大大受限,一般螺杆寿命为入井120h左右,若无进尺或钻井参数异常,及时起钻更换螺杆,防止发生意外。3.4井眼清洁技术(Holecleaningtechniques)井眼清洁是钻水平井特别是钻长水平段超深水平井的技术难点,由于岩屑易在长水平段及大斜度井段堆积,形成岩屑沉积床使环空间隙变小,造成井眼不畅,导致井下各种复杂情况的发生。在元坝272-1H井中,采取了以下积极的井眼清洁措施。(1)优化钻井参数。理论计算元坝272-1H井水平段最小排量为15L/s,适当提高排量,保证水平段排量处于16-18L/s,泵压维持在24-26Mp,既满足井眼清洁,又保证井眼不至于排量过大造成井壁失稳,地面高压系统能力合适。在井下安全允许情况下,适当增加转速,保证转速大于50r/min,有效破坏岩屑床,同时

8资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。助于岩屑运移。(2)增加循环时间。水平段储层内复合钻进机械钻速9.5-5.5m/h,钻时较快,井眼小、深度大、循环泵压高、排量低,井眼清洁困难。增加循环时间,每钻进10-15m停钻循环,使岩屑返出,避免因钻时快,岩屑来不及返出而在井眼局部堆积。(3)优化钻井液流变性能,确保具备良好的悬浮和携屑能力,防止岩屑床的沉积。(4)积极采取划眼、短起下钻、大排量洗井等工程措施破坏岩屑床。每钻完一根划眼一遍,每钻完一柱划眼两遍,及时破坏岩屑床;坚持每钻进50-100m或者钻进时间超过24h进行一次短程起下钻,短起下钻应与长短起下钻相结合,有效破除砂桥。(5)保证圆滑的井眼质量,减少岩屑在较大狗腿处沉积机会。尽量用钻具的复合自然增斜能力实现轨迹控制,多复合钻进,少滑动钻进,减小狗腿度。增斜段最大狗腿度24.39°/100m,未连续三个测点狗腿度超过20°/100m;水平段最大狗腿度6.52°/100m;井眼圆滑。3.5摩阻扭矩监测控制技术长水平段超深水平井摩阻扭矩是最突出的问题,随着位移增加,摩阻和扭矩相应增加,如何对实钻摩阻扭矩水平进行监测和评估,以采取相应的技术措施,从而达到安全快速钻进的目的是施工的重点［7-9］。施工中利用先进的Wellplan摩阻扭矩计算分析软件,对上提下放摩阻以及扭矩值进行跟踪,并经过数据反算摩阻系数,

9资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。从而指导现场施工。如果实钻扭矩与理论计算扭矩出现较大背离,立及从工程和钻井液方面采取措施,降低裸眼段摩阻系数,改进井下摩阻扭矩。图1元坝272-1H井定向钻进摩阻扭矩曲线由上图能够看出,四开定向段摩阻扭矩上升较快,实钻扭矩比理论扭矩大很多,根据计算摩阻系数达到0.45,这是由于裸眼段太长且存在大小井眼、复杂井段未封隔、泥浆受高压膏盐层污染等原因引起,导致定向钻进困难。现场经过调整泥浆性能、增加润滑剂含量、优化井眼轨道设计等措施,保证了四开顺利施工。五开初期摩阻扭矩异常高,这是由于五开时间短,套管内不清洁、套管内壁未形成有效优质泥饼等原因导致,经过钻进一段时间,套管内壁变光滑并形成优质泥饼后,摩阻扭矩逐步恢复正常。3.6钻井液技术(Drillingfluidtechnology)施工中针对不同开次、不同井段井下情况,具有针对性的对钻井液进行处理,钻井液维护处理正确,性能稳定,较好的

10资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。满足了钻井施工需要。三开自流井组、须家河组地层页岩层理发育,与煤线互层,易出现垮塌掉块,钻井液抑制防塌性能要求高。三开采用钾盐聚磺钻井液,钻井液密度2.10g/cm3,钻至井深4630m,井下开始掉块增多,出现蹩跳钻、扭距增大、起下钻遇阻等现象,返出掉块最大约重200g,及时加大FF-II、超细碳酸钙等封堵防塌抑制处理剂,并将井浆漏斗粘度由75s提高至95s左右,保证井内垮塌物的携带。加入SMP-II、SMC、SPNH降虑失剂,至三开中完保持中压失水在2.0ml左右、高温高压失水低于12ml,保证了井壁稳定,抑制了掉块的产生。四开雷口坡组及以下地层含大段盐膏层、高压盐水层,钻井液易受膏、盐侵污染,钻井液粘切变化大,以及盐膏层”塑性”变形缩径。四开采用金属离子聚磺防卡钻井液,维持钻井液密度2.07g/cm3钻至井深6050m,发现地层有出水现象,循环提高钻井液密度至2.12g/cm3,起下钻后循环排后效,钻井液密度最低1.08g/cm3,排盐水浆48.54m3,加重提高钻井液密度至2.18g/cm³,压稳水层,维持此密度直至四开中完。加入抗高温降滤失剂和沥青类封堵剂,严格控制钻井液失水;加足处理剂,使钻井液具有一定的抗盐膏能力,有效防止了膏、盐侵,预防了盐膏层缩径。进入造斜井段及时补充润滑剂,形成水包油分散体系,钻井液含油量达到4-5%,改进了斜井段的摩阻。五开采用金属离子聚磺混油防卡钻井液,

11资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。施工中主要解决了四个问题。(1)井底温度高达156℃,钻井液抗高温稳定性问题。采用了抗高温护胶剂、SMP-2、SPNH、DR-8等多种抗高温处理剂复配使用,这些处理剂抗温能力均超过180℃,钻井液体系具有良好的抗高温稳定性。(2)长兴组地层裂缝发育,气层保护及防漏堵漏问题。加入不同粒度、多级配的封堵剂(非渗透处理剂FST-2、多级配超细碳酸钙QS系列、高酸溶性材料ZD系列),有效封堵渗透层和微小裂缝,加足降虑失剂等处理剂,确保泥饼坚韧致密。(3)小井眼水平段排量受到限制,井眼清洁问题。钻井液动塑比控制在0.3-0.6之间,保持钻井液低粘高切的流变性,使得钻井液有足够的结构力,增强对岩屑悬浮携带能力。采用不同粘切钻井液大排量洗井,确保井眼清洁。(4)水平段长,润滑防卡问题。加入与钻井液体系配伍的润滑剂,固体润滑剂与液体润滑剂结合使用,如RH220、长城润滑油、超细活化石墨粉、乳化剂等,提高钻井液的润滑性能,降低摩擦系数。同时加入体积比达3%的高效抗磨减阻剂,减小钻具和套管间的摩擦。3.7安全钻井技术(Safedrillingtechnologies)(1)五开钻进期间,施工周期较长,为保护已下人套管,使用防磨接头+抗磨减阻剂双效防磨技术。计算好防磨接头下入位置,共安装防磨接头16只,同时加入体积比达3%的高效抗磨减阻剂,有效减小了钻具对套管的磨损。完井套管试压合格,确保了已下入套管防磨安全。(2)钻具负荷大后,定期对入井钻具进行无损探伤,

12资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。不合格钻具甩掉,避免带伤入井,定期定井段倒换钻具,特别是五开复合钻具连接附近的小钻具以及井口处大钻具的倒换,确保了入井钻具安全。(3)钻井过程中及时记录摩阻、扭矩、泵压、钻井液量及钻井液性能等参数,若出现异常情况,及时停钻,查找原因并解决,确保井下安全。本井钻至6632m时,泵压逐步下降4-5Mpa,其它钻井参数正常,停钻,检查地面设备正常,然后起钻检查钻具,钻具无刺漏,分析泵压下降原因为处理钻井液时沥青类药品加量太多、太急,水化不好导致上水不好,以及泥浆有气泡等原因引起,下钻到底充分循环后,泵压恢复正常,恢复钻进。(4)元坝地区飞仙关组、长兴组地层含硫化氢,加强井控以及硫化氢监测工作,搞好井控和防硫化氢应急演练。防止H2S危害是保障元坝超深水平井安全钻井的关键［10］。4结论与建议(1)超深水平井施工工序复杂,施工周期长,井下突发情况多,特别是本井属典型”三高”气井,存在地质情况复杂,多套压力体系并存,极易发生井喷、井漏、井塌等复杂情况。钻井安全是首先必须考虑的。(2)超深井段侧钻施工中,为加大侧钻时钻具侧向力,一般使用”弯接头+直螺杆”侧钻,本井使用”牙轮+1.5°螺杆”侧钻,实现了长裸眼超深井一次侧钻成功,较好地解决了长裸眼深井侧钻问题,同类井施工中具有参考价值。

13资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。(3)全井采用常规导向钻井技术,经过选择合适的钻头,选用合适度数、合适扶正器大小的螺杆,满足了超深长水平段水平井定向施工,井眼轨迹控制良好。造斜段、水平段钻井周期比设计缩短34.79d,钻遇气层820m,实现了低成本、高效率地质开发目标,为同类超深水平井的高效施工积累了丰富经验。(4)增强钻井液高温条件下的稳定性、流变性、润滑性、携岩效果,加强井眼清洁、摩阻扭矩的监测控制,是超深长水平段水平井施工的关键。(5)优选抗高温MWD仪器、抗高温螺杆,基本满足本井施工要求。建议进一步研发抗高温定向工具,提高抗高温MWD仪器的稳定性,延长高温螺杆的使用寿命。参考文献:［1］荣海波.塔里木东河塘地区超深水平井钻井技术[J].钻采工艺,,33(4):131-132.［2］李光泉,刘匡晓,郭瑞昌等.元坝272H井超深水平井钻井技术[J].钻采工艺,,35(6):116-118.［3］肖新磊.空气钻井技术在元坝地区的应用[J].石油钻探技术,,38(4):35-37.［4］高航献,瞿佳,曾鹏珲.元坝地区钻井提速探索与实践[J].石油钻探技术,,38(4):26-29.［5］闫光庆,张金成.中国石化超深井钻井技术现状与发展建议[J].石油钻探技术,,41(2):1-6.

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