元坝井超深水平井钻井关键技术.doc

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井是位于元坝区块一口超深长水平段水平井，存在地质状况复杂、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。施工中通过钻井提速技术、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，为同类超深水平井施工积累了丰富经验。
核心词：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布置在四川盆地川东北巴中低缓构造上一口超深水平井，以长兴组顶部礁盖（顶）储层为重要目层，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。井身构造采用五开制，实钻井身构造与设计井身构造对例如下。
表1 实钻井身构造与设计井身构造对比
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
914.4
32
32
720.0
0-30
0-31.75
依照需要设立
1
660.4
502
504
508.0
0-500
0-501.45
封上部易漏层和水层
2
444.5
3050
2992
346.1
0-3048
0-2990.01
封上沙以浅地层
3
314.1
4922
4978
273.1/282.6
0-4920
0-4292.34
封雷三水层以浅地层
4
241.3
6580
6580
193.7/206.4
0-6578
3593.96-6580
封长兴组顶界以浅地层
5
165.1
7790
7788
127
6528-7788
6525-7788
衬管完井
2 钻井重要难点分析
（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、井塌等复杂状况。
（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，通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）储层调节频繁，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，精确穿行优质储层难度大。为了钻穿更多优质储层，依照实钻状况及时调节轨迹，调节轨迹难度大。水平段岩性变化大，复合钻进井斜变化规律差别较大，甚至某一井段复合钻进增斜率异常，更增长了轨迹控制难度。
（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、扭矩高并且不稳，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、仪器性能规定高。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，容易浮现故障，螺杆钻具在高温环境下，其工作寿命大幅减少，定向工具仪器耐高温性规定高。
（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、携岩规定高，维护难度大。同步深部地层定向段水平段泵压高、泵排量小影响，井眼净化难度大，如何保证良好钻井液流变性和携岩效率，避免井下复杂状况是一种难题［2］。
3 钻井技术实行
3.1 钻井提速技术
3.1.1 气体钻井技术
气体钻井具备提高机械钻速、延长钻头使用寿命、减少井下复杂状况和卡钻故障、减少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，是常规钻井液钻井10倍左右，提速效果明显［4］。
3.1.2复合钻井技术
三开、四开大某些直井段采用“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钻头高转速低钻压优势，采用钻头和螺杆钻具相配合复合钻井技术钻进海相地层。实钻表白，采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，通过对螺杆钻具选型、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3.53 m/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，不利于后期水平井施工，决定侧钻纠斜。长裸眼超深井侧钻难度大，重要原由于：侧钻点在5000m如下，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，重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（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。通过以上办法，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本。
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。重要因素如下：三开套管未下到位，导致长达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高空间有限；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，滑动钻进存在较大吸附卡钻风险。
针对井下复杂状况，在不变化地质目的和靶点状况下，优化井眼轨道设计，调节增斜段造斜率，增长四开增斜段后期复合钻进比例，有效减少了滑动钻进安全风险。依照优化井眼轨道设计，从6390m开始多复合钻进，运用复合钻进自然增斜，预测造斜率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，能达到地质靶点规定（中靶心）。
表2 调节造斜率后轨迹数据
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
6390.00
47.00
256.00
6354.27
-13.90
-156.96
151.95
0.00

6555.00
60.16
254.69
6452.02
-47.54
-285.09
283.77
8.00

6705.22
84.68
250.85
6497.07
-89.95
-420.70
425.65
16.50

6762.13
84.68
250.85
6502.35
-108.54
-474.22
482.30
0.00

6793.76
85.71
245.71
6505.00
-120.20
-503.50
513.80
16.50
A
7730.01
85.71
245.71
6575.00
-504.20
-1354.50
1445.30
0.00
B
考虑五开小井眼造斜率不拟定，为满足优化后设计造斜率规定，五开第一趟钻选取钻具组合“三牙轮+1.25 °螺杆”定向钻进，工具面稳定，造斜率较高，满足设计规定，考虑牙轮钻头寿命短、危险系数高等缺陷，从第二趟钻开始选取钻具组合“PDC+1.25 °螺杆”，既满足造斜率规定，又保证了井下安全，提高了钻井速度。钻进至井深6624m，探到目层长兴组，依照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，及时发现这一状况后，调节每单根滑动钻进与复合钻进比例，比较精准控制了每单根造斜率，顺利中A靶，进入水平段施工。
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，精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，依照实钻状况及时调节轨迹。长水平段小尺寸井眼水平井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别较大，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状况下此前复合钻进井斜稳），更增长了轨迹控制难度。
依照增斜段以及水平段初期实钻经验，长兴组目层采用“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，参照增斜段以及水平段初期螺杆复合增斜规律，每趟钻依照本趟钻所需造斜率状况来选取本趟钻所需螺杆度数、螺杆扶正器尺寸，通过复合钻进来控制井斜，达到调节井斜目，滑动钻进只需对方位进行调节。水平段方位始终以2-4°/100m左飘，滑动钻进调节方位时，由于工具面不稳、防粘卡多次上提活动钻具等因素，扭方位效果差。在井下安全容许条件下，尽量使复合钻进时转盘转速不不大于50r/min，利于抑制方位左飘。在不影响开发储层状况下，在水平段后期，恰当放宽对方位规定。
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；调节钻井液性能、添加颗粒状及大粉末状堵漏剂、润滑剂等药物时，混合均匀、充分搅拌，配制成胶液随钻跟入；尽量减少钻井液中气体含量，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，满足使用规定。
优选北石127mm抗高温180℃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，普通螺杆寿命为入井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(Hole cleaning techniques)
井眼清洁是钻水平井特别是钻长水平段超深水平井技术难点，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，导致井眼不畅，导致井下各种复杂状况发生。在元坝272-1H井中，采用了如下积极井眼清洁办法。
（1）优化钻井参数。理论计算元坝272-1H井水平段最小排量为15 L/s，恰当提高排量，保证水平段排量处在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导致井壁失稳，地面高压系统能力适当。在井下安全容许状况下，恰当增长转速，保证转速不不大于50r/min，有效破坏岩屑床，同步助于岩屑运移。
（2）增长循环时间。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。增长循环时间，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，保证具备良好悬浮和携屑能力，防止岩屑床沉积。
（4）积极采用划眼、短起下钻、大排量洗井等工程办法破坏岩屑床。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）保证圆滑井眼质量，减少岩屑在较大狗腿处沉积机会。尽量用钻具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，未持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问题，随着位移增长，摩阻和扭矩相应增长，如何对实钻摩阻扭矩水平进行监测和评估，以采用相应技术办法，从而达到安全迅速钻进目是施工重点［7-9］。施工中运用先进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，并通过数据反算摩阻系数，从而指引现场施工。如果实钻扭矩与理论计算扭矩浮现较大背离，立及从工程和钻井液方面采用办法，减少裸眼段摩阻系数，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
由上图可以看出，四开定向段摩阻扭矩上升较快，实钻扭矩比理论扭矩大诸多，依照计算摩阻系数达到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因素引起，导致定向钻进困难。现场通过调节泥浆性能、增长润滑剂含量、优化井眼轨道设计等办法，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因素导致，通过钻进一段时间，套管内壁变光滑并形成优质泥饼后，摩阻扭矩逐渐恢复正常。
3.6 钻井液技术(Drilling fl uid technology)
施工中针对不同开次、不同井段井下状况，具备针对性对钻井液进行解决，钻井液维护解决对的，性能稳定，较好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，易浮现垮塌掉块，钻井液抑制防塌性能规定高。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，浮现蹩跳钻、扭距增大、起下钻遇阻等现象，返出掉块最大概重200g，及时加大FF-II、超细碳酸钙等封堵防塌抑制解决剂，并将井浆漏斗粘度由75s提高至95s左右，保证井内垮塌物携带。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，抑制了掉块产生。
四开雷口坡组及如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；加足解决剂，使钻井液具备一定抗盐膏能力，有效防止了膏、盐侵，防止了盐膏层缩径。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%，改进了斜井段摩阻。
五开采用金属离子聚磺混油防卡钻井液，施工中重要解决了四个问题。（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等各种抗高温解决剂复配使用，这些解决剂抗温能力均超过180℃，钻井液体系具备良好抗高温稳定性。（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、多级配封堵剂（非渗入解决剂FST-2、多级配超细碳酸钙QS系列、高酸溶性材料ZD系列），有效封堵渗入层和微小裂缝，加足降虑失剂等解决剂，保证泥饼坚韧致密。（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流变性，使得钻井液有足够构造力，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，保证井眼清洁。（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，提高钻井液润滑性能，减少摩擦系数。同步加入体积比达3%高效抗磨减阻剂，减小钻具和套管间摩擦。
3.7 安全钻井技术(Safe drilling technologies)
（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，同步加入体积比达3%高效抗磨减阻剂，有效减小了钻具对套管磨损。完井套管试压合格，保证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，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小钻具以及井口处大钻具倒换，保证了入井钻具安全。
（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，若浮现异常状况，及时停钻，查找因素并解决，保证井下安全。本井钻至6632m时，泵压逐渐下降4-5 Mpa，其他钻井参数正常，停钻，检查地面设备正常，然后起钻检查钻具，钻具无刺漏，分析泵压下降原由于解决钻井液时沥青类药物加量太多、太急，水化不好导致上水不好，以及泥浆有气泡等因素引起，下钻究竟充分循环后，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习。防止H2S 危害是保障元坝超深水平井安全钻井核心［10］。
4 结论与建议
（1）超深水平井施工工序复杂，施工周期长，井下突发状况多，特别是本井属典型“三高”气井，存在地质状况复杂，多套压力体系并存，极易发生井喷、井漏、井塌等复杂状况。钻井安全是一方面必要考虑。
（2）超深井段侧钻施工中，为加大侧钻时钻具侧向力，普通使用“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，同类井施工中具备参照价值。
（3）全井采用常规导向钻井技术，通过选取适当钻头，选用适当度数、适当扶正器大小螺杆，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、高效率地质开发目的，为同类超深水平井高效施工积累了丰富经验。
（4）增强钻井液高温条件下稳定性、流变性、润滑性、携岩效果，加强井眼清洁、摩阻扭矩监测控制，是超深长水平段水平井施工核心。
（5）优选抗高温MWD仪器、抗高温螺杆，基本满足本井施工规定。建议进一步研发抗高温定向工具，提高抗高温MWD仪器稳定性，延长高温螺杆使用寿命。
参照文献：
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