長水平段超深水平井技術在元壩區(qū)塊272-1H井的應用

董志輝，孫連坡，汪海波

(中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257000)

長水平段超深水平井技術在元壩區(qū)塊272-1H井的應用

董志輝，孫連坡，汪海波

(中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257000)

272-1H井是元壩區(qū)塊的一口長水平段超深水平井，垂深超過6 500 m、井底溫度高達156 ℃，存在地質情況復雜、多套壓力體系并存等技術難題。施工中通過鉆井提速技術、井眼軌跡控制技術、高溫定向工具技術、井眼清潔技術、摩阻扭矩監(jiān)測控制技術、高溫鉆井液技術等，克服了裸眼段長、摩阻扭矩大、巖屑清潔效率低、井眼軌跡控制困難、工具儀器耐高溫高壓等問題，創(chuàng)造了元壩區(qū)塊水平井水平位移最長、水平段長最長、鉆遇含氣儲層最長三項紀錄，并為同類超深水平井的施工積累了豐富經(jīng)驗。

元壩地區(qū)；長水平段超深水平井；高溫鉆井液

1 元壩272-1H井概況

元壩272-1H井是四川盆地川東北巴中低緩構造上的一口超深水平井，以長興組頂部礁蓋(頂)儲層為主要目的層。該井位于元壩區(qū)塊長興組4號礁帶,完鉆井深7 788.00 m，完鉆垂深6 549.66 m，造斜點位于6 050.00 m，水平位移1 501.65 m，水平段長1 073.30 m，鉆穿氣層長度820.00 m，創(chuàng)造了元壩區(qū)塊水平井水平位移最長、水平段長最長、鉆遇含氣儲層最長三項紀錄。井身結構采用五開制，實鉆井身結構與設計井身結構見表1。

2 鉆井技術

2.1 鉆井提速技術

2.1.1 氣體鉆井技術

氣體鉆井具有提高機械鉆速、延長鉆頭使用壽命、減少井下復雜情況和卡鉆故障、降低鉆井綜合成本等優(yōu)勢[3]。元壩272-1H井一開采用泡沫鉆井，使用一趟鉆，鉆進井段32～504 m，進尺472 m，機械鉆速5.28 m/h。二開采用氣體鉆井，使用三趟鉆，鉆進井段504～2 992 m，進尺2 488 m，機械鉆速10.36 m/h，是常規(guī)鉆井液鉆井的10倍左右，提速效果顯著[4]。

表1 實鉆井身結構與設計井身結構對比情況

2.1.2 復合鉆井技術

三開、四開大部分直井段采用“PDC鉆頭+螺桿鉆具”復合鉆井技術，該技術能大幅提高機械鉆速，減少起下鉆次數(shù)，是深井超深井鉆井提速的有效手段[5]。特別是本井海相地層以灰?guī)r、白云巖為主，巖性相對均質，非常適合PDC 鉆頭，為了更好地發(fā)揮PDC鉆頭高轉速低鉆壓的優(yōu)勢，采用PDC鉆頭和螺桿鉆具相配合的復合鉆井技術鉆進海相地層。通過對螺桿鉆具選型、優(yōu)化鉆具組合、優(yōu)選鉆井參數(shù)和優(yōu)化匹配螺桿鉆具與PDC鉆頭等技術手段, 大幅提高了海相地層機械鉆速[6]，平均機械鉆速達到3.53 m/h，提速效果明顯。

2.2 井眼軌跡控制技術

2.2.1 側鉆糾斜施工技術

直井段鉆進至井深5 464 m時測得井斜偏大，不利于后期水平井的施工，決定側鉆糾斜。長裸眼超深井側鉆難度大，主要原因為：側鉆點在5 000 m以下，鉆桿柔性相對較大，側鉆鉆具工作狀態(tài)可控性差；由于三開套管未下到位，裸眼段長，復雜井段未封隔，井眼不穩(wěn)定，井壁摩阻大，易粘卡，側鉆送鉆困難大；直井段側鉆新老井眼不易分離，側鉆成功后仍需要鉆進1 000 m直井段，側鉆后井斜不能太大。

回填至井深5 042 m，側鉆井段地層為雷口坡組，主要巖性為白云質灰?guī)r、膏質灰?guī)r、白云巖，巖性相對均質。掃塞至5 110 m(井斜3.80°)，考慮側鉆點地層巖性基本穩(wěn)定、可鉆性相對較好及側鉆井眼軌跡圓滑度，選用 “牙輪+ 1.5°螺桿”側鉆。擺好側鉆所需工具面，在側鉆點以上15 m井段反復劃眼4 h，然后控制鉆速0.2～0.3 m/h滑動鉆進至5 122 m，撈砂顯示地層巖屑含量達到80%，改控時為小鉆壓繼續(xù)滑動鉆進至井深5 134 m，撈砂顯示巖屑含量達到100%，測得井斜3.81°(老井眼井斜5.38°)，判斷側鉆成功。通過以上措施，使用“牙輪+ 1.5°螺桿”側鉆，實現(xiàn)了長裸眼超深井一次側鉆成功，較好地解決了長裸眼深井側鉆問題。

側鉆糾斜成功后，下入“PDC+直螺桿+鐘擺鉆具組合”鉆進。鉆達造斜點6 050 m實測井斜角度0.97°，位移35.64 m，直井段最大井斜4°，位于井深5 113.77 m，為后續(xù)定向施工打下良好基礎。

2.2.2 井眼軌道優(yōu)化技術

四開增斜段后期，滑動鉆進變得異常艱難，經(jīng)常憋泵、上提遇阻，隨時面臨卡鉆事故風險。主要原因如下：三開套管未下到位，造成長達685.66 m大尺寸復雜井眼未封隔，井眼不穩(wěn)定；四開嘉陵江二段鉆遇高壓膏鹽層，鉆井液性能變差且提升空間有限；四開飛仙關二段鉆遇多套高壓氣層，地層孔隙發(fā)育，高密度條件下，滑動鉆進存在較大的吸附卡鉆風險。

針對井下復雜情況，在不改變地質目標和靶點的情況下，優(yōu)化井眼軌道設計，調整增斜段造斜率，增加四開增斜段后期的復合鉆進比例，有效降低了滑動鉆進安全風險。根據(jù)優(yōu)化井眼軌道設計要求，從6 390 m開始多復合鉆進，利用復合鉆進自然增斜，預計造斜率8°/100 m鉆完四開(井深6 580 m)，然后五開按照16.5°/100 m造斜率增斜鉆進，能達到地質靶點要求(中靶心)。調整造斜率后的軌跡數(shù)據(jù)見表2。

表2 調整造斜率后的軌跡數(shù)據(jù)

考慮五開小井眼造斜率不確定，為滿足優(yōu)化后設計造斜率要求，五開第一趟鉆選擇鉆具組合“三牙輪+1.25 °螺桿”定向鉆進，工具面穩(wěn)定，造斜率較高，滿足設計要求。考慮牙輪鉆頭壽命短、危險系數(shù)高等缺點，從第二趟鉆開始選擇鉆具“PDC+1.25 °螺桿”，既滿足造斜率要求，又保證了井下安全，提高了鉆井速度。鉆進至井深6 624 m，探到目的層長興組，根據(jù)物探層位標定及優(yōu)質儲層預測，再次對井眼軌道設計進行優(yōu)化，A靶點垂深上調2.5 m，余下增斜段造斜率18°/100 m。進入長興組后，地層造斜率異常高，“PDC+1.25 °螺桿”復合鉆進以(8～14°)/100 m增斜，及時發(fā)現(xiàn)這一情況后，調整每單根滑動鉆進與復合鉆進比例，比較精確地控制了每單根造斜率，順利中A靶，進入水平段施工。

2.2.3 水平段軌跡控制技術

長興組儲層礁體小，儲層較薄，且水平方向變化大，準確穿行優(yōu)質儲層難度大。為鉆穿最多優(yōu)質儲層，實鉆過程中，地質錄井實時跟蹤，根據(jù)實鉆情況及時調整軌跡。長水平段小尺寸井眼水平井的井眼軌跡控制難度大。水平段巖性變化大，復合鉆進井斜變化規(guī)律差異較大，甚至某一井段復合鉆進增斜率異常，例如在水平段6 802～6 806 m處，鉆時突快，井斜突降0.6°，同一趟鉆同樣鉆井參數(shù)情況下此前復合鉆進井斜較穩(wěn)，增加了軌跡控制的難度。

根據(jù)增斜段以及水平段初期的實鉆經(jīng)驗，長興組目的層采用“PDC+螺桿”復合鉆進井斜變化規(guī)律總體如下：使用1.25°無扶正器螺桿復合鉆進井斜以2°/100 m微降；使用1.25°扶正器φ148 mm螺桿復合鉆進井斜穩(wěn)；使用1.00°扶正器φ161 mm螺桿復合井斜，以11°/100 m強增；使用1.25°扶正器φ161 mm螺桿復合鉆進井斜，以14°/100 m強增。水平段中后期，參考增斜段以及水平段初期的螺桿復合增斜規(guī)律，每趟鉆根據(jù)本趟鉆所需造斜率情況來選擇本趟鉆所需的螺桿度數(shù)、螺桿扶正器尺寸，通過復合鉆進來控制井斜，達到調整井斜的目的，滑動鉆進只需對方位進行調整。水平段方位一直以2～4°/100 m左飄，滑動鉆進調整方位時，由于工具面不穩(wěn)，防粘卡多次上提活動鉆具等原因，扭方位效果差。在井下安全允許的條件下，盡量使復合鉆進時轉盤轉速大于50 r/min，以利于抑制方位左飄。在不影響開發(fā)儲層的情況下，在水平段后期，適當放寬對方位的要求。

2.3 高溫定向工具使用技術

采用進口高溫MWD儀器，抗溫能力達到175 ℃，保證儀器能在井下156℃高溫中穩(wěn)定工作。下鉆時，出套管后分段開泵循環(huán)，便于儀器降溫；調整鉆井液性能、添加顆粒狀及大粉末狀堵漏劑、潤滑劑等藥品時，混合均勻、充分攪拌，配制成膠液隨鉆跟入；盡可能減少鉆井液中的氣體含量，保證儀器正常工作。本井共下入MWD儀器17趟鉆，僅2趟鉆儀器故障，滿足使用要求。

優(yōu)選北石127 mm抗高溫180 ℃的螺桿鉆具，每趟鉆下入新螺桿鉆具，螺桿承受鉆壓盡量在50 kN以內，盡量避免憋泵。因高溫影響，螺桿鉆具壽命大大受限，一般螺桿壽命為入井120 h左右，若無進尺或鉆井參數(shù)異常，及時起鉆更換螺桿，防止發(fā)生意外。

2.4 井眼清潔技術

井眼清潔是鉆水平井尤其是鉆長水平段超深水平井的技術難點。巖屑易在長水平段及大斜度井段堆積，形成巖屑沉積床使環(huán)空間隙變小，造成井眼不暢，導致井下各種復雜情況的發(fā)生。在元壩272-1H井中，采取了以下積極的井眼清潔措施。

(1)優(yōu)化鉆井參數(shù)。理論計算元壩272-1H井水平段最小排量為15 L/s，適當提高排量，保證水平段排量處于16～18 L/s，泵壓維持在24～26 MPa，既滿足井眼清潔，又保證井眼不至于排量過大造成井壁失穩(wěn)，地面高壓系統(tǒng)能力合適。在井下安全允許情況下，適當增加轉速，保證轉速大于50 r/min，有效破壞巖屑床，同時助于巖屑運移。

(2)增加循環(huán)時間。水平段儲層內復合鉆進機械鉆速9.5～5.5 m/h，鉆時較快，井眼小、深度大、循環(huán)泵壓高、排量低，井眼清潔困難。增加循環(huán)時間，每鉆進10～15 m停鉆循環(huán)，使巖屑返出，避免因鉆時快、巖屑來不及返出而在井眼局部堆積。

(3)優(yōu)化鉆井液流變性能，確保具備良好的懸浮和攜屑能力，防止巖屑床的沉積。

(4)積極采取劃眼、短起下鉆、大排量洗井等工程措施破壞巖屑床。每鉆完一根劃眼一遍，每鉆完一柱劃眼兩遍，及時破壞巖屑床；堅持每鉆進50～100 m或者鉆進時間超過24 h進行一次短程起下鉆，短起下鉆應與長短起下鉆相結合，以有效破除砂橋。

(5)保證圓滑的井眼質量，減少巖屑在較大狗腿處的沉積機會。盡量用鉆具的復合自然增斜能力實現(xiàn)軌跡控制，多復合鉆進，少滑動鉆進，減小狗腿度。增斜段最大狗腿度為24.39°/100 m，連續(xù)三個測點狗腿度沒有超過20°/100 m；水平段最大狗腿度為6.52°/100 m；井眼圓滑。

2.5 摩阻扭矩監(jiān)測控制技術

長水平段超深水平井摩阻扭矩大是最突出的問題，隨著位移增加，摩阻和扭矩相應增加。如何對實鉆摩阻扭矩進行監(jiān)測和評估，以便采取相應的技術措施，從而達到安全快速鉆進的目的是施工的重點[7-10]。施工中利用先進的Wellplan摩阻扭矩計算分析軟件，對上提下放摩阻以及扭矩值進行跟蹤，并通過數(shù)據(jù)反算摩阻系數(shù)，從而指導現(xiàn)場施工。如果實鉆扭矩與理論計算扭矩出現(xiàn)較大背離，應立即從工程和鉆井液方面采取措施，降低裸眼段摩阻系數(shù)，改善井下摩阻扭矩。元壩272-1H井定向鉆進實鉆摩阻扭矩曲線見圖1。可以看出，四開定向段摩阻扭矩上升較快，實鉆扭矩比理論扭矩大很多。

圖1 元壩272-1H井定向鉆進摩阻扭矩曲線

根據(jù)計算摩阻系數(shù)達到0.45，這是由于裸眼段太長且存在大小井眼、復雜井段未封隔、泥漿受高壓膏鹽層污染等原因引起，導致定向鉆進困難。現(xiàn)場通過調整泥漿性能、增加潤滑劑含量、優(yōu)化井眼軌道設計等措施，保證了四開順利施工。五開初期摩阻扭矩異常高，這是由于五開時間短，套管內不清潔、套管內壁未形成有效優(yōu)質泥餅等原因導致，通過鉆進一段時間，套管內壁變光滑并形成優(yōu)質泥餅后，摩阻扭矩逐步恢復正常。

2.6 鉆井液技術

施工中針對不同開次、不同井段井下情況，有針對性的對鉆井液進行處理，鉆井液維護處理正確，性能穩(wěn)定，較好的滿足了鉆井施工需要。

三開自流井組、須家河組地層頁巖層理發(fā)育，與煤線互層，易出現(xiàn)垮塌掉塊，鉆井液抑制防塌性能要求高。三開采用鉀鹽聚磺鉆井液，鉆井液密度2.10 g/cm3，鉆至井深4 630 m，井下開始掉塊增多，出現(xiàn)蹩跳鉆、扭距增大、起下鉆遇阻等現(xiàn)象，返出掉塊最大約重200 g，為此，及時加大FF-II、超細碳酸鈣等封堵防塌抑制處理劑，并將鉆井液漏斗粘度由75 s提高至95 s左右，保證了井內垮塌物的攜帶。加入SMP-II、SMC、SPNH降濾失劑，至三開中完保持中壓失水在2.0 mL左右、高溫高壓失水低于12 mL，保證了井壁穩(wěn)定，抑制了掉塊的產生。

四開雷口坡組及以下地層含大段鹽膏層、高壓鹽水層，鉆井液易受膏、鹽侵污染，鉆井液粘切變化大，以及鹽膏層“塑性”變形縮徑。四開采用金屬離子聚磺防卡鉆井液，維持鉆井液密度2.07 g/cm3鉆至井深6 050 m，發(fā)現(xiàn)地層有出水現(xiàn)象，循環(huán)提高鉆井液密度至 2.12 g/cm3，起下鉆后循環(huán)排后效，鉆井液密度最低1.08 g/cm3，排鹽水漿48.54 m3，加重提高鉆井液密度至2.18 g/cm2，壓穩(wěn)水層，維持此密度直至四開中完。加入抗高溫降濾失劑和瀝青類封堵劑，嚴格控制鉆井液失水；加足處理劑，使鉆井液具有一定的抗鹽膏能力，有效防止了膏、鹽侵，預防了鹽膏層縮徑。進入造斜井段及時補充潤滑劑，形成水包油分散體系，鉆井液含油量達到4%～5%，大大降低了斜井段的摩阻。

五開采用金屬離子聚磺混油防卡鉆井液，施工中主要解決了四個問題。①井底溫度高達156 ℃，鉆井液抗高溫穩(wěn)定性問題。采用了抗高溫護膠劑、SMP-2、SPNH、DR-8等多種抗高溫處理劑復配使用，這些處理劑抗溫能力均超過180℃，鉆井液體系具有良好的抗高溫穩(wěn)定性。②長興組地層裂縫發(fā)育，氣層存在保護及防漏堵漏問題。加入不同粒度、多級配的封堵劑，有效封堵了滲透層和微小裂縫；加足降濾失劑等處理劑，確保了泥餅堅韌致密。③小井眼水平段排量受到限制，井眼清潔問題。鉆井液動塑比控制在0.3～0.6，保持鉆井液低粘高切的流變性，使得鉆井液有足夠的結構力，增強對巖屑懸浮攜帶能力；采用不同粘切鉆井液大排量洗井，確保井眼清潔。④加入與鉆井液體系配伍的潤滑劑，將固體與液體潤滑劑相結合，如RH220、長城潤滑油、超細活化石墨粉、乳化劑等，提高了鉆井液的潤滑性能，降低摩擦系數(shù)。同時加入體積比達3%的高效抗磨減阻劑，減小了鉆具和套管間的摩擦。

3 結論與建議

(1)超深水平井施工工序復雜，施工周期長，井下突發(fā)情況多，尤其是本井屬典型“三高”氣井，存在地質情況復雜，多套壓力體系并存，極易發(fā)生井噴、井漏、井塌等復雜情況，所以首先必須考慮鉆井安全問題。

(2)超深井段側鉆施工中，為加大側鉆鉆具的側向力，一般使用“彎接頭+直螺桿”側鉆，本井使用“牙輪+ 1.5°螺桿”側鉆，實現(xiàn)了長裸眼超深井一次側鉆成功，較好地解決了長裸眼深井側鉆問題，同類井施工中具有參考價值。

(3)全井采用常規(guī)導向鉆井技術，通過選擇合適的鉆頭、螺桿鉆具，滿足了超深長水平段水平井定向施工，井眼軌跡控制良好。造斜段、水平段鉆井周期比設計縮短了34.79 d，鉆遇氣層820 m，實現(xiàn)了低成本、高效率地質開發(fā)目標，為同類超深水平井的高效施工積累了豐富經(jīng)驗。

(4)增強鉆井液高溫條件下的穩(wěn)定性、流變性、潤滑性、攜巖效果，加強井眼清潔、摩阻扭矩的監(jiān)測控制，是超深長水平段水平井施工的關鍵。

(5)優(yōu)選抗高溫MWD儀器、抗高溫螺桿鉆具，基本滿足本井施工要求。建議進一步研發(fā)抗高溫定向工具，提高抗高溫MWD儀器的穩(wěn)定性，延長高溫螺桿鉆具的使用壽命。

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編輯：劉洪樹

1673-8217(2015)02-0115-05

2014-09-10

董志輝，工程師，1983年生，2007年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事鉆井科研以及鉆井技術服務工作。

國家科技重大專項“低滲油氣田高效開發(fā)鉆井技術”“課題三“儲層有效進尺最大化鉆井技術”(2011ZX05022-003)部分研究成果。

TE243.2

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