元壩101-1H酸性氣藏超深水平井優快鉆井技術

蒲洪江　蘭　凱　劉明國　母亞軍（.西南油氣公司，四川閬中　67400；.中原石油工程有限公司鉆井工程技術研究院，河南濮陽　45700；.中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，四川南充　6700）

元壩101-1H酸性氣藏超深水平井優快鉆井技術

蒲洪江1蘭凱2劉明國2母亞軍3
（1.西南油氣公司，四川閬中637400；2.中原石油工程有限公司鉆井工程技術研究院，河南濮陽457001；3.中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，四川南充637001）

針對元壩高含硫氣藏超深水平井鉆井過程中存在的陸相高壓層鉆速慢、海相產層漏失嚴重、超深高溫高壓定向困難等問題，元壩101-1H井通過延伸氣體鉆井深度、應用扭力沖擊器和直螺桿配合PDC鉆頭復合鉆井技術，實現了陸相致密砂巖硬地層的有效提速；采用等壁厚直螺桿配合EM1316 PDC鉆頭，實現了海相高強度低研磨均質地層直井段有效提速；在水平段采用可調式抗高溫螺桿，配合欠尺寸雙穩定器穩斜鉆具組合，既提高了復合鉆進比例又保證了井眼全角變化率，效果相當于旋轉導向鉆井工具；采用雙效防磨技術，減少了套管磨損，保證了管柱密封性能。現場應用結果表明，元壩101-1H井完鉆井深7 971 m、垂深6 946.44 m，創元壩工區高含硫超深水平井完鉆井深最深記錄；鉆井周期380 d，較設計周期縮短54 d、較前期開發評價水平井平均周期縮短149.92 d，提速效果顯著，為同類井的施工提供了較好的經驗。

元壩氣田；高含硫氣藏；超深水平井；機械鉆速；鉆井技術

位于川東北巴中低緩構造帶的元壩氣田，是中國石化繼普光氣田之后在四川盆地發現的又一個大型海相高酸性氣田［1］，探明天然氣地質儲量超過1 500億m3。氣田主力產層為上二疊系長興組，平均埋深6 800 m，比普光氣田深1 000 m左右［2］，最高地層壓力70.6 MPa，地層溫度160℃，平均H2S含量5.77%，平均CO2含量7.52%。目前已完鉆15口超深產能建設井，其中水平井12口。元壩101-1H井水平位移1 107.63 m，創造了含硫氣田完鉆井最深紀錄；通過應用多項新技術、新工藝，克服了陸相高壓層，海相產層漏失嚴重，黏卡、超深定向等困難，該井在四開直井段使用1只?241.3 mmPDC鉆頭進尺1130.18 m、平均機械鉆速4.13 m/h，創元壩工區同尺寸鉆頭單只進尺、機械鉆速最高紀錄；?241.3 mm井眼定向段總進尺335 m，平均機械鉆速1.76 m/h，定向周期11.04 d，是元壩工區單趟定向鉆進進尺最多，鉆井周期最短的一口井。

1　鉆井提速技術難點分析

元壩地區超深水平井依次鉆遇以砂泥巖為主的白堊系-三疊系上三疊統陸相沉積層和以碳酸鹽巖為主的中三疊統及以下海相沉積層［3］。地質資料和同區域內鉆探實踐表明，該地區存在多套相差懸殊的地層壓力系統，最低地層壓力系數小于1.25，最高可達到2.13［4］，同時井底溫度可達160℃，壓力可達150 MPa［5］。這種復雜的地質環境特征給元壩101-1H井安全快速鉆井帶來了諸多難題，主要表現為：

（1）陸相高研磨性硬地層鉆井液鉆井機械鉆速低。氣體鉆井有效提高了元壩陸相地層可鉆性差、鉆速低的難題，其平均機械鉆速是常規鉆井液鉆井的6.27倍［6］，但是目前元壩地區氣體鉆井平均應用深度在3 200 m左右。該井陸相地層厚度5 189 m，剩下近2 000 m陸相地層需采用鉆井液鉆進，依次鉆遇上沙溪廟組、下沙溪廟組、千佛崖組、自流井組、須家河組。完鉆資料表明：沙溪廟組和千佛崖組砂泥巖互層發育，局部含礫石，井壁易失穩；自流井組和須家河組地層含砂礫巖成分以石英為主，抗壓強度平均158 MPa，可鉆性7級以上，內摩擦角平均40°，研磨性5～6級，屬極硬、高研磨性地層［7］；下沙溪廟組、千佛崖組、自流井組和須家河組平均機械鉆速分別為1.14 m /h、0.94 m/h、0.72 m/h和0.57 m/h［3］，提速空間大。

（2）同一裸眼段內存在多套壓力系統，井控風險高。按照設計，三開?314.1 mm井眼裸眼段長1 752 m，自流井、須家河組易鉆遇高壓裂縫性氣層，地層壓力系數可達2.19或更高，而沙溪廟組地層承壓能力有限（壓力系數小于1.25，且泥巖易浸泡掉塊），高密度鉆井液極易發生漏失而誘發井涌甚至井噴。四開井段內嘉陵江組頂部鹽膏層發育、底部部分井鉆遇高壓鹽水層，飛仙關組為低壓氣層（壓力系數1.0左右），且存在氣水同層，鉆井施工難度大，井下復雜風險高。

（3）設計垂深接近7 000 m，井底溫度超過150℃、井底壓力超過140 MPa，對井眼軌跡控制工具和隨鉆測量儀器的耐溫耐壓性能提出嚴峻考驗。普通螺桿鉆具在高溫條件下橡膠定子老化加速，使得螺桿工作壽命大幅縮短，增加起下鉆次數，不利于提速。國產隨鉆測量儀器的工作溫度不及國外的產品［8］，同時脈沖信號在長距離傳輸也使得信號衰減嚴重，儀器故障率顯著增加。

（4）設計鉆井周期較長，達434 d，斜井段跨度超過1 000 m，同時在?193.7 mm套管內使用?101.6 mm鉆桿，環空間隙小，因此套管防磨需求突出。

2　酸性氣藏超深水平井優快鉆井技術對策

2.1延伸氣體鉆井深度

二開鉆遇地層為劍門關、蓬萊鎮、遂寧組、上沙溪廟組，砂泥巖軟硬交錯變化大，且膠結致密、硬度大，采用空氣鉆井來提高鉆速。為控制井斜，采用?279.4 mm大尺寸鉆鋌塔式鉆具組合和小鉆壓；為保護鉆頭和鉆具的惡性振動，在鉆具組合中加入雙效減震器；配合SKH537CGK和SJT517GK鉆頭，平均機械鉆速為8.18 m/h。受地層井壁穩定、空氣壓縮機排量等制約，元壩101-1H井空氣鉆井至3333.33 m后結束，創元壩工區?444.5 mm井眼空氣鉆鉆達井深最深紀錄。

2.2提高陸相致密硬地層鉆速

2.2.1扭力沖擊器+PDC鉆井技術

PDC鉆頭在鉆遇致密硬地層時，采用常規鉆井工藝時因沒有足夠的破巖扭矩會產生鉆頭-鉆柱系統的黏滑振動，使得鉆頭產生間歇性破巖過程，其強大的瞬時沖擊極易造成鉆頭的損壞，從而嚴重影響鉆井提速。黏滑振動分析表明：在鉆井實踐中，增大轉速可避免外激振動頻率小于鉆柱固有頻率；降低鉆壓則既可減少鉆柱彎曲從而減輕鉆柱與井壁摩擦、也可降低鉆頭與地層相互作用的破巖阻力，均有利于降低粘滑振動；但降低鉆壓雖有利于避免黏滑振動，但不利于提速，為實現鉆井提速提效，以高頻扭轉沖擊工具為代表的減振工具得到了試驗應用［9-10］。

元壩101-1H井在上、下沙溪廟組泥巖和砂巖段使用阿特拉公司Torkbuster扭力沖擊器配合PDC鉆頭，進尺275 m、純鉆時間82 h、平均機械鉆速3.35 m/h，提速效果顯著。

2.2.2直螺桿+PDC鉆井技術

鉆至3 688 m之后，由于鉆頭泥包嚴重，無法繼續使用扭力沖擊器+PDC提速，為此，探索了直螺桿+PDC鉆井提速技術。鉆具組合為：?314.1mmU513S鉆頭+?216 mm螺桿+?228.6 mm減震器+?228.6 mm鉆鋌+?310 mm扶正器+鉆鋌+?127 mm鉆桿+?127 mmSS105鉆桿+?139.7 mm鉆桿。鉆井參數：鉆井液密度1.47～1.63 g/cm3，鉆壓 160～180 kN，轉盤轉速50 r/min，排量40 L/s。鉆進井段：3 783.61～3 943.37 m，地層：下沙溪廟組，巖性：泥巖、細砂巖、泥質粉砂巖。

元壩101-1H井在下沙溪廟組應用該技術，單只鉆頭進尺159.76 m，純鉆時間66.67 h，機械鉆速2.4 m/h，比牙輪鉆頭機械鉆速提高2倍，略低于扭力沖擊器，但成本優勢更突出，開創了元壩陸相提速新思路。

2.3等壁厚螺桿+PDC復合鉆井提高海相直井段鉆速

元壩地區海相碳酸鹽巖地層抗鉆特性試驗表明，雖然海相地層巖石抗壓強度值在145.7～259.1 MPa、可鉆性級值為6.18～7.32，但是其研磨性指數為2.75～4.25、且地層均質；因此這種高強度低研磨均質地層適用于螺桿+PDC的復合鉆井技術來提速。

參考鄰井施工經驗，元壩101-1H井在雷口坡組初始使用HJT537GK鉆頭時，機械鉆速僅為0.73 m/h，表明在直井段采用該鉆頭是不適用的。隨后改用?241.3mm EM1316 PDC鉆頭配合等壁厚直螺桿，單只進尺1 130.18 m，純鉆273.83 h，機械鉆速4.13 m/h，創下單只鉆頭進尺最高、機械鉆速最高2項紀錄，較牙輪鉆頭配合常規鉆井工藝提速4.66倍，較元壩103H采用貝克休斯HCD506ZX型PDC鉆頭配合普通直螺桿工藝的3.72 m/h機械鉆速還高11%。

2.4提高斜井段軌跡控制效率

元壩103H井實踐表明［5］，盡管旋轉導向技術具有定向機械鉆速高、摩阻小等優勢，但也存在造斜能力弱、高溫穩定性差、經濟性差的缺點。因此，高溫螺桿+MWD技術成為元壩地區超深水平井定向施工的首選。

根據底部鉆具組合造斜能力計算結果圖1并考慮降低摩阻、防止井下復雜，在四開增斜段選用1.25°?185 mm單彎螺桿和?238 mm近鉆頭穩定器，配合EM1316型PDC鉆頭，總進尺335 m，純鉆時間190.17 h，平均機械鉆速1.76 m/h，創元壩工區單趟定向鉆進進尺最多紀錄，以及元壩工區海相水平井?241.3 mm井眼定向段鉆井周期最短（11.04 d）新指標。

圖1　四開增斜段不同螺桿彎角與穩定器尺寸的側向力變化

在五開水平段，雙穩定器鉆具組合的井斜趨勢角變化見表1，可以看出增大穩定器外徑時有利于穩斜，在實鉆中采用美國PASAINO型號為474k5690-可調式抗高溫螺桿、配合?162 mm近鉆頭穩定器+?154 mm上穩定器的欠尺寸雙穩定器穩斜鉆具組合，復合鉆井比例高，除地質要求調整井斜段外全角變化率控制在1.25 （°）/30 m內，機械鉆速達2.95 m/h，較元壩103H井水平段采用旋轉導向鉆井技術的1.68 m/h平均機械鉆速［11］提高了75.6%。

表1　五開水平段不同穩定器尺寸的井斜趨勢角變化

2.5套管防磨技術

根據實鉆井眼軌跡、鉆具組合和鉆井液密度等數據，計算出鉆柱側向力分布情況如圖2。為了保護套管，在每柱鉆桿上加裝1只TF156/193-NC非金屬防磨接頭，同時按比例陸續加入AFC7101減摩劑，采用雙向減磨技術，有效緩解了套管磨損。

圖2　元壩101-1H鉆柱側向力分布圖

2.6提高鉆井液潤滑和防漏能力

為了降低超深水平井的施工復雜，要求鉆井液具有較好的減阻能力，利于水平段鉆井提速，減少儲層浸泡時間、并最大限度地發揮鉆機提升能力。因此，海相地層選用金屬離子聚磺鉆井液體系，確保井眼清潔、減阻防卡和防硫。

由于長興組地層裂縫發育、地層壓力系數僅為1.0～1.1，在實鉆中鉆井液密度控制在1.25～1.28，降低壓差卡鉆風險且保證井控安全。通過合理添加處理劑類型和加量，調整鉆井液體系的動塑比不小于0.5 Pa/mPa·s、動切力控制在10～20 Pa，有效地提高了攜巖和井眼凈化能力。

3　結論與建議

（1） 采用扭力沖擊器或直螺桿配合PDC鉆頭，可以實現元壩工區陸相上部致密砂巖硬地層有效提速。但是在陸相下部自流井組等井段提速空間依然存在。

（2） 采用等壁厚直螺桿配合EM1316 PDC鉆頭，可以實現元壩工區海相碳酸鹽巖高強度低研磨均質地層直井段有效提速。

（3） 在五開水平段，通過合理設計欠尺寸雙穩定器的外徑，可以提高鉆具的穩斜控制能力；配合抗高溫螺桿鉆具，可以實現超深水平井的軌跡高效控制，在元壩工區可以替代旋轉導向工具。

（4） 在鉆柱側向力異常位置加裝非金屬防磨接頭，并配合應用減摩劑，可以有效降低套管磨損，提高高含硫氣藏套管柱密封完整性。

［1］郭彤樓.川東北元壩地區長興組-飛仙關組臺地邊緣層序地層及其對儲層的控制［J］.石油學報，2011，32（3）：387-394.

［2］郭彤樓.元壩深層礁灘氣田基本特征與成藏主控因素［J］.天然氣工業，2011，31（10）：12-16.

［3］張金成，張東清，張新軍.元壩地區超深井鉆井提速難點與技術對策［J］.石油鉆探技術，2011，39（6）：6-10.

［4］高航獻，瞿佳，曾鵬琿.元壩地區鉆井提速探索與實踐［J］.石油鉆探技術，2010，38（4）：26-29.

［5］羅朝東，王旭東，龍開雄，等.元壩超深水平井鉆井技術［J］.鉆采工藝，2014，37（2）：31-35.

［6］郭元恒，何世明，趙轉玲，等.元壩地區超深高酸性氣田鉆井提速技術［J］.價值工程，2014（15）：1-3.

［7］彭敬國，胡大梁，羅飛.導向渦輪鉆具在元壩陸相定向井鉆井中的應用［J］.石油機械，2013，41（12）：10-13.

［8］劉言，王劍波，龍開雄等.元壩超深水平井井身結構優化與軌跡控制技術［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2014，36（4）： 131-136.

［9］孫起昱，張雨生，李少海，等.鉆頭扭轉沖擊器在元壩10井的試驗［J］.石油鉆探技術，2010，38（6）：84-87.

［10］周祥林，張金成，張東清.TorkBuster扭力沖擊器在元壩地區的試驗應用［J］.鉆采工藝，2012，35（2）：15-17.

［11］胡大梁，嚴焱誠，劉匡曉，等.超深水平井元壩103H井鉆井技術［J］.石油鉆采工藝，2012，34（6）：14-17.

（修改稿收到日期2015-01-23）

〔編輯薛改珍〕

Fast drilling technology for ultra-deep horizontal Well 101-1H in Yuanba acidic gas reservoir

PU Hongjiang1, LAN Kai2, LIU Mingguo2, MU Yajun3
（1. SINOPEC Southwest Oil & Gas Company, Langzhong 637400, China; 2. Drilling Engineering & Technology Research Institute of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., SINOPEC, Puyang 457001, China; 3. Southwest Drilling Company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., SINOPEC, Nanchong 637001, China）

In line with the problems of low drilling rate in continental high pressure formations, severe fluid loss in marine pay zone and difficulty in geosteering in ultra-deep HTHP wells during drilling of ultra-deep horizontal wells into Yuanba sulfur-containing gas pools, the Yuanba 101-1H Well realized effective increase in drilling rate in hard land formation of tight sandstone, through extending the depth of gas drilling, using torque impactor and composite drilling technology of straight screw combined with PDC drilling bit; the use of equal-wall thickness straight screw together with EM1316 PDC drilling bit effectively increased the drilling rate in straight hole section in marine homogeneous formation of high strength and low abrasiveness. The use of adjustable high temperature screw in horizontal section, in conjunction with under-gauge double-stabilizer angle holding assembly, not only improved composite drilling rate, but aslo ensured the overall dogleg severity of the wellbore, equal to the rotary steering drilling tool in effectiveness. The doubleeffect wear-proof technique reduced the wear on casing and ensured the sealing performance of the string. The result of field application shows that the total depth of Yuanba 101-1H Well is 7 971 m and its vertical depth is 6 946.44 m, which is a new record in drilling and completion depth in ultra-deep horizontal wells with high sulfur content in Yuanba work area; the drilling cycle was 380 d, 54 d shorter than the designed cycle and 149.92 d shorter than the average drilling period of the previous development and appraisal horizontal wells; the increase in drilling rate was remarkable, providing favorable experiences for drilling of similar wells.

Yuanba; gas reservoir with high sulfur content; ultra-deep horizontal well; penetration rate; drilling technology

TE243文獻識別碼：A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0012 – 04

10.13639/j.odpt.2015.02.004

蒲洪江，1964年生。1987年畢業于西南石油學院鉆井工程專業，獲碩士學位，現主要從事元壩氣田高酸性氣藏鉆完井工程技術及管理工作，高級工程師。電話：0817-6274915。E-mail：puhongjiang@163.com。

引用格式：蒲洪江，蘭凱，劉明國，等.元壩101-1H酸性氣藏超深水平井優快鉆井技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：12-15