元壩氣田超深水平井隨鉆測量與控制技術

唐志軍　周金柱　趙洪山　李琳濤　施斌全　曾　敏（.勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營　5707；.勝利石油工程有限公司技術裝備處，山東東營　57000；.勝利石油管理局石油開發中心，山東東營　5709）

元壩氣田超深水平井隨鉆測量與控制技術

唐志軍1周金柱2趙洪山1李琳濤1施斌全1曾敏3
（1.勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營257017；2.勝利石油工程有限公司技術裝備處，山東東營257000；3.勝利石油管理局石油開發中心，山東東營257092）

元壩地區海相氣藏埋藏較深，主力儲層垂深超過6 500 m。該地區超深水平井鉆井過程中存在著高溫高壓、地層巖性復雜、測量儀器穩定性差以及井眼軌跡控制難度大等難題，對水平井鉆井技術提出了更高要求。首先分析了元壩氣田的鉆井施工技術難點，通過開展直井段防斜打快技術、超深硬地層側鉆施工技術、增斜段和水平段井眼軌跡高效控制技術研究，以及耐高溫高壓SLBF HT175型隨鉆測量MWD儀器的研制，形成了元壩氣田超深水平井隨鉆測量與控制技術，大幅提高了元壩氣田超深水平井施工能力。SLBF HT175型隨鉆MWD儀器經在元壩4口超深水平井中應用，MWD耐溫性能、抗壓性能、測量精度和整體可靠性等經過現場驗證，能夠滿足國內油氣田超深水平井的隨鉆測量需要。

元壩氣田；超深水平井；井眼軌跡控制；儀器研制；高溫高壓

元壩氣田是國內埋藏最深的海相氣田，位于九龍山構造帶南翼、通南巴背斜帶西南側，處于川中古隆起的北部斜坡，主力儲層為長興組地層，垂深超過6 500 m，地層溫度130～160 ℃，最高地層壓力近150 MPa。超深水平井技術由于能夠有效增加油藏泄油面積、減少單位面積開發井數量，已經成為元壩氣田提高勘探開發綜合效益及采收率的重要手段［1-3］。針對該地區超深水平井鉆井存在的高溫、高壓、地層巖性復雜、測量儀器穩定性差及軌跡控制難度大等技術難題，通過開展超深硬地層側鉆技術、增斜段和水平段井眼軌跡高效控制技術以及抗高溫高壓隨鉆測量儀器研制等一系列攻關研究，形成了適合元壩氣田超深水平井的隨鉆測量與控制技術。

1　鉆井難點分析

（1）深井硬地層側鉆施工難度大。元壩地區水平井由于目的層位置不容易確定，通常需要先打一直井或斜導眼，然后實施側鉆進行水平井施工。由于側鉆點地層砂泥巖交錯變化大，砂巖石英含量高，膠結致密，研磨性強，地層可鉆性差、硬度大，同時深井高溫對水泥漿體系和外加劑要求較高，回填水泥塞質量難以保證，如果水泥塞強度不夠，鉆具在井底找不到支撐點，易發生側不出去或新老井眼交錯［4-6］。

（2）井眼軌跡控制難度大。超深水平井由于地層巖性及壓力系統復雜特點，增斜段/水平段多為小井眼鉆進，?101.6 mm鉆桿柔性大，鉆壓傳遞十分困難，定向施工過程中工具面可控性差，很難調整到位且容易偏移。加上裸眼井段長、巖屑床現象嚴重，摩阻大，滑動鉆進常有“托壓”現象，給定向鉆進時井眼軌跡控制帶來困難。

（3）高溫高壓條件下工具儀器故障率高。鉆探實踐表明，元壩地區存在多套壓力體系且相差懸殊，最高地層壓力系數高達2.23，最低的地層壓力系數低于1.25，加之該地區井底溫度普遍在135℃以上。在井底高溫高壓環境下，MWD儀器容易出現信號差或無信號情況，螺桿鉆具工作壽命也會大幅降低，出現脫膠等復雜情況，從而影響正常鉆井施工［7-8］。

（4）鉆具負荷重。井深到達6 000 m以后，采用?139.7 mm和?127 mm復合鉆具，鉆具懸重達到250 t左右，如果井眼質量不好，狗腿度較大，鉆井液潤滑性能差，上部鉆具基本接近抗拉強度極限，加上鉆具疲勞應力作用，易發生鉆具事故，并且一旦出現地面問題或井下復雜情況，處理能力和處理手段有限。

（5）機械鉆速低。超深水平井如果設計鉆井液密度較大，會造成循環系統壓耗大、鉆井液排量低，動力鉆具的額定功率得不到有效發揮，加上地層可鉆性較差、故障復雜情況多、鉆頭類型不匹配等因素影響，易造成鉆進速度慢，造斜率得不到保證，這種情況在井深較深時更加突出。

2　井眼軌跡高效控制技術

2.1直井段防斜打快技術

為滿足定向井段的井眼軌跡控制要求，直井段提高機械鉆速的同時，還需確保防斜打直。元壩氣田直井段主要鉆遇劍門關組、蓬萊鎮組、沙溪廟組、千佛崖組、自流井組、須家河組和雷口坡組等地層，實鉆過程中應根據地層自然造斜特性，優選合適的防斜打直鉆具組合及其鉆井參數，對不容易造斜的地層，使用塔式鐘擺、柔性鐘擺、大鐘擺等常規糾斜鉆具進行防斜施工；對容易造斜的地層，采用動力鉆具糾斜或使用垂直鉆井系統；同時采用單點監測和分段投測多點相結合的方式監測直井段井眼軌跡。一旦發現位移偏大，應及時采用糾偏措施，控制井眼狗腿度，確保井身質量。

2.2超深硬地層側鉆施工技術

元壩氣田多數超深水平井需要先打一直井或斜導眼，然后實施側鉆進行水平井施工。為了保證元壩超深水平井一次性側鉆成功，制定了如下技術措施或側鉆原則：（1）根據已鉆井眼的軌跡數據，在不影響整體軌跡控制的前提下，按照優化軌道設計的原則，應該選擇地層穩定、可鉆性較好以及井斜方位變化有較大拐點的井段作為側鉆點。（2）選用高效三牙輪鉆頭，配合較大度數的單彎螺桿或者使用定向彎接頭加直螺桿的方式，保證鉆頭具有較強的側向力。（3）側鉆井段的水泥漿需要滿足承受100 kN靜壓的要求，并且可以適當增加側鉆井段的有效長度。（4）鉆具下鉆至側鉆點附近后首先上下活動鉆具，待工具面穩定后，置于側鉆點位置定點循環1 h，然后遵循控時—控壓—低壓原則滑動鉆進。（5）側鉆期間，為避免鉆具黏卡，可以根據裸眼長度、地層巖性和井下情況適當活動鉆具，但不能破壞老井眼內形成的新臺階［9］。遵循上述側鉆技術措施，元壩29-xxH井側鉆點選擇在地層穩定、水泥石強度較好的6 640 m處開始側鉆。側鉆期間，采用高效牙輪+1.5°偏心單彎螺桿鉆具組合零鉆壓降斜降方位控時側鉆，鉆時290～320 min/m，最終該井側鉆至井深6 659.50 m時，經地質砂樣分析，巖屑質量分數占70%以上，并且經新舊井眼軌跡掃描分析，夾壁墻厚度達0.45 m，表明側鉆一次成功。

2.3增斜段軌跡控制技術

元壩氣田超深水平井增斜段主要鉆遇嘉陵江組、飛仙關組、長興組等地層，巖性主要是灰巖、白云巖、膏巖，地層堅硬，巖性單一、均質，可鉆性好，增斜段設計造斜率一般為10～15 （°）/100m，施工過程中井眼軌跡控制措施主要有以下幾個方面：（1）確保鉆井液排量達到設計值，滿足攜巖和螺桿鉆具水功率轉化效果的同時，保證MWD無線測量儀器的信號傳輸。滑動鉆進時，采用小幅快速送鉆方式，可以有效減少鉆具軸向摩阻，保證動力鉆具工作壓差保持為0.5～1.0 MPa。（2）井斜角小于30°時宜選擇牙輪鉆頭，主要是為了保證工具面的穩定，減少反復調整工具面次數；當井斜角大于30°時，在井底清潔、鉆壓能夠有效傳遞的情況下，盡量選用適合定向的PDC鉆頭，可以提高單趟鉆的鉆進進尺，從而有效減少起下鉆次數。（3）為了避免斜井段鉆進期間復雜情況的發生，首先鉆具入井之前應盡量簡化鉆具結構，使用足夠的加重鉆桿，并且定期加強鉆具倒換；另外滑動鉆進過程中，應該輔以復合鉆進，加強全角變化率控制，減少斜井段狗腿度大小，保證井眼軌跡平滑。

2.4水平井著陸技術

元壩氣田由于受到地質變化劇烈的影響，目的層垂直深度常常難以準確判斷，加之產層形狀不規則，上部標志層不明顯，給水平井著陸施工帶來較大困難。為避免因地質變化大而造成中靶困難甚至填井，根據川東北超深水平井的施工經驗，在上部標志層不容易確定的情況下，水平井著陸前，應保持低于設計水平段井斜復合鉆進，井斜預留量根據產層厚度、垂深和井眼在產層的位置確定。例如，元壩204-xxH井主要目的層為二疊系上統長興組頂部礁蓋（頂）儲層，設計A靶斜深6 772.79 m，垂深6 595 m，井斜86.91°。水平段著陸期間，當定向至斜深6 740.1 m（垂深6 592.5 m）時，井斜為83.3°，開始復合鉆進探氣頂，當鉆至斜深6 759.23 m，垂深6 594.54 m，井斜84.4°，鉆時由25 min/m降至4 min/m，氣測值由2.9%升至46.99%，經循環撈巖屑為灰色（溶孔）細晶白云巖，各種跡象顯示已進入目的層，隨后將定向井斜調至87°后開始水平段復合鉆進。

2.5水平段軌跡控制技術

元壩地區超深水平井水平井眼尺寸一般為?165.1 mm，水平段鉆井作業由于鉆具尺寸小、柔性大、鉆具和井壁的環空間隙小等特點，給施工帶來不少困難，例如，較大的鉆具偏心彎曲變形和軸向摩阻，容易導致滑動鉆進加壓困難；鉆井液排量相對較小，使得巖屑上返速度低，滑動鉆進過程中易形成巖屑沉積，等等，尤其是元壩氣田小井眼水平段長普遍在1 000 m左右，上述情況尤為突出。因此水平段施工過程中，應盡量以轉盤旋轉鉆進方式為主，當需要調整井眼軌跡時，在滿足鉆頭穿過產層的前提下，宜采用多次小幅度調整控制軌跡，確保井眼平滑，減少摩阻。另外，一些工程措施如必要的短起下、打鉆井液柱塞、通井大排量洗井以清除巖屑床等方式也是確保水平段順利施工的關鍵。元壩氣田水平段施工的鉆具組合一般為：?165.1 mm PDC鉆頭+?127 mm 1.25°螺桿+回壓閥+?120 mm無磁鉆鋌+MWD懸掛短節+?101.6 mm鉆桿+旁通閥+?101.6 mm加重鉆桿+?101.6 mm鉆桿+?139.7 mm鉆桿。鉆井參數為：鉆壓10～40 kN，頂驅轉速25～30 r/min，排量17～18 L/s。

3　耐高溫高壓隨鉆測量儀器研制

3.1SLBF HT175型MWD結構及性能特點

自主研制的耐高溫高壓SLBF HT175型MWD隨鉆測量儀器井下部分主要由4部分組成，包括井下探管、脈沖發生器、驅動短節及鋰電池總成，其中井下探管主要完成對鉆具姿態的描述，同時儲存測量信息并傳輸到驅動器，然后控制并驅動脈沖發生器將這些井下信息轉化成鉆井液脈沖信號傳輸到地面。SLBF HT175型MWD可以連續監測井底井斜角、方位角和工具面裝置角、以及井底溫度等參數，耐高溫能力可達175℃，最高抗壓152 MPa，該儀器性能指標見表1。

表1　SLBF HT175型MWD性能指標

3.2耐高溫高壓MWD關鍵部件研制

3.2.1井下探管

隨鉆測量MWD的井下探管主要由傳感器短節和電路測量短節組成。為了保證MWD在175℃高溫環境中能夠正常工作，探管所有的電子電路系統都以達到或超過175℃工作溫度和185℃生存溫度設計并制造；所有裝配的電子元器件都預先通過了高溫篩選；電路板的最優化設計使之具有良好的散熱性能。為保證井下探管電路抗高溫性能，主要采用低功耗設計，低功耗設計不僅省電，而且能夠降低系統的散熱，減少電磁輻射和熱噪聲的干擾，隨著溫度的降低，器件壽命延長，可靠性提高（半導體器件的溫度每提高10℃，壽命縮短一半）。低功耗設計內容包括：（1）在器件選擇上，選用高溫節能型集成芯片，即高溫低供電CMOS工藝的芯片。（2）在保證電路性能的前提下，降低電源工作電壓，提高電源轉化效率，同時簡化電路，減少元器件數量。（3）充分利用CPU的計算和處理功能來代替硬件電路，實現硬件的軟件化。

3.2.2高壓脈沖發生器

MWD脈沖發生器采用下座鍵可打撈式結構，其最高工作溫度為175℃，最高耐壓152 MPa，外徑最小88.9 mm，適用于?127 mm及以上井眼，性能穩定可靠。采用改進的壓力補償功能可使脈沖器適應更高的井下工作溫度和鉆井液循環壓力，使超深井中MWD儀器的測量信號清晰，并且電能消耗是同類型脈沖器的四分之一，在超深井中得到充分的應用。另外，定向鉆進過程中，由于鉆井液循環時的壓力高、流速快，并含有一定量的固體顆粒，與常規尺寸脈沖發生器相比小尺寸脈沖發生器鉆井液流道范圍小，鉆井液對脈沖發生器內部零部件的沖刷作用更強，因此在關鍵部件中需要采用超硬耐沖蝕硬質合金材料使儀器增加抗沖刷性能，提高了脈沖器的工作壽命。

4　現場應用

自元壩氣田開發以來，勝利油田共完成了4口超深水平井的井眼軌跡控制施工，耐高溫高壓隨鉆測量儀器SLBF HT175也在現場進行了多次試驗應用，取得了元壩氣田超深水平井豐富的施工經驗，并且創造了多項元壩地區鉆井施工新指標，詳見表2所示。其中元壩29-xxH井從控時側鉆到完鉆僅用了53 d（不含中完作業時間），與元壩地區同類型井平均施工周期99 d相比，縮短了46%；元壩204-xxH完鉆井深7 676 m，鉆井周期354.54 d，創元壩氣田7 000 m以深超深水平井鉆井周期最短紀錄。另外，SLBF HT175型耐高溫高壓隨鉆MWD儀器經在元壩4口超深水平井中累計工作時間達到3 800 h，最高耐溫145℃，耐壓150 MPa，其耐溫性能、抗壓性能、測量精度和整體可靠性等均得到了進一步驗證。

表2　元壩氣田4口完鉆超深水平井指標統計

5　結論與認識

（1）通過開展元壩氣田直井段防斜打快技術、超深硬地層側鉆施工技術、增斜段和水平段井眼軌跡高效控制技術研究，以及耐高溫高壓隨鉆測量儀器研制等一系列技術攻關及應用，大幅提高了元壩氣田超深水平井施工能力；

（2）自主研制的SLBF HT175型耐高溫高壓隨鉆MWD測量儀器可以連續監測井底井斜角、方位角和工具面裝置角以及井底溫度等參數，耐高溫能力可達175℃，最高抗壓152 MPa，能夠滿足國內油氣田超深水平井的隨鉆測量需要；

（3）盡管目前“高效鉆頭+單彎螺桿”鉆具組合基本能夠滿足國內超深水平井開發需要，但是仍然存在機械鉆速低、施工風險大等技術難題，建議進一步加快旋轉導向鉆井工具、可變徑穩定器等高效工具的研制與國產化進程。

［1］吳國軍，佟德水．遼河油田興古7塊水平井鉆完井技術［J］．石油鉆采工藝，2011，33（3）：32-34．

［2］陳世春，王樹超．超深水平井鉆井技術［J］．石油鉆采工藝，2007，29（4）：6-9．

［3］靳恒濤，張寶民，白英明，等．吐哈地區深井鉆井技術研究與探討［M］．北京：石油工業出版社，2005．

［4］李光泉，劉匡曉，郭瑞昌，等．元壩272H井超深水平井鉆井技術［J］．鉆采工藝，2012，35（6）：116-118．

［5］閆光慶，劉匡曉，郭瑞昌，等．元壩272H井超深硬地層側鉆技術［J］．石油鉆探技術，2013，41（1）：113-117．

［6］楊二龍，王景翠，高玉鑫．超短半徑側鉆水平井選層技術界限研究［J］．石油鉆采工藝，2012，34（5）：33-36．

［7］孫經光，沈付剛，姚書義．套管開窗側鉆斜向器中途坐封卡鉆事故處理技術［J］．石油鉆采工藝，2013，35（3）：111-113．

［8］丁永浩，李舟波，馬宏宇．隨鉆測井技術的發展［J］．世界地質，2004，23（3）：270-274．

［9］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〕

Measurement and control technology while drilling for ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gasfield

TANG Zhijun1, ZHOU Jinzhu2, ZHAO Hongshan1, LI Lintao1, SHI Binquan1, ZENG Min3
（1. Drilling Technology Research Institute, Shengli Petroleum Engineering Co. Ltd., Dongying 257017, China; 2. Technology and Equipment Department of Shengli Petroleum Engineering Co. Ltd., Dongying 257000, China; 3. Oil Development Center of Shengli Petroleum Administration, Dongying 257092, China）

The marine gas pools in Yuanba region are buried deeply, and the major reservoirs have a vertical depth of over 6 500 m. During drilling of ultra-deep horizontal wells in this region, there are difficulties like high temperature and high pressure, complex formation lithologies, poor stability of measuring tools and difficulty in wellbore trajectory control, etc., so higher requirement is set for drilling technology for horizontal wells. First, analysis was performed to the difficulties in drilling operation in Yuanba Gasfield; through implementing the anti-deviation and fast drilling technology used in vertical wells, sidetracking technique for ultra-deep hard formations, efficient control technology for wellbore trajectory in building-up section and horizontal section, as well as the development of HTHP SLBF HT175 MWD tool, the MWD and control technology has been developed for ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gas Field, which has greatly improved the capability of drilling of ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gasfield. After SLBF HT175 MWD tool was used in four ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gasfield, it was validated on site in terms of temperature resistance performance, pressure resistance performance, measuring accuracy and overal reliability, capable of meeting the requirement of MWD in ultra-deep horizontal wells in domestic oil/gas fields.

Yuanba Gasfield; ultra-deep horizontal well; control of wellbore trajectory; instrument development; high temperature and high pressure

TE249

A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0054 – 04

10.13639/j.odpt.2015.02.015

唐志軍，1961年生。2004年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，現主要從事鉆井工藝設計等方面的研究工作，教授級高級工程師。通訊地址：山東省東營市北一路827號鉆井工藝研究院。電話：0546-8501266。E-mail：tangzhijun.slsy@ sinopec.com。

引用格式：唐志軍，周金柱，趙洪山，等.元壩氣田超深水平井隨鉆測量與控制技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：54-57.