超深水平井元坝103H井钻井技术.pdf

第 3 4卷 第 6期 2 0 1 2年 1 1月 石 油 钻 采 工 艺 OI L DRI LLI NG PR0DUCT1 0N TECHN0L0GY Vo 1 ． 3 4 No ． 6 NO V ．2 01 2 文章编号 1 0 0 0 7 3 9 3 2 0 1 2 0 6 0 0 1 4 0 4 超深水平井元坝 1 0 3 H 井钻井技术 胡 大 梁 严 焱 诚 刘匡晓 董成 林 1 ． 中石化西南油气分公 司工程技 术研 究院， 四川德 阳6 1 8 0 0 0 ；2 ． 中国石化 集团石油工程技术研究院 ， 北京1 0 0 0 2 9； 3 ． 中国石化集 团中原石油勘探局西南钻井公 司， 四川南充6 3 7 0 0 1 引用格式胡大梁， 严焱诚， 刘匡晓， 等 ． 超深水平井元坝 1 0 3 H井钻井技术 [ J ]． 石油钻采工艺， 2 0 1 2 ， 3 4 6 1 4 ． 1 7 ． 摘要元坝长兴组气藏储量 巨大， 为增大储量控制面积， 提高单井产量， 在四川盆地川东北巴中低缓构造部署了一 口水平 开发评价井元坝 1 0 3 H井， 设计井深 7 8 4 1 m。通过优化钻井工艺， 在下沙溪庙至须家河组地层应用液体欠平衡钻井技术、 水平 段综合采用旋转导向、 抗高温钻井液体系、 防磨接头和减磨剂双效防磨等先进技术， 克服了陆相深部地层硬度高、 钻速慢、 井底 温度高、 水平段井眼清洁难度大、 起下钻摩阻扭矩大、 钻具托压现象严重等多种技术难题。该井完钻井深 7 7 2 9 ． 8 m， 水平段长 6 8 2 ． 8 m， 最大垂深 6 7 6 1 ． 5 2 m， 四开在井深 6 6 0 8 m处一次性侧钻成功。该井的成功实施， 为元坝超深水平井钻井积累了宝贵 的经验， 为同类井的钻井施工提供 了重要参考。 关键词 元坝 1 0 3 H井；超深水平井 ；钻井技术 ；轨迹控制 中图分类号 T E 2 4 3 文献标识码 A Dr i l l i n g t e c hn o l o g y o f ul t r a d e e p h o r i z o nt a l we l l Yua nba 1 0 3 H H U Da l i a n g ， Y A N Y a n c h e n g ， L I U K u a n g x i a 0 ， D O NG C h e n g l i n 1 E n g i n e e r i n g a n d T e c h n o l o g y I n s t i t u t e o fS i n o p e c S o u t h we s t O i l Ga s C o m p a n y ． De y a n g 6 1 8 0 0 0 ． C h i n a ； 2 ． S I NO P EC R e s e a r c h I n s t i t u t e o f P e t r o l e u m E n g i n e e r i n g ， Be o i n g 1 0 0 0 2 9 ， C h i n a ； 3 ． S I NO P E CS o u t h w e s t Dr i l l i n g C o m p a n y ofZ h o n g y u a n P e t r o l e u m E x p l o r a t i o n B u r e a u ， Na n c h o n g 6 3 7 0 0 1 ， C h i n a Ab s t r a c t Y u a n b a g a s fi e l d i s r i c h i n n a t u r a l g a s wh i l e t h e ma i n f o r ma t i o n i s b u r i e d d e e p e r t h a n 7 0 0 0 m． I n o r d e r t o e n l a r g e t h e r e s e r v e c o n t r o l a r e a a n d i mp r o v e p r o d u c t i o n r a t e o f s i n g l e we l l ， W e l l YB 1 0 3 H wa s d r i l l e d i n Y u a n b a a r e a o f n o r t h e a s t S i c h u a n ． By a p ． p l y i n g u n d e r b a l a n c e d d r i l l i n g t e c h n o l o g y i n S h a x i mi a o t o X u j i a h e z o n e s ， r o t a r y s t e e r a b l e d r i l l i n g ， t e mp e r a t u r e r e s i s t a n t d ri l l i n g fl u i d s y s t e m， d o u b l e f r i c t i o n r e d u c t i o n t e c h n o l o g y , e t c ． ， t h e ma j o r t e c h n i c a l c h a l l e n g e s we r e o v e r c o me d ， s u c h a s h a r d f o rma t i o n s ， l o w r a t e o f p e n e t r a t i o n ， h i g h t e mp e r a t u r e ， d i ffic u l t h o l e c l e a n i n g i n h o r i z o n t a l s e c t i o n ， h i g h t r i p p i n g f r i c t i o n ， a n d a d d i n g we i g h t o n b i t ． T h e t o t a l d e p t h i s 7 7 2 9 ． 8 m i n Pe r m i a n P e r i o d Ch a n g x i n g S e c t i o n ， wi t h l a t e r a l s e c t i o n l e n g t h o f 6 8 2 ． 8 m， a n d v e r t i c a l d e p t h o f 6 7 6 1 ．5 2 m， wh i c h ma k e s i t t h e d e e p e s t we l l i n Ch i n a ． Th e s u c c e s s o f W e l l Y u a n b a l 0 3 H a c c u mu l a t e s v a l u a b l e e x p e r i e n c e s f o r u l t r a ． d e e p h o r i z o n t a l d r i l l i n g ． Th e k e y d r i l l i n g t e c h n o l o g i e s a r e i l l u s tra t e d i n d e t a i l ． wh i c h p r o v i d e s i mp o r t a n t r e f e r e n c e s t o we l l s o f t h e s a me t y p e ． Ke y wo r d s We l l YB1 0 3 H； u l t r a d e e p h o r i z o n t a l w e l l ； d r i l l i n g t e c h n o l o g y ； t r a j e c t o ry c o n t r o l 元坝气田是川东北继普光气田之后又一个储量 超千亿方的海相大气田， 也是国内埋藏最深的海相 气田， 主力储层长兴组埋深超过 7 0 0 0 1T I ， 面临高温、 高压、 高含硫、 超深层 、 气水关系复杂、 工程地质条件 复杂等多项技术难题 _ 】 。 J 。元坝 1 0 3 H井是部署在 四 川盆地川东北 巴中低缓构造 的一 口开发评 价井 ， 目 的层是 长兴组礁滩相储层 ， 设计井深 7 8 4 1 1T I 、 垂深 6 8 4 71T I ， 施工难度极大。 1 概况 元坝 1 0 3 H井 A、 B靶点垂深为 6 8 1 4 1T I 和 6 8 4 7 1T I ， 采用斜导眼揭开储层后回填侧钻， 造斜点选择在 基金项目国家科技重大专项课题 “ 低渗气藏复杂地层高效钻井关键技术” 编号2 0 1 1 Z X 0 5 0 2 2 一 】 】 5 部分研究成果 。 作者简介胡大梁， 1 9 8 2 年生。2 0 0 7年毕业于西南石油大学油气井工程专业， 现从事钻井工程设计和相关科研工作 。电话 0 8 3 8 2 5 5 2 7 4 5 。E ma i l P E CH DL 1 2 6 ．c o rn。 胡大梁等超深水平井元坝 1 0 3 H井钻井技术 1 5 6 3 7 0 m， 侧钻点井深 6 7 3 7 m， 造斜率 1 5 。／ 1 0 0 m 和 1 3 。 ／ 1 0 0 m。井身结构采用五开制 见表 1 ， O1 2 7 mm衬管完井。该井 于 2 0 0 9年 l 0月 2 9日开 段长 6 8 2 ． 8 m， 钻井周期 4 4 9 ． 3 3 d ， 全井平均机械钻 速 1 ． 9 4 m ／ h ， 是元坝完钻的第 1 12 1 超深水平井 ， 测 试 获无 阻 流量 7 5 1 1 0 m ／ d ， 显示 了元 坝 巨大 的 钻， 2 0 1 1 年 1 月 1 5日钻至井深 7 7 2 9 ．8 m完钻 ， 水平 资源潜力。 表 1 设计与实钻井身结构 2 钻井主要难点分析 1 陆相下沙溪庙、 千佛崖、 自流井 、 须家河组 地 层 总厚度 超过 1 5 0 0 m， 砂 泥岩 互层 、 岩 石硬 度 高。 自流井和须家河组地层研磨性强， 可钻性极差， 导致机械钻速低、 钻头使用寿命短， 缺乏有效提速 手段 。 2 井底垂深 6 8 4 7 m， 井底温度高达 1 6 0 o C， 对 测量仪器耐高温要求高；采用常规定向， 摆放工具 面不易到位， 井眼轨迹控制难度大。 3 水平段长约 8 0 0 m， 起下钻摩阻和扭矩较大 ， 托压问题突出， 严重制约了水平段延伸能力。产层 岩性为灰岩、 白云岩， 部分地区为鲕粒云岩和灰岩， 渗透性好 ， 易发生黏卡 。 4 斜井段长， 水平位移大， 保证良好的钻井液流 变性及携岩效率 ， 以避免井下复杂情况是一个难题 ， 钻井液润滑防卡、 降摩减扭难度大 ；由于钻井周 期较长， 套管防磨要求高。 5 地层压力系统复杂， 海相地层 s 含量超过 5 ％， 进入水平段将进一步增大气层裸露面积， 增加 H s侵入几率。防止 H 2 s危害是保障元坝超深水平 井安全钻进 的关键 。 3 钻井技术对策及实施 3 ． 1 欠平衡钻井技术 下沙溪庙 ～须家河组地层硬度高， 常规钻井平 均机械钻速一般低于0 ． 9 m ／ h 。 根据对完钻井的统计， 元坝3 、 元坝6 等井在千佛崖～ 须家河组钻遇高压层， 发生溢流 6井次。压井后安全密度窗 口窄小， 漏喷 共存， 施工难度加大；而且由于该段地层对钻井液 密度比较敏感 。 J ， 压井后密度升高， 导致机械钻速 显著下降。因此采用液体欠平衡钻井工艺， 通过降 低钻井液密度， 减小钻井液对井底岩石的压持效应， 以提高机械钻速。 该 井是元 坝地 区首次 在 0 3 1 4 ． 1 mm井 眼应用 液体欠平衡钻井， 采用钟摆钻具组合， 钻至 自流井 组 井 深 3 9 5 1 ． 9 7 m， 全烃 值 由 0 ． 8 ％ 上升 至 1 ． 0 1 ％， C 由 0 ． 4 ％上升至 1 ． 7 6 ％。钻进期 间火焰 高度保 持 在 1 ～ 3 m， 在每次下钻排后效期间， 燃烧筒火焰高度 达 1 0 ～ 2 0 m。在保证井控安全的前提下， 继续实施 欠平衡 钻进 至 4 8 9 4 m， 总进 尺 1 6 2 7 m， 纯钻时 间 1 5 6 5 ． 7 5 h ， 平均机械钻速 1 ． 0 4 m／ h 。三开全井段井 斜控制在 1 。以内， 在保证井身质量的同时， 机械钻 速提高 2 0 ％ 以上， 节约钻头 3 ～ 5 只。欠平衡井段钻 井液密度 1 ． 1 6 ～ 1 ．6 5 g ／ c m ， 井底欠压值基本控制在 1 ～ 2 MP a 左右， 随着密度升高， 钻时呈上升趋势。因 此在保证井控安全的前提下， 降低钻井液密度是本 井段提速的关键。 主要钻具组合 钻头浮阀 0 2 2 9 mn l 双向减震 器 02 2 8 ．6mi n钻铤 2 根 O 3 1 1 r n l T l 扶正器 0 2 2 8 ．6 mi l l 钻铤 4根 02 0 3 ． 2 mi r l 钻铤 9根 O1 7 7 ． 8 mi n 钻 铤 3根 O1 3 9 ． 7 mm钻 杆 2 9 1根 O1 2 7 mm 钻杆 2 3 1 根。 3 ． 2 超深水平井侧钻技术 由于 目的层深， 设计采用斜导眼揭穿储层砂体， 确定砂体厚度及深度后回填侧钻。根据斜导眼实钻 轨迹对原设计水平段轨迹 进行修 正 ， 侧钻点选择在 6 5 9 5 m 井斜 3 4 。 、 方位 2 9 0 。 。 。为了使新老井 眼尽快分离 ， 采取从老井眼的左下方侧出， 然后再逐 步调整方位 见 图 1 。 后5 局 】丑 f g 5 m LE ． N 5 。 ／ 2 6 ／／／ 井 眼 井 眼 右 ／| 工 具面2 0 0 。 ， 图 1 侧钻 工艺设计示意 图 1 6 石油钻采工艺2 0 1 2 年 1 1月 第 3 4 卷 第6 期 侧钻钻具组合0 2 4 l - 3 m mH c D5 0 6 z x 1 7 2 m m 旋转导向短节 带近钻头井斜 01 7 2 mm柔性 短节 带 02 3 8 mm扶正器 01 7 2 mm MWD O2 3 8 m m模块扶正器 O1 7 2 m m双向发电通信短节 断 电保护短节 0 2 3 8 mm非磁扶正器浮阀 01 2 7 mm 无磁钻杆 1 根 O1 2 7mm加重钻杆 2 7 根 O1 2 7 mm钻杆 4 3 0根 01 3 9 ． 7mm钻杆 。 分段循环下钻至井深 6 5 9 5 m， 发指令将工具的 定向方向设为 2 4 0 。 ， 使旋转导向侧向施加 1 0 0 ％的 力 ， 然后在 6 5 9 0 ～ 6 5 9 5 m划眼 l h ， 在侧钻点处造槽 。 控时侧钻 ， 前 3 1T I 控时 3 h ／ m， 再提高到2 h ／ m， 钻至 井深 6 6 0 1 ． 2 3 m 井斜 3 3 ． 9 7 。 ， 方位 2 9 0 。 ， 新 砂含 量 2 0 ％， 侧钻效果不明显。调整工具面控制在 2 0 0 。 左右， 以提高侧向力；继续控时3 h ／ m钻至 6 6 0 6 1T I ， 新砂含量增至 7 0 ％， 至井深 6 6 0 8 ． 1 2 m处新 、 老井眼 中心距为 0 ． 2 9 m， 侧钻成功。 3 ． 3 水平段轨迹控制技术 针对井超深、 水平段的特点， 五开水平段采用旋 转导向钻井系统， 旋转推进钻具， 确保井眼轨迹平 滑、 井眼质量好， 降低钻具摩阻和扭矩， 保证钻压 有效传递 。 旋转导向钻具组合01 6 5 ． 1 Q 4 0 6 H钻头 O1 2 1 mm旋转导向短节 01 6 2 mm模块扶正器 01 2 1 mm 块马达 01 2 1 mmMWD O1 2 1 mm双 向通讯及发 电 短节 01 2 1 mm 断电保护短节 O1 4 6 ． 1 m m 无磁扶 正 器 浮 阀 08 8 ． 9 mm抗 压缩 无 磁钻 杆 01 0 1 ． 6 mm钻杆 O1 3 9 ． 7 mm钻杆。 钻井参数钻压2 0 ～ 5 0 k N；排量 1 2 ～ 1 5 L ／ s ；泵 压 1 6 ～ 1 8 MP a ；顶 驱 转速 4 0 ～ 8 0 r ／ mi n ；钻 头转 速 1 2 0 - 1 5 0 r ／ mi n。 为提高水平 段钻速 ， 减少 起下钻 次数 ， 优选 O 4 0 6 H P D C钻头， 采用最新力平衡稳定技术， 配备了 新一代 Q u a n t e c F o r c e 耐磨齿。下钻到底后采取先 向前 钻进 4 - 6 m后再增 斜 的施 工措施 ， 钻至 7 0 9 3 1 T I 时， 旋转导 向工具失去增斜 能力 ， 改为稳斜钻进 ； 钻至 7 0 9 9 m， 井斜偏低 1 ． 7 5 。 ， 更换工具后以 2 ．6 ～ 3 ．0 。 ／ 3 0 m的增斜率增斜， 至 7 1 7 7 m时井斜增至 9 3 ． 6 。 ， 稳斜钻进至 B靶点时， 较设计偏上 0 ． 0 6 m， 偏左 1 8 m， 满足中靶要求。水平段钻进井段 7 0 4 7 ～ 7 7 2 9 ． 8 m， 平均机械钻速 1 ． 6 8 m／ h 。整个水平井段井 眼轨迹平滑， 大部分井段全角变化率控制在 2 。 ／ 3 0 m之 内， 实钻过程 中摩 阻基本保持在 1 4 0 k N 以内， 而且未发生任何井下复杂事故。 3 ． 4 水平段钻井液润滑防卡技术 针对水平段摩阻大、 井底温度高、 携岩要求高的 特点， 选用 H T H P ／ T E R R A MA X钻井液体系， 该体 系流动性好 动塑 比约 0 ． 5 左右 ， 携砂能力强 、 润滑 性好 摩阻因数 0 ． 1 0 、 采用酸溶性加重材料， 同时 MA X S H I E L D和MI L C A R B添加剂可有效封堵微 裂缝 ， 有利于保护储层 。 现场施工中主要通过室 内小型实验指导钻井液 现场维护处理 ， 主要采取 了以下措施 。 1 润滑降阻技术。全程加入2 ％ --4 ％的M il - L u b e 、 T Z Q L u b e 抗高温高效润滑剂， 维持钻井液极压润滑 系数低于 0 ． 1 ， 保证钻井液含油量在 4 ％ ～ 5 ％， 提高钻 井液润滑性能 ；保证大中小分子量处理剂的合 理搭配， 形成薄而韧的滤饼；交替使用 8 0 ～ 1 2 0目筛 布， 清除钻井液固相含量， 以降低摩阻。 2 防止压差卡钻技术。由于长兴组储层渗透性 强 ， 密度过高易导致压差卡钻 ， 过低易发生溢流 ， 因 此本井段钻井液密度 1 ．2 8 ～ 1 ．3 0 g ／ c m ， 控制井底压 力在 1 5 MP a 以内， 既保证了井控安全， 又降低了黏 附卡钻的风险。 3 流变性控制技术。保持钻井液漏斗黏度 7 0 ～ 8 0 S 、 塑性 黏度 3 0 ～ 3 5 mP a S 、 动切力 1 5 ～ 1 8 P a 、 6 转下读数 6 ～ 8 ， 使钻井液流型处在弱紊流状态， 阶 段性配合采用打稠浆段塞的方式清扫井眼；严格控 制井浆膨润土含量为 2 ％～ 2 ． 5 ％， 混合胶液以稀释剂 Dr i l l T h i n和 S MT为 主控 制井 浆 黏度 ， 以 Di s c a 1 ． D 和 D r i s ． T e m p为辅降低井浆失水、 增强井浆热稳 定性。 4 高温稳定性技术。钻井液体系中的主剂要 求单剂抗温能力均大于 1 5 0 oC；随钻加入杀菌剂 X ． c i d e l 0 2 等提高钻井液的高温稳定性；做好钻井 液体系配伍抗温性评价工作 ， 防止高温稠化。 3 ． 5 套管防磨保护技术 由于水平井段长， 施工周期长， 为保护油层套管， 采用 T F非金属防磨接头 A F C 7 1 0 1 减磨剂双效防 磨技术， 防磨接头采用非金属特种增强复合材料制 造， 具有表面硬度低、 表面摩擦因数低、 耐磨损、 强度 较高的特点；减磨剂由多种抗磨材料在高温下合 成 ， 耐温达 2 0 0 c I 以上 ， 含有多种活性基 团能够迅速 吸附在钻具和套管表面， 形成高强度保护膜， 从而降 低钻具对套管的磨损。 根据实钻井眼轨迹， 计算在 6 5 0 0 ～ 7 0 5 0 m钻柱 的侧 向力异常偏大 见图 2 ， 而且该段套管为镍基 合金材质， 故针对该段制定保护措施 1 2 - 13 1o每 2 根 钻杆 加 1只 T F 1 5 6 ／ 1 9 3 ． NC 4 0防磨 接头 ， 每 只接 头 水力压耗 0 ．0 5 ～ 0 ． 1 0 MP a ， 共安装 2 9 只防磨接头， 泵压增大不到 3 MP a ， 不影响正常钻进。为充分发 胡大梁等超深水平井元坝 1 0 3 H井钻井技术 l 7 挥防磨接头的减磨效果 ， 在钻井液中陆续加入 A F C 7 1 0 1 减磨剂共计 7 ．9 2 t ， 基本维持减磨剂含量为 2 ％ 左右 。 0 20 0 0 送4 0 0 0 6 0 0 0 侧 向力／ k N 0 l 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0 6 00 7 0 0 8 0 0 滑 、 摩 阻扭矩小 ， 能够满 足元坝超 深水平井 钻井需 要。但进 口工具价格昂贵， 建议大力开展国产化应 用研究。 5 H T H P ／ T E R R A MA X 聚 合 物 钻 井 液 理 论 抗温 能力达 1 5 0 - 1 6 0℃， 但实际应用 中仍有高温增 稠现象；国内的聚合物钻井液体系抗温性一般在 1 2 0 - 1 3 0℃， 主要原因是钻井液处理剂 的差别 ， 建议 吸收 国外抗高温钻井液优点 ， 形成 国产化的超深水 平井钻井液技术 。 图2 五开钻进套管内钻柱侧向力分布 参考文献 2 9只防磨接头人井使用时间约 9 6 0 h 含起下 钻、 划眼等 ， 未发生脱落或撕裂落井造成井 内复杂 情况， 由于防磨接头硬度低于套管， 避免了金属防磨 接头卡死对套管可能构成的伤害。完钻后全井筒清 水试压 6 0 MP a 合格， 从磨损情况看， 主要表现为防 磨套和接头本体的磨损， 表明防磨接头起到了很好 的套管保护作用。 4 应用效果 通过综合应用液体欠平衡钻井、 水平段旋转导 向、 钻井液润滑防卡、 双效防磨等多种技术， 克服了 地层硬度高、 水平段长等多项技术难题， 安全高效 完成了元坝 1 0 3 H井的钻井任务， 水平段最大垂深 6 7 6 1 ．5 2 m， 四开在井深 6 6 0 8 m处一次性侧钻成功， 四开 O2 4 1 ． 3 mm井 眼下人 O1 9 3 ． 7 mm O2 0 3 ． 1 mm 复合尾管至井深 7 0 4 5 m。该井的钻探成功为元坝 地区水平井钻井积累了宝贵经验 。 5 结论及建议 1 元坝 1 0 3 H井 的成功实施 ， 为元 坝地区超深 水平井钻井积累了宝贵的经验， 为后续开发打下了 技术基础。 2 下沙溪庙至须家河地层在未钻遇高压气层 时， 可采取控压降密度钻井技术提高钻速。 3 防磨接头配合减磨剂的双效防磨技术能够有 效降低套管磨损。 4 采用旋转导向技术成孔质量高、 井眼轨迹平 [ 1 ] 王萍， 李文飞， 张锐， 等 ． 川东北钻井复杂情况风险分析 方法研究 [ J ]． 石油钻采工艺， 2 0 1 2 ， 3 42 2 9 ． 3 2 ． [ 2] 张克勤 ． 元坝地区钻井难题分析与技术对策探讨 [ J ]． 石油钻探技术 ， 2 0 1 0 ， 3 8 3 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