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2 01 4矩 第8 卷 第 2 期 天 然 气 技 术 与 经 济 Na t u r a l Ga s T e c h n o l o g y a n d Ec o n o my Vo 1 ． 8， No ． 2 Apr ． 2 01 4 d o i 1 0 ． 3 9 6 9／ j ．i s s n ．2 0 9 5 1 1 3 2 ．2 0 1 4 ．0 2 ． 0 1 2 元坝超深水平井钻井设计的难点及对策 刘 伟何 龙李文生史 垄 中国石化西南油气分公司钻井工程处，四川 成都6 1 0 0 4 1 摘要针对元坝地区海相开发水平井在面临超深、位移长、多压力系统并存、硫化氢和二氧化碳含量高的情况 下要保障钻井设计科 学性和施工安全性的难题，分析了诸如开发井超深且以大斜度井及水平井为主、地质对靶框要求 高且水平位移长、井身结构须满足不同完井方式要求、对地质跟踪轨迹控制要求高以及钻井成本高等复杂的工程地质 给钻井设计带来的难点，相应地在井身结构设计优化、提高钻具安全性、保障套管质量及顺利下入、提升固井质量等 方面提 出了针对性的技术对策，并将对策应用于现场二十余 口井的设计施工，结果表明无论是钻井周期还是 日进尺均 优于前期施工井的钻井情况。 关键词 元坝气田 超深水平井钻井设计套管质量同井质量 文献标识码 B 文章编号 2 0 9 5 1 1 3 2 2 0 1 4 0 2 0 0 4 5 0 3 0 引言 川东北元坝地区的天然气资源丰富，作为川气 东送工程 资源接 替的重要 阵地 ，元 坝地 区已成为中 国石 化继普光气 田之后 天然气 增储 上产 的又一重点 探区。元坝地区无论是钻井施工还是设计都面临井 超 深 、位移长 、多压力系统并存 、硫化氢和二氧化 碳含量高等难题。钻井设计关乎气 田的安全与高效 开发，需要体现方案的先进性和针对性 。近年来 ， 钻井工程设计人员在总结借鉴已有钻井经验的基础 上 ，不 断论证 和优化 ，按 “ 地 面地下一体化 、地质 工程一体化、技术经济一体化”的理念精心设计 ， 根据区域的特殊性，提出有针对性的技术措施及对 策 ，笔者就此作一深入的探讨分析 。 1 钻井设计的难点 根 据元坝 地 区的地质 预测和 已钻井 资料分析 ， 千佛崖 一 须家河组地层压力较高，压力系数为1 ．5 一 一 2 ． 1 ，嘉 陵江组若钻 遇高压水 层 ，压力 系数 为 1 ． 5 2 ． O ，长兴组为常压 ，压力系数为 1 ． 0～1 ． 1 ；自流井 、 须家河组易钻遇高压气层 ；嘉陵江组普遍存在水 层 ，不 同区域水层 压力差异较 大 ；钻井液密 度超 过 1 ． 7 g／ c I l l 3 ，斜井段易发生压差 卡钻 ；陆相深部地层 岩石可钻性级值普遍为5 ～ 8 级甚至更高 ，属高硬 度、高研磨性地层 。 复杂 的工程地质给钻井工程设计增 添了诸 多难 题 ，主要体现在 1 开发井超深 、以大斜度井和水平井为主 。试 采 区9口井平均完钻井深超过 7 5 0 0 m，最大完钻井 深近 8 0 0 0 m，最 大水 平位移 1 5 0 0 m，近期完钻 的 Y B 1 0 1 1 H井完钻井深 7 9 7 1 m，创 陆上水平井最深 纪录。 2 需兼顾多套砂组，地质对靶框要求高，水平 位移长 。受储层 和钻井成本制约 ，往往需要 钻遇多 个层位 ，难免会设 置多个靶点 ，定 向施工时需要扭 方位 ，如 Y B 2 7 1 井设置 4 个 靶点 ，轨迹成倒“ C ” 形 ，Y B 2 7 2 H、Y L 3 0 1 H井施工 时根据砂体展 布 ，多 次调整靶点 ，轨迹起伏大 ⋯。 3 井身结构须满足不同完井方式的要求。不同 储层 、完井方式不 同 ，选择何种完井方式还需要根 据实钻情况和科研水平 的深人情况而定 ，在设计初 期无法针对一种完井方式进行设计 ，需要兼顾。 4 井位部署原则上不打斜导眼，对地质跟踪、 轨迹控制要求高。为降低开发成本 ，试采区和滚动 区以及陆相开发井均未设计导眼，在储层深度超过 6 5 0 0 m的情况下，借鉴邻井资料卡层难度极大，井 修订 回稿 日期 2 0 1 4 0 3 0 4 作者简介刘伟 1 9 8 1 一 ，硕 t，高级工程师，从事钻井设计工作。E m a i l l i u w1 9 9 9 1 6 3 ． c o m。 天然气技术与经济 ／45 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 8 卷 刘伟 ，等元坝超深水平井钻井设计的难点及对策 第2 期 身结构设计满足轨迹调整的需要，能够根据地质要 求实现水平段增降斜中靶。 5 钻井成本高 ，工艺技术优选需要考虑技术和 经济性。第一 口水平井 Y B 1 0 3 井应用 了欠平衡钻 井、旋转导向、进 口钻井液等，在顺利成井的基础 上 ，钻井成本也大 幅增加 。开发井需要 进一 步降低 钻井成本。 差 卡钻 统计 数据 的分 析 ，发 生压差 卡钻 的风 险极 大。据此调整井身结构，油层套管下至飞一段。调 整后的井身结构有利于后期侧钻施工 ，降低了工程 风险 ，为后期开发评价奠定了基础 。近期完钻的 Y B 2 1 1 井 ，第四次开钻裸眼段长2 2 7 7 m，技术套管 只下至 4 7 5 5 m，第 四次开钻钻进未 出现 复杂情况 ， 为井身结构进一步优化提供了更好的条件。 2 钻井设计总体原则 3 ．2 应对地质目标时常调整对策 水平井设计方案是在前期探井设计 和施工基础 上 ，依托开发方案和近期完钻井的资料 ，不断优 化、调整而形成的，应遵循以下几点设计原则 ① 以气藏工程为基础 ，结合储层改造需求和完井要求 编制钻井工程设计方案；② 井位部署尽可能利用地 层自然造斜规律和已建井场；③ 钻井总进尺尽可能 少，减少钻井成本 ；④ 管材、工具应满足酸I生 气田 安全施工的要求 ；⑤ 钻井液体系应满足封堵、防 塌、防漏及保护气层的要求；⑥ 固井工艺和质量应 满足防气窜、防腐蚀要求；⑦ 钻井工程工艺应满足 安全 、快速、经济 、环保 的要求。 3 设计对策 针对 元 坝超 深开 发井 的钻井 难点 ，将 技 术调 研、科技攻关成果应用于设计中，完善各层段钻井 工艺 。针对钻井工程设计 的难点 ，采用了以下技术 对策 3 ． 1 应对完井方式 的不确定性 ，采用多功能井身结 构设计方案 针对完井方式不确定的难题，井身结构主体设 计为 1 6 5 ． 1 m m井眼完钻 ，满足3 种完井方式；积 极论证扩眼技术、长水平段固井技术，尽量增大尾 管尺寸 ；及时跟踪钻井情况 ，根据水平段钻井情况 优选完井方式 ] 。根据已钻井特性及井身结构设计 原则 ，将必封点进行优化 ，封雷 四气层后 ，油层套 管下至长兴组储层顶部 ，第五次开钻单独揭开长兴 组 ，完钻后回接油层套管至井 口。在实施过程 中， 根据地质认识 、完井方式的优化以及现场试验情 况 ，再对井身结构进行调整和完善 。如 Y B 2 7 2 H井第 四次开钻钻至 6 0 0 6 ． 8 9 m发现地层出水 ，调整钻井液 密度至 2 ． 0 6 g ／ c m ，测得硫 化氢浓度最高为 6 0 0 m g ／ L 。若以此密度打斜导眼揭穿长兴组，钻至长兴 组底压差可达到6 8 ．3 4 M P a ，根据元坝地区长兴组压 46／N a t u r a l G a s T e c h n o l o g y a n d E c o n o m y 超深井依靠地震资料很难精确预测储层深度 ， 即使同井场施工 ，储层深度也可能相差数十米。在 给定靶点坐标的垂直深度后，工程设计按靶心零位 移中靶设计 ，若靶区要求苛刻或调整井段较短将存 在脱靶 的风 险 ，无法钻达地质 目的。鉴 于此 ，钻井 工程设计应与地质结合，预测出有利储层的顶底界 面和靶点深度 ，轨迹设计时按空间 中靶 考虑 ，优选 人窗点与轨迹 ，预 留增 降斜空 间 b ；优选抗高 温 、 性能稳定的测量仪器，水平段大于8 0 0 m后优先考虑 旋转导向；钻至飞仙关组后，地质工程跟踪组协助 卡层 。如 YB 2 7 2 H井根 据钻井情况 ，地质工程相结 合，先后6 次调整轨迹，打成了区内首口台阶式水平 井 ，钻遇各类气层 7 3 2 ． 3 m，为有效控制和动用多个 礁滩体的储量积累了经验。 3 ． 3 提高钻具安全性对策 斜井段 受井身结构制 约 ，水平段 只能采用小 尺 寸钻 杆施 工 ，工程 方案设 计 时 ，按第 四次 开钻 深 7 1 0 0 m、第 五次开钻深 7 8 0 0 m对 5 种钻杆 、6 套组 合的抗拉安全 系数 、承受扭矩 、拉力余 量 、施工泵 压和环空携岩效果等进行了评价，单井设计时根据 单井井型、井身结构 、完钻井深等资料进一步演算 和优化 。从元 坝地区钻具准备情况和减少物质准备 等 方 面考虑 ， 2 j 2 4 1 ． 3 m m井 眼优选 1 3 9 ． 7 mm 3 0 0 0 m 4 - 1 2 7 mm组合 ， 1 6 5 ． 1 m m井眼优选 1 3 9 ． 7 mm 3 5 0 0～4 5 0 0 m 4- 1 0 1 ． 6 mm组 合 表 1 。从现场施工来看 ，推荐的钻具组合完全满足元 坝超深水平井施工。 3 ．4 保障套管顺利下入和固井质量对策 元坝 水平井 由于井身结 构复杂 、套管层 次多 、 环空间隙小，存在套管居中困难 ，顶替效率难以保 证等难题 ，固井设计和施工一直是工程环节的重中 之重 。 2 4 1 ． 3 mm井眼需下人 1 9 3 ． 7 m m套管至长 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 总第 4 4 期 天然气技术与经济 钻井工程 表 1 完钻超深井常用钻具组合表 兴顶 ，套管下入难度大，本体环空间隙为2 3 ．8 m m， 接箍位置 间隙仅有 1 2 ． 7 mm。 1 6 5 ． 1 m m井 眼中需 要下人 1 2 7 m m衬管至井底。在保障套管顺利下入 方面，要求下套管前进行井眼几何学和管串力学相 容性分析 ；强化通井 、清洁井眼、注降阻剂等措 施 ，确保安全顺利下人套管；采用螺旋刚性减阻扶 正器 、套管抬头工艺 ，减少下套管阻力 ；工具服务 方提前安装调试好工具附件。在保障固井质量方 面，应借鉴前期施工情况 ，在油层套管设计悬挂 ／ 回接固井 第五次开完钻后 时采用带顶封尾管悬挂 器，使用抗盐领浆 胶乳防气窜尾浆。 4 现场应用 截至 2 0 1 3 年 3 月 ，元坝地区已有 2 3口开发井 含 完钻井 进入主要目的层，海相水平井完钻9口，均 顺利 中靶 ，未出现因设计 因素导致 的复杂情况 。从 钻井技术经济指标看 ，采用相应 的钻井工艺对策 后 ，无论 是 钻井周 期还 是 日进 尺均优 于前 期施 工 井 ，女 口 Y B 2 0 4 1 H、Y B 2 0 5 1 、Y B 1 0 1 一 l H、Y B 1 1 H 井钻机平均月钻速均超过 6 0 0 m，试采区水平井完钻 井平均钻井周期为3 8 7 d ，较前期完钻井平均钻井周 期缩短近5 0 d 。 3 ．5 现有技术条件下保障套管强度对策 5 结论 套管设计主要面临规范与管材实际设计要求的 两难 问题 。普遍存 在根据 规范校核出的套管安全系 数达不到规范要求的情况。以一 口完钻井深7 6 0 0 m 的水平井为例 ，套管柱采用S Y／ T 5 7 2 4 2 0 0 8 套管 柱结构与强度设计进行强度校核；抗 内压按下开次 最大井 口关井压力 、未考虑外载荷进行强度校核 ；抗 外挤按各开次掏空深度 、外载荷按预测地层压力进行 强度校核。目前技术条件下，技术套管和油层套管 抗挤 强度普 遍不 足 ，全掏 空时安全 系数仅 为 0 ． 6 左 右 。工程设计应针对 区域 特殊性 ，在满 足安全钻井 和生产基础上，采取控制掏空深度的措施来满足抗 挤需要 ，如技术套管 ，按控制掏空深度不大于 1 6 5 0 m，油层套管按掏空深度不大于3 3 0 0 m计算，抗挤 安全系数可达 1 ．0 以上。设计中一方面提示油气水层 分布规律和邻井钻井情况 ，采取套管防磨措施 ，强 化井控操作 ；另一方面与套管生产厂家交流，从工 艺和加工中保障套管强度。 1 钻井工程设计是一个 系统工程 ，需要在满足 地质要求 的前提下 ，根据储层改造与完井要求 ，考 虑井下复杂情况 ，在现有技术水平基础上优选优配 钻井工艺，达到科学设计、安全高效施工的目的。 2 从现场实施情况可 以看 出，针对元坝超深水 平井设计难点采取的技术对策满足开发需要。在设计 人员和甲乙方密切配合下 ，能够顺利完成地质 目的。 3 建议井位部署 时工程设计人员提前介人 ，便 于熟悉地质 目的以进行科学设计 。 参考文献 [ 1 ]王超，刘伟 ，胡大梁 ，等．旋转导向在元坝超深水平井 的应用[ J ] _ 天然气技术与经济 ，2 0 1 2 ，6 4 2 8 3 0 ． [ 2 ]刘伟 ，蒋祖军，李丽，等．元坝超深水平井井身结构设 计与应用[ J ] ． 石油规划设计 ，2 0 1 2 ，2 3 2 2 9 3 2 ． [ 3 ]胡永章． 影响元坝气田超深井钻井提速的工程地质因素 及技术对策[ J ] ．中外能源，2 0 1 2 ，1 7 4 5 3 5 8 ． 编辑 蒋龙 天然气技术与经济 ／ 47 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m