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2 0 1 4芷 第 8 卷 第3 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． 3 J u n ． 2 0 1 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 3 ．0 2 1 元坝超深井钻井成本合理控制技术及对策 李莎莎 吴建忠 章成东 1 ．中国石化西南油气分公司，四川成都6 1 0 0 4 1 ； 2 ．中国石油西南油气田公司天然气经济研究所 ，四川成都6 1 0 0 5 1 摘要元坝长兴组油气储层资源丰富、埋藏深，受地理条件和产能建设制约，部署开发井多以水平井和大斜 度井为主，完钻井深普遍超过7 5 0 0m。高含硫化氢、钻井周期长、钻井成本高是制约高效开发的瓶颈。为此，在前 期完钻井的基础上，从周期、材料、特殊工艺、物价以及环保治理等方面，深入分析了影响钻井成本的各种因素。 结果表明，优选井位 ，可降低钻前工作量；优化轨道设计，可降低钻井进尺和施工难度 ；优化井身结构，可保障施 工安全，减少管材用量；推荐最优提速工艺，可缩短钻井周期；加强现场跟踪，可及时优化调整工程方案；加强钻 井液的回收和重复利用也是降低钻井成本的一大途径。结论认为，通过钻井成本合理控制的技术对策及管理方案， 为元坝气田经济高效开发提供技术支撑。 关键词元埂趣深井钻井成本 文献标 志码 B 文章编号 2 0 9 5 1 1 3 2 2 0 1 4 0 3 0 0 7 4 0 3 0引言 元 坝 气 田位 于 四川 盆地 东北 部 的广元 市 苍溪 县 、阆中市及巴中市境内，为纵向多气藏组成的大 型 “ 三高”气 田，目前中国石化在进行大规模开 发 。截止 2 0 1 2 年底 ，完钻井 3 9口，正钻井 1 2口，测 试井2 6 口3 6 层，2 0口井获工业气流，是继普光气田 之后中国石化天然气增储上产的重点区块，勘探开 发潜力巨大。但该气藏具有超深、高温、高压、物 性较差且非均质性强等特点，部署开发井大多为大 斜度井 、水平井 ，开发难度大、风险高，较高的钻 井成本成为制约该地区高效开发的瓶颈O通过分析 该区域超深井钻井投资构成，研究钻井成本的影响 因素，提出合理控制钻井成本的技术对策及管理方 案，为元坝气田进一步高效开发提供技术支撑。 1 钻井成本影响因素分析 1 ． 1 钻井投资结构 元坝超 深井 钻井成本 主要包括钻前 费用 、钻井 费用、测井费用和录井费用4 个部分。钻前费用包括 征租地 、井场平整等费用 ；钻井费用包括钻井工 程 、固井 、泥浆服务等费用；测井费用包括中途电 测 、完井电测 等发生的费用 ；录井 费用包 括地质录 井、综合录井、气测录井等费用。统计前期9 口井投 资预算 ，钻井工程 占9 1 ．4 6 ％。按国际惯例 ，元坝 超深井采用钻井公司总承包模式。钻井投资结构分 为钻前 工程费用 、钻井公 司承包费 、工程设计 费 、 监督及现场技术服务、套管及附件费用等。在实际 施工时，受施工难度、钻机类型、新技术新工艺应 用、复杂情况等制约，钻井成本与预算差异较大。 如 Y B I O 3 H井 ，实际与预算金额相差较大，由于钻井 工作量增加而导致费用增加近 4 5 0 0 万元。 1 ． 2 影响因素分析 1 ． 2 ． 1 周期因素 钻井设计时预测周期主要依据邻井资料并结合 钻井技术综合确定，实际施工过程中往往因钻遇气 层、水层、漏失层导致周期延长，结算成本与造价 预算存在一定差异 。根据完 钻井情况 ，实际与设计 的钻井周期平均相差 1 5 5 d ，单是钻机费用就相差 1 9 o 0 万 元 。 影响钻井周期的因素主要有4 个方面① 受复 杂工程地质特征制约 ，处理井漏 、卡钻等事故时效 平均占9 ．3 1 ％，其中Y B 1 0 3 H井第四次开钻斜导眼2 修 改回稿 日期 2 0 1 4 0 5 1 9 作者简介李莎莎 1 9 8 1 一 ，女，T程师，从事油气田勘探开发技术标准管婵T作。E - ma i l 7 9 5 2 9 4 7 7 q q n “／ 4／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 my 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 8 卷 李莎莎，等 元坝超深井钻井成本合理控制技术及对策 第 3 期 经前期论证和现场试验，井身结构优化可考虑 ① 若储层物性好 ，井壁稳定，且水平段较短，可试 验裸眼完井 完钻井眼尺寸可优化为 2 j 1 4 9 ． 1 m m， 相应的油层套管、技术套管均可依次缩小一级 ，套 管抗压、抗挤强度均得到提高，同时，井筒容量减 少 ，岩屑量 、钻井液用量和环保压力也相应降低。 第四次开钻以浅钻头尺寸缩小，相应的机械钻速提 高，钻井周期降低；② 减少钻井开次，降低套管用 量，缩短中完时间。针对嘉陵江组没有水层或水层 压力较低 压力系数低于 1 ． 5 的区域 ，第四次开钻井 段和第五次开钻井段可同时揭开，完钻钻井液密度 低 于 1 ． 6 g／ c m 。这对钻 井液性 能 ，特别 是润滑 防 卡、降摩减扭 、储层保护等要求较高。若调整为四 开制 ，可采用 2 1 5 ． 9 m m钻头完钻 ，无论是射孔完 井、衬管完井还是裸眼完井都有回旋余地。可减少 中完时间约 l 8 d ，节约钻井成本约3 0 0 万元 钻机费用 1 6 ．5 万元 ／ ld 。套管下至长兴储层顶 ，可节约套管 1 8 5 ． 1 t ；③ 减少合金套管用量。若采用衬管完井 ， 合金套管超过 1 0 0 0 万元，裸眼完井 ，合金套管约 4 4 0 万元。 2 ． 4 推荐最优提速工艺，缩短钻井周期 优快钻井工艺的应用可提高机械钻速 、缩短钻 井周期。采用何种钻井工艺，需要从技术上和经济 上共同考虑。如扭力冲击器、涡轮钻井 、旋转导向 钻井等 ，从技术上均适合元坝超深井，且利于提速 提效，但施工费用较高是现场应用的瓶颈。 2 ．5 加强瑰鞭踪。及时优化调整工程方案 施工过程中，因钻遇复杂情况、地质靶点调整 等，按原方案执行可能导致施工难度增大，增加钻 井J g ．o可通过优化调整工程方案， 降低钻井成本O 以Y B 2 2 5 H井为例，为满足 1 3 9 ． 7 m m套管射 孔完井需要 ，设计采用四开制井身结构，第二次开 钻 3 1 1 ． 2 m m井眼须家河组钻遇舞层气显示，异常 活跃 ；据邻井分析 ，下部井眼出水可能性极大，若 继续钻完嘉陵江组 ，出水后污染钻井液，且雷口坡 组存在低压漏层 ，极可能出现又喷又漏的情况，若 按设计钻至飞仙关组，在高密度钻井液条件下钻井 周期长；若飞仙关组出气 ，钻长兴组钻井液密度将 不会低于 1 ． 6 0 g ／ c m ，相对长兴组 1 ． 0 左右的地压系 数，井底压差将达到4 0 M P a 左右 ，若钻遇较好油气 嗡／ 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 显示高渗井段 ，仍存在发生卡钻风险。针对上述难 点 ，调整工程方案，提前下人 2 2 4 4 ．5 m m套管 ，并 增加第一次开钻套管 ，将雷口坡组、嘉陵江组、飞 仙关组与长兴组分隔开 ，缩短了同开次裸眼段长 度 ，避免了同开次将钻遇不同的压力体系，优化后 的井身结构，在保障井下安全的情况下 ，第三、第 四、第五次开钻井段钻井成本大幅降低 ，钻井成本 缩减 2 0 0 o 多万元。 2 ． 6 提高材料、工具的循环利用效率 废弃后的钻井液还应进行环保处理。加强钻井 液的回收和重复利用是降低钻井成本的一大途径 ， 以 Y B 2 o 4 1 H井 为 例 ，该 井 开 钻 后 从 YB 2 0 5 -1 、 Y B 2 9 - 2 H、Y B 2 2 5 H井转运 1 ． 4 9一1 ． 9 0 g／ c m 聚合 物 钻井液7 4 4 m 。 ，除去钻井液维护费、运费等，比新配 钻井液节约1 2 0 余万元；推广应用网电，减少柴油消 耗，深井钻机 日消耗柴油5 6 t ，单井柴油费用超过 2 0 0 0 万元。若通过网电改造，柴油消耗将大大降低。 3 结论 1 元坝超深井钻井成本 主要包括钻前费用 、钻 井费用 、测井费用和录井费用4 个部分 ，其中周期、 材料、特殊工艺引进、物价和环保治理等5 项为影响 成本的主要因素。 2 降低钻井成本应主要从优化工程方案、优选 经济效益最佳的提速工艺技术 、提高材料和工具的 循环利用率、加强管理、缩短非生产时效等方面进 行着手控制。 参考文献 [ 1 ]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 2 7 3 1 ． [ 2 ]何信 ，张志慧． 油气 田钻井投资成本因素分析[ J ] _ 北京 石油化工学院学报，2 0 0 8 2 6 3 - 6 6 ． [ 3 ]司光，魏伶华，黄伟和，等． 影响钻井成本的主要因素 与控制揩旌[ J ] ． 天然气王业 ， 2 0 0 9 ，2 9 9 1 0 6 - 1 0 9 ． [ 4 ]毛雅静． 石油钻井工程成本控制分析[ J ] ．中国新技术新 产品。2 0 1 2 1 1 3 5 3 7 ． [ 5 ]孟垂波，宋杨 推进井身结构优化 ，加强钻井成本控制 [ J ] ．中国高新技术企业 ，2 0 1 0 2 2 2 4 2 7 ． 编辑 李臻 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m