川东北地区超深井优快钻井技术∗

刘 伟 李 丽

（1.中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳618000；2.中国石油大学（北京），北京102249）

川东北地区超深井优快钻井技术∗

刘 伟1，2李 丽1

（1.中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳618000；2.中国石油大学（北京），北京102249）

针对钻井速度慢、井身质量难以保证、钻井成本高等问题，统筹考虑多压力剖面和钻井复杂情况，开展四开制井身结构试验，在此基础上以优快钻井为目标，对欠平衡、垂直、复合以及旋转导向钻井等关键技术进行研究，优选优配各层段钻井工艺，形成以垂直与欠平衡钻井为核心的陆相地层防斜打快钻井技术和以复合与旋转导向钻井配合高效钻头的海相地层安全钻井配套技术。现场试验表明，优快钻井方案在钻井提速、井身质量控制和降本增效方面效果显著。

优快钻井深井水平井钻井技术

0 引言

川东北河坝区块是中国石化的重点勘探开发领域。HB1与HB2井在飞仙关组测试获200×104m3／d以上的高产天然气流，显示出该区域巨大的勘探开发前景。由于该地区具有高温、高压、高陡、高密度及含H2S、易漏等特点，钻井过程中存在钻井周期长、机械钻速慢、复杂情况多等难题[1]。为了缩短钻井周期，加快勘探开发进程，中国石化西南油气分公司开展了陆相快速钻井和海相安全钻井技术研究与应用实践，通过近几年的攻关，形成了河坝区块优快钻井技术体系，实现了钻井整体提速，达到了高效开发的目的。

1 制约优快钻井影响因素分析

优快钻井即是指在现有技术条件下，优选优配各种钻井技术，最终达到满足地质钻井需要，最大限度降本增效的钻井配套技术。制约河坝地区优快钻井的主要影响因素有以下几个方面。

1）陆相地层倾角大，水层位置和水量难以准确预测。河坝构造地层倾角总体较大，普遍处在2°～20°之间，地表露头地层倾角最大可达30°～48°。由于构造位置的不同，地层倾角存在一定差异，表现为构造高部位地层倾角相对较大，构造低部位地层倾角相对较小。据气体钻井、录井及测试情况，该区块须家河组及以上地层普遍含水，水层位置及水量大小难以准确预测。地层倾角大和地层出水是制约陆相地层快速钻井的关键因素。

2）自上而下存在多压力系统，主要目的层为异常高压，海相地层含H2S。嘉二段和飞三段为异常高压带，地压梯度为（2.2～2.38）MPa／100 m。高密度条件下，钻井液性能难以维护，螺杆寿命受限，高密度钻井液所形成的“压持效应”严重制约了钻井提速。雷口坡组深地层含H2S，最高含硫0.65%，H2S的存在制约了欠平衡钻井的实施，只能依靠常规钻井或复合钻井，钻井提速不明显。

3）岩石致密、可钻性差，钻头选型难优化。海相岩心及露头牙轮钻头可钻性级值集中在5～6之间，部分达9以上；PDC钻头可钻性级值在5～8之间，部分可达9，海相地层可钻性级值高于陆相，整体表现为中硬—硬地层。实钻资料证实：自流井组底部普遍发育一套砾岩，厚度为15～44 m，给钻头选型、施工参数优化增加了难度。

4）易出现塌、漏、涌、卡等复杂情况。在厚度为3 500 m左右的陆相地层，泥页岩厚度占地层厚度50%左右，井壁失稳、卡钻时有发生。沙溪庙组和自流井组易发生渗透性漏失，须家河组、嘉陵江组和飞仙关组易发生裂缝性漏失，海相储层的高压含硫特征决定了钻井方式为过平衡或近平衡常规钻井，在高密度条件下只能采取随钻堵漏。完钻的6口井复杂情况处理时间占钻井周期的20%左右。

综上所述，要实现河坝地区优快钻井，应重点解决陆相地层防斜打快、海相地层安全钻井和井眼轨迹控制3个方面的问题。

表1 井身结构优化方案表

2 井身结构优化技术

在理论情况下，以飞仙关组为主要目的层的深井建立井口后，采用二开制井身结构即可完成钻井施工，而实际操作起来将存在很大弊端[2-3]。为此，中国石化西南油气分公司以安全钻井和优快钻井为目标进行井身结构设计，见表1。

该井身结构的主要特点是：①将嘉陵江组和飞仙关组在一个井眼内揭示，采用四开制完钻，节约钻井成本；②完钻井眼尺寸为Ø241.3 mm，可以实现快速钻井，且留有余地；③油层套管采用Ø177.8 mm套管，满足Ø88.9～Ø101.6 mm油管的顺利下入，以及日产气量150×104m3的需要；④根据地层出水情况调整技术套管下深，尽量采用欠平衡钻井提速；⑤避免大斜度井段油层套管磨损；⑥全井使用大尺寸钻杆，施工过程中不需要更换小尺寸钻杆。

3 优快钻井关键技术

3.1 陆相地层防斜打快钻井技术

垂直钻井技术和欠平衡钻井技术是当今世界上解决高陡构造钻井难题的两大核心技术[3]。

1）垂直钻井技术。该技术的显著特点是高钻压条件下井斜得到良好控制。陆相地层的上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组地层均适合垂直钻井技术。由于进口工具租赁费用较高，若地层倾角较大，出水量大于10 m3／h，气体钻井应用受限，推荐采用国产垂直钻井系统。通过扶正器间距、大小等力学性能分析，宜采用Ø 228.6 mm或Ø203.2 mm钻铤，扶正器距垂钻工具为3～5 m。

2）欠平衡钻井技术。沙溪庙组出水层段和水量大小不确定，纯气体对地层出水、出气较敏感，转换过程易出现井壁垮塌情况。优快方案推荐在上沙溪庙组1 500～2 200 m以上井段实施泡沫钻井，减少出水后转换风险，第三次开钻井段继续试验氮气钻井。河坝地区气体钻井中使用塔式钻具组合钻直井时，推荐选用大尺寸钻铤，即Ø444.5 mm井眼使用Ø279.3 mm＋Ø228.6 mm＋Ø203.2 mm组合；Ø 314.1 mm井眼使用Ø228.6 mm＋Ø203.2 mm＋Ø 139.7 mm加重钻杆。在纯气体介质条件下钻井，空气锤具有更好的防斜作用，应优先考虑。

3.2 海相地层安全快速钻井技术

海相地层具有高压、高产、含H2S的特点，钻井以安全和顺利中靶为主。钻井方式主要采用高效钻头＋螺杆复合钻进。

1）复合钻井技术。海相地层岩石致密，常规转盘钻井机械钻速慢，钻井周期长，采用螺杆钻具复合钻井是提速的首选[4]。根据螺杆特性分析和厂家资料，从提高螺杆强度和保持较大的造斜与通过能力考虑，Ø314.1 mm井眼优选Ø216 mm直螺杆，定向井考虑造斜能力优选Ø197 mm单弯螺杆。从通过能力、造斜能力等综合指标考虑，宜优选Ø216 mm单弯螺杆，Ø241.3 mm井眼优选Ø197 mm直螺杆，定向井优选Ø185 mm单弯螺杆，度数为0.5°～1.5°。通过调整螺杆度数或扶正器位置实现对轨迹控制，螺杆优选结果见表2。

表2 河坝地区推荐螺杆选型方案表

2）旋转导向钻井技术。旋转导向钻井以旋转方式钻进，可以自动调节井斜和方位，尤其适合用于大位移井的长稳斜段和水平井导向钻进。HJ203H井采用贝壳公司的旋转导向系统，实现造斜段和水平段钻井施工，平均机械钻速达到2.85 m／h。实践表明：井眼曲率一般小于4°／30 m，宜采用分段增斜模式，造斜率遵循“先小后大”原则；使用CaCl2与重晶石配合加重以降低重晶石用量，为防止脉冲器被堵，使用粒径小于1mm的堵漏材料；Ø241.3mm井眼多采用Ø139.7mm钻杆降低循环压耗。

3）轨迹控制技术。飞仙关组井底循环温度达130℃，常规螺杆钻具和随钻测量仪器难以满足施工需要。通过对螺杆钻具组合和轨迹测量控制工具（MWD、旋转导向系统、LWD）的调研分析，优化出3套适合于河坝区块定向钻井的螺杆钻具型号和配套钻具组合，形成了抗温165℃，抗压158.6 MPa（23 000 psi）的高温高压无线随钻测量设备配套技术。HB1-1D井和HF203井采用抗高温MWD和电子多点均成功实现定向井钻井施工。

4 现场应用效果分析

优快钻井方案应用于3井次，其中定向井2口，水平井1口。在钻井提速、井身质量控制以及降本增效方面成效显著。

1）机械钻速大幅提高。优快钻井试验井HF203井全井平均机械钻速为2.08 m／h，HJ203H井全井平均机械钻速为1.93 m／h，分别比前期完钻井提高73.33%和60.83%，平均提速67.08%。

2）井身质量得到良好控制。采用优快钻井工艺后，在提高钻速的同时确保了直井段井身质量。1 200 m以浅地层采用欠平衡钻井工艺，全角变化率普遍控制在2°／100 m以下，平均为1.18°／100 m，1 200 m之后由于地层出水、转换钻井液类型、地层垮塌等，全角变化率变化幅度稍大，但大部分井段控制在3.0°／100 m以下，平均为1.83°／100 m。进入斜井段后，施工的重点是加强井眼轨迹监控，以顺利中靶和减少全角变化率为主。HF203井采用常规MWD随钻测量工具和电子单（多）点测斜，通过调整钻具组合和钻进参数控制井眼轨迹，全角变化率普遍控制在5°／100 m以下。HJ203H井采用贝克休斯旋转导向系统，实时监测井眼轨迹，实现了A靶纵向偏差0.34 m，横向偏差0.04 m；B靶纵向偏差0.06 m，横向偏差1.88 m的精确控制效果。

3）获得了显著的经济效益。优快钻井试验井平均钻井周期为309 d，生产时间利用率为82.02%。相比前期实钻情况，钻井时间缩短408.5 d，缩短率为132.20%，非生产时间缩短近78 d。钻井日费、套管费用、钻头费用节约3 300万元以上。同时，在应对复杂情况、套管防磨等方面具有明显优越性。

5 结论

优快钻井配套技术经现场试验，满足目前川东北地区钻井的需要，可推广应用。针对飞三段和嘉二段的深井设计四开制井身结构，有利于提高钻井速度、节约钻井成本。陆相地层采用气体/泡沫钻井或垂直钻井在防斜打直的同时还实现了快速钻井。建议川东北地区陆相地层首选欠平衡钻井，大斜度定向井、水平井复杂井段宜采用旋转导向系统。

［1］刘伟，李丽.通南巴深井优快钻井技术［J］.石油矿场机械，2008，37（9）：78-82.

［2］吴建忠，李强，王波.川东北复杂深井井身结构优化研究［J］.天然气技术，2009，3（1）：51-53.

［3］何龙.川东北地区优快钻井配套技术［J］.钻采工艺，2008，31（4）：23-26.

［4］王希勇，蒋祖军，钟水清，等.川东北钻井新工艺应用与效果［J］.钻采工艺，2008，31（1）：125-127.

（编辑：周娟）

TE22

B

2095-1132（2011）02-0038-03

10.3969／j.issn.2095－1132.2011.02.011

2010－08－09

2011－02－28

∗本文系中国石化油田部项目“通南巴地区钻井完井测试及酸化配套技术研究”（编号：G1100-07-2S-0177）的部分成果。

刘伟（1981-），工程师，从事钻完井工程设计工作。E-mail：liuw1999@163.com