元坝地区超深高酸性气田钻井提速技术

郭元恒+何世明+赵转玲+曾桂元+刘忠飞

摘要： 元坝气田是国内埋藏最深的海相大气田，其存在气藏埋藏深、酸性气体含量高、压力层系多、地层岩性复杂等世界级钻井技术难点。文章在对元坝超深高酸性气田钻井技术难点分析的基础上，介绍了井身结构优化技术、空气钻井技术、扭力冲击器钻井技术等关键提速技术和钻井液性能维护、套管防磨、井控等安全管理措施及其应用效果，最后给出了元坝地区超深高酸性气田的钻井提速技术系列。

Abstract： Yuanba gas field is the largest marine gas field in our country， however there are many drilling difficulties in this region， such as its gas reservoir is very deep， acid gas content is high， formation pressure and lithology is complex and so on. This paper focuses on introducing the key drilling technology to increase drilling speed and their application on the basis of analysis for the drilling difficulties for Yuanba region， such as optimization technology for well structure， air drilling technology， torque impactor drilling technology， maintenance of drilling fluid properties， decrease casing wear technology and well-control. Finally this paper proposes a series of increasing drilling speed technology.

关键词： 元坝气田；超深高酸性；钻井提速

Key words： Yuanba gas field；ultra deep and high acid gas；drilling speed increasing

中图分类号：TE245 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）15-0001-03

0 引言

元坝气田位于四川省广元、南充、巴中境内，第一期探明天然气地质储量1592.53亿立方米，气藏平均埋深6673米，较其他气田平均深度要深1000～2000米，是迄今为止国内埋藏最深的海相大气田。然而，该气田地质构造复杂、气藏埋藏深且高含H2S和CO2酸性气体，给气田的超深水平井及大斜度定向井的钻井施工带来了一系列工程技术及安全难题。元坝气田以高科技战胜高难度，配套应用了超深高酸性气田钻井技术，在第一期产能建设井的钻井过程中取得了丰硕的成果。产能建设井所配套应用的超深高酸性气田钻井技术系列，为元坝气田的高效勘探、开发做出了极其重要的贡献，为我国超深高酸性气田的钻井整体技术达到世界级先进水平奠定了基础。

1 地质特征及钻井技术难点

元坝地区构造平缓，褶皱轻微，发育一些小规模、低幅度构造，整体表现为向NE倾斜的单斜构造。该地区钻遇地层自上而下依次为白垩系，三叠系，二叠系，石炭系，志留系。其中剑门关组至须家河组地层为陆相沉积，岩性以砂、泥质岩性为主；二叠系雷口坡组及以下地层为海相沉积，岩性以碳酸盐岩为主。该地区勘探开发难度极大，钻井过程中存在“深、硬、斜、漏、喷、卡、毒”等世界级工程技术难题，具体表现在：①气藏超深，水平井、定向井施工难度大。②酸性气体含量高、钻井风险大。③存在多套压力层系且地层压力预测难度大，地层漏失严重。④地层岩性复杂，钻井提速困难。

2 提速技术

元坝气田针对区块存在的钻井难点在第一期产能建设井的钻井过程中大量采用新技术新工艺，从科技提速、安全提速、管理提速三方面提高元坝气田产能建设井的钻井速度。

2.1 科技提速

2.1.1 井身结构优化技术 科学合理的井身结构是能以尽可能少的套管程序封隔地层必封点，并采用合理的井眼尺寸以避免钻井复杂事故，提高钻井速度，有效保护油气层的井身结构。元坝地区第一期产能建设井均采用五开制井身结构，其示意图如图1所示。

该井身结构一开采用Ф660.4mm钻头开孔，泡沫钻井至井深500～700m左右，下入Ф508.0mm套管，封隔上部剑门关组、蓬莱镇组易漏、易坍塌及浅部水层；二开采用Ф444.5mm钻头，采用气体钻井钻至上沙溪庙底部垮塌层，下入Ф346.1mm套管，封隔上部易塌、易漏地层；三开采用Ф314.1mm钻头钻进至雷三段60m左右，下入Ф273.1mm+Ф282.6mm复合套管，封隔雷四顶部气层以上高压地层；四开采用Ф241.3mm钻头钻进长兴组5m左右，先悬挂Ф193.7mm+Ф203.1mm复合套管固井，封隔长兴组顶部以浅地层，并在嘉四和嘉五地层选用厚壁套管，再回接Ф193.7mm油层套管；五开采用Ф165.1mm钻头，使用低密度钻井液钻至目的层，采用衬管完井，再回接Ф193.7mm油层套管固井。在井身结构确定的基础上，元坝气田在套管的选材上实现了系列化、程序化、标准化，具体选材标准见表1。

元坝气田在套管的选材上主要注重了套管的防硫特性以及气密封性。另外，在盐岩地层段增加了套管的壁厚，以提高套管的抗外挤强度。元坝气田采用此井身结构，合理封隔住了各地层的必封点和压力系数差别较大的地层，不仅利于科技钻井提速技术的连续应用，也为减少复杂情况和保护储层提供了保障。endprint

2.1.2 气体钻井技术 气体钻井技术具有提高机械钻速、延长钻头寿命、防止井漏井斜、降低钻井综合成本的技术优势，对于元坝气田的钻井提速来说极具针对性。元坝气田11口第一期产能建设井在一开和二开均应用了气体钻井技术，累计钻进进尺34876.04m，累计使用钻头37只，纯钻时间3856.93h，平均单只钻头进尺942.60米/只，平均机械钻速9.04m/h；平均每口井用时28.20天，平均日进尺112.43米。气体钻井有效解决了元坝气田陆相地层岩石可钻性差、机械钻速低的难题，其平均机械钻速是常规泥浆钻井方式机械钻速的6.27倍，对整个气田的钻井提速具有重要意义。

2.1.3 高速涡轮钻进技术 元坝气田千佛崖底至须家河组地层，砾石含量高，岩石坚硬，研磨性强，使用常规方式钻进，平均机械钻速只有0.76m/h，单只钻头平均进尺仅60m。元坝气田5口产能建设井使用了涡轮+孕镶金刚石钻头钻井技术，其平均机械钻速达到1.45m/h，平均单只钻头进尺达到225.79m，累计进尺3386.86m，累计工作时间（除去异常情况处理时间）118.55天，纯钻进时间97.25天。若使用常规钻井技术，同样钻进3386.86m，累计工作时间需265.84天，纯钻进时间为185.68天。因此，使用高速涡轮+孕镶金刚石钻头技术，有效提高了元坝气田钻井的机械钻速和行程钻速。

2.1.4 扭力冲击器钻进技术 扭力冲击器能将钻井液的流体能量转换成高频、均匀稳定的扭向机械冲击能量并直接传递给PDC钻头实现瞬时破岩。这种破岩方式使得PDC钻头在转盘提供的扭力和扭力发生器提供的扭向冲击力的共同作用下消除“卡-滑”现象，可连续切削地层，能大幅度提高机械钻速，延长钻柱寿命。元坝气田的沙溪庙组底部至自流井组顶部地层岩石可钻性差，研磨性强，使用常规钻井技术的平均机械钻速仅为1.44m/h，单只钻头平均进尺仅114m。元坝气田在2口产能建设井中使用扭力发生器钻进技术后，平均机械钻速达到3.05m/h，单只钻头平均进尺达到257.37米，其机械钻速和行程钻速都得到了大幅度提高。

2.1.5 干法固井技术 干法固井技术是指气体钻井结束后直接下套管固井，不转换钻井液程序的固井技术，可节省施工时间，避免转换钻井液时可能发生的井漏、井壁失稳等复杂情况。元坝气田11口产能建设井在一开表层套管固井中，全部应用了干法固井技术，一开中完时间平均为8.94天，较没有采用干法固井技术的先期开发井一开中完时间减少了17.09天。统计计算表明，若除去其它因素延长的固井时间，干法固井技术较常规固井技术可节约8天的固井时间。

2.2 安全提速 元坝气田在科技提速的基础上针对超深高酸性气田的特性，不仅从人身和地面设备安全上加强了监管，加强技术检查、督察力度；严格审核钻井工程设计和方案，从源头上保障安全施工；完善和落实应急预案，有效处理突发情况；现场监督，对重点井、复杂井、关键环节实行重点监控，对随时可能出现的井下复杂情况及时判断，果断处理，杜绝和避免重大钻井故障发生，从整体上提高了生产的安全性和时效性。

2.2.1 钻井液性能维护 在超深高酸性气田的钻井过程中，对钻井液性能的维护主要就是保持钻井液PH值的稳定和避免溢流、井漏等复杂情况的发生。元坝气田在钻海相地层的钻井过程中常常通过添加除硫剂碱式碳酸锌或海绵铁以保证钻井液PH值不低于11，同时调整钻井液密度以压稳地层流体，确保钻井液中H2S含量不高于50mg/m3，但也注意了钻井液的漏失问题，钻井过程中对易漏失地层做出了及时的判断，并在钻井液中加入适量的随钻堵漏剂，以便及时堵住易漏地层。

2.2.2 井控技术 对高酸性气田而言，井控技术的关键在于防止H2S从地层或井筒中溢出。元坝气田首先在合理井身结构设计的基础上，加强了气层压力及其物理性质的预测，重点监测与处理溢流、又漏又喷等复杂情况；其次在井控装置的组合形式上采用了“环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板”的组合方式，保证了井控装置能够同时拥有2个半封闸板，1个全封闸板和1个剪切闸板；最后在井控设备的选材上做了严格要求，对金属材料和非金属材料的防硫特性均按照行业标准进行。

2.2.3 套管防磨技术 超深高酸性气田的钻井过程中，套管的防磨、防腐蚀是一个应高度重视的问题。元坝气田在防磨防腐方面除采用了钻杆保护器、减磨接头、钻杆接头耐磨带等常用技术措施外[7]，主要在钻井工程设计和施工方面做了相应的工作，以防磨损与腐蚀的交互作用。如在套管选材上注重了套管的抗硫、抗挤性能；在钻进过程中严格控制井身质量，直井段采用了轻压吊打等防斜打直技术，斜井段控制全角变化率，减少套管与钻杆的接触面积和接触应力，不同井段采取钻具上加防磨接头等措施；优选钻井液体系，增强钻井液的润滑性能。

元坝气田实施安全提速后，11口产能建设井累计发生各类钻井故障14次，损失钻井时间134.30天，其故障时效2.75%，复杂时效1.62%，万米故障发生次数1.68次/万米，故障损失时间16.12天/万米，分别较前期评价井减少了3.36个百分点、2.53个百分点、0.31次/万米、30.36天/万米，使得产能建设井在提速的同时更达到了提效的目的。

2.3 管理提速 元坝气田在第一期产能建设井的钻井过程中除重视井下复杂情况的预防，保证人身、设备安全外，更是从健全工程技术管理机构、建立元坝地区技术管理机制、完善技术支撑体系、改善钻井监管体系、强化精细管理等方面来提高整体钻井速度和钻井效益。元坝气田实施管理提速后减少了非生产时间的耽搁，使各个钻井环节更加紧凑，避免了如停工待料等类似不必要时间的浪费，在整个工区内形成了“一体化”的管理模式，整体上提高了生产时效，使得整个钻井作业高效运行，降低了钻井成本。元坝气田10口已完井的产能建设井生产时效达到了93.24%，较提速前探井和开发评价井分别提高了12.5和10.43个百分点；纯钻时间达到了36.59%，较提速前探井和开发评价井分别提高了3.13和5.72个百分点，管理提速效果明显。endprint

3 应用效果分析

元坝气田在清楚认识超深高酸性气田钻井难点的基础上，结合具有针对性的钻井技术措施，形成了元坝气田超深高酸性配套钻井提速技术系列，见表2所示。

元坝气田应用该钻井提速技术系列，在元坝气田产能建设井的钻井过程中取得了显著的提速效果，具体指标见表3。

从整体上看，已完井的10口井的平均完钻井深7595.12米、平均钻井周期391.15天、平均机械钻速2m/h、平均建井周期458.56天，与元坝地区平均井深7534.7米的评价井相比，其钻井周期缩短了138.77天，平均机械钻速提高了0.17m/h，建井周期缩短了142.31天，提速效果明显。生产时效及纯钻时效较前期评价井有大幅度提高，复杂时效及故障时效有明显降低，提效显著。另外，元坝气田经提速后多口井创造了优胜指标，如元坝205-1井完钻井深7116米，钻井周期326.77天，建井周期384.79天，创川东北地区海相大斜度井最短钻井周期和建井周期纪录；元坝101-1H井四开钻井周期和建井周期分别为34.25天、57.54天，均创元坝地区水平井四开作业的最高纪录。

4 结论与认识

①元坝气田存在井深、酸性气体含量高、井底温度高、压力层系多、地层岩性复杂等世界技术难题，致使井身结构设计、井控工作及井眼轨迹控制难度大，给元坝气田水平井、定向井的钻井施工带来了较大的困难。

②元坝气田从科技提速、安全提速、管理提速三方面着手，确定了适用性较强的五开井身结构、套管选材标准以及钻井提速配套技术系列，为超深高酸性气田的开发积累了成功经验。

③目前元坝气田虽取得了较好的提速效果，但还有改进的空间，如拓展扭力发生器和干法固井的应用深度；增大现行三开井身结构Ф282.6mm套管的环空间隙；加强井眼轨迹控制精度；加大对国产旋转导向钻井技术的应用，以降低成本。

④元坝气田钻井施工过程中不可预见因素多，安全施工和井控风险大，应加强地层压力预测、井控溢流机理基础研究以及超深高酸性水平井、定向井钻井技术研究，为超深高酸性气田的钻井施工提供理论支撑与技术保障。

参考文献：

[1]沈琛.川东北超深高酸性气田勘探开发工程技术[J].中国工程科学，2010，12（10）：29-34.

[2]董明键.元坝124井超深井钻井提速配套技术[J].石油钻探技术，2011，39（6）：23-26.

[3]郭元恒，何世明，刘忠飞等.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策[J].石油钻采工艺，2013，35（1）：14-18.endprint

3 应用效果分析

元坝气田在清楚认识超深高酸性气田钻井难点的基础上，结合具有针对性的钻井技术措施，形成了元坝气田超深高酸性配套钻井提速技术系列，见表2所示。

元坝气田应用该钻井提速技术系列，在元坝气田产能建设井的钻井过程中取得了显著的提速效果，具体指标见表3。

从整体上看，已完井的10口井的平均完钻井深7595.12米、平均钻井周期391.15天、平均机械钻速2m/h、平均建井周期458.56天，与元坝地区平均井深7534.7米的评价井相比，其钻井周期缩短了138.77天，平均机械钻速提高了0.17m/h，建井周期缩短了142.31天，提速效果明显。生产时效及纯钻时效较前期评价井有大幅度提高，复杂时效及故障时效有明显降低，提效显著。另外，元坝气田经提速后多口井创造了优胜指标，如元坝205-1井完钻井深7116米，钻井周期326.77天，建井周期384.79天，创川东北地区海相大斜度井最短钻井周期和建井周期纪录；元坝101-1H井四开钻井周期和建井周期分别为34.25天、57.54天，均创元坝地区水平井四开作业的最高纪录。

4 结论与认识

①元坝气田存在井深、酸性气体含量高、井底温度高、压力层系多、地层岩性复杂等世界技术难题，致使井身结构设计、井控工作及井眼轨迹控制难度大，给元坝气田水平井、定向井的钻井施工带来了较大的困难。

②元坝气田从科技提速、安全提速、管理提速三方面着手，确定了适用性较强的五开井身结构、套管选材标准以及钻井提速配套技术系列，为超深高酸性气田的开发积累了成功经验。

③目前元坝气田虽取得了较好的提速效果，但还有改进的空间，如拓展扭力发生器和干法固井的应用深度；增大现行三开井身结构Ф282.6mm套管的环空间隙；加强井眼轨迹控制精度；加大对国产旋转导向钻井技术的应用，以降低成本。

④元坝气田钻井施工过程中不可预见因素多，安全施工和井控风险大，应加强地层压力预测、井控溢流机理基础研究以及超深高酸性水平井、定向井钻井技术研究，为超深高酸性气田的钻井施工提供理论支撑与技术保障。

参考文献：

[1]沈琛.川东北超深高酸性气田勘探开发工程技术[J].中国工程科学，2010，12（10）：29-34.

[2]董明键.元坝124井超深井钻井提速配套技术[J].石油钻探技术，2011，39（6）：23-26.

[3]郭元恒，何世明，刘忠飞等.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策[J].石油钻采工艺，2013，35（1）：14-18.endprint

3 应用效果分析

元坝气田在清楚认识超深高酸性气田钻井难点的基础上，结合具有针对性的钻井技术措施，形成了元坝气田超深高酸性配套钻井提速技术系列，见表2所示。

元坝气田应用该钻井提速技术系列，在元坝气田产能建设井的钻井过程中取得了显著的提速效果，具体指标见表3。

从整体上看，已完井的10口井的平均完钻井深7595.12米、平均钻井周期391.15天、平均机械钻速2m/h、平均建井周期458.56天，与元坝地区平均井深7534.7米的评价井相比，其钻井周期缩短了138.77天，平均机械钻速提高了0.17m/h，建井周期缩短了142.31天，提速效果明显。生产时效及纯钻时效较前期评价井有大幅度提高，复杂时效及故障时效有明显降低，提效显著。另外，元坝气田经提速后多口井创造了优胜指标，如元坝205-1井完钻井深7116米，钻井周期326.77天，建井周期384.79天，创川东北地区海相大斜度井最短钻井周期和建井周期纪录；元坝101-1H井四开钻井周期和建井周期分别为34.25天、57.54天，均创元坝地区水平井四开作业的最高纪录。

4 结论与认识

①元坝气田存在井深、酸性气体含量高、井底温度高、压力层系多、地层岩性复杂等世界技术难题，致使井身结构设计、井控工作及井眼轨迹控制难度大，给元坝气田水平井、定向井的钻井施工带来了较大的困难。

②元坝气田从科技提速、安全提速、管理提速三方面着手，确定了适用性较强的五开井身结构、套管选材标准以及钻井提速配套技术系列，为超深高酸性气田的开发积累了成功经验。

③目前元坝气田虽取得了较好的提速效果，但还有改进的空间，如拓展扭力发生器和干法固井的应用深度；增大现行三开井身结构Ф282.6mm套管的环空间隙；加强井眼轨迹控制精度；加大对国产旋转导向钻井技术的应用，以降低成本。

④元坝气田钻井施工过程中不可预见因素多，安全施工和井控风险大，应加强地层压力预测、井控溢流机理基础研究以及超深高酸性水平井、定向井钻井技术研究，为超深高酸性气田的钻井施工提供理论支撑与技术保障。

参考文献：

[1]沈琛.川东北超深高酸性气田勘探开发工程技术[J].中国工程科学，2010，12（10）：29-34.

[2]董明键.元坝124井超深井钻井提速配套技术[J].石油钻探技术，2011，39（6）：23-26.

[3]郭元恒，何世明，刘忠飞等.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策[J].石油钻采工艺，2013，35（1）：14-18.endprint