元坝超深水平井钻井技术跟踪分析

2014-08-14罗朝东王旭东王大勇肖庆福

重庆科技学院学报（自然科学版） 2014年4期

罗朝东王旭东杨峰王大勇肖庆福

(中石化西南石油工程公司钻井工程研究院，四川德阳 618000)

川元坝地区主力气藏构造飞仙关和长兴组为灰色溶孔鲕粒白云岩、颗粒云岩、白云质灰岩组成，储层物性较好，裂缝发育，孔隙度高，适合采用水平井技术开发[1-6]。目的层垂深均超过6 500 m，钻井过程中存在以下主要技术难点：井底预计最高温度达到160 ℃，最高压力150 MPa,对定向仪器和工具的要求较苛刻，易导致定向仪器和工具提前失效；侧钻点深，地层硬度高，可钻性差，侧钻难度大；井深，摩阻大，工具面难以摆到位，钻压不能有效传递到钻头上；地质特征横向变化大，储层深度仍难以准确预测，实钻过程中需要多次调整靶点；高温高密度条件下钻井液高温稳定性、流变性、润滑性、井眼净化能力等调控难度大。

本次研究中，通过跟踪分析元坝103H井和元坝121H井，对比分析其应用效果，最终确定超深水平井钻井技术方案。

1 优选测量仪器和定向工具

1.1 仪器和工具选择

元坝地区超深水平井井底温度超过150 ℃，最大超过140 MPa，此条件对测斜仪器和定向工具要求极高。元坝地区超前期的深侧钻定向井应用的是“高温螺杆+MWD技术”。国外的高温螺杆和仪器在元坝超深侧钻井应用情况普遍较好，最大斜深达7 483 m，最大井斜达80.95°，最高温度达159 ℃，最高压力达155 MPa。而国内螺杆和仪器在温度超过150 ℃以后，使用寿命缩短，故障率增高，应用效果不佳。

通过调研国外先进技术，选用贝克休斯的旋转导向工具和威德福的“高温螺杆+MWD”组合技术。“高温螺杆+MWD”组合抗温指标为175 ℃，抗压指标为172.4 MPa；旋转导向工具抗温指标为175 ℃，抗压指标为206.85 MPa。

1.2 应用效果对比分析

旋转导向在元坝103H井，钻井操作共下入11趟，应用情况较好。在元坝121H井的导眼段钻入5趟，均出现设备故障，遂更换为“高温螺杆+MWD组合”完成导眼段钻井。下入最后两次直至完钻，进入水平段后黏附托压现象较为严重。

1.2.1 机械钻速分析

对比元坝121H第一次侧钻定向段与元坝103H定向段机械钻速，绘制图1所示曲线。

图1 定向段机械钻速对比

图2表明，定向钻进时元坝103 H旋转导向的机械钻速高于元坝121H第一次侧钻造斜段螺杆的机械钻速。这主要是因为，滑动定向时的钻头转速下降，由于托压的影响，定向效率降低。以元坝121H侧钻定向段7 099 m至7 187 m段为例，滑动时平均机械钻速为1.55 mh,复合时平均机械钻速为2.18 mh,滑动段长所占比例为整个段长的64%,钻进时间却占71.6%。

图2 旋转导向和螺杆滑动定向摩阻对比

1.2.2 摩阻扭矩分析

使用旋转导向钻井可以精确控制井斜角及方位角，导向装置的近钻头井斜测量单元距离钻头只有1.3 m，测量的及时性有利于提高井眼轨迹控制精度。旋转导向为连续稳定性造斜，钻出的井眼轨迹平滑，有效地降低了钻具摩阻和扭矩，提高了井下安全性。

从图2、图3中可以看出，旋转导向所钻井段的摩阻扭矩小于“高温螺杆+MWD”组合所钻井段。

图3 旋转导向和螺杆滑动扭矩对比

1.2.3 造斜能力分析

通常旋转导向系统在较硬地层的造斜率每30 m约为5°～ 6°，在较软地层可以达到7°～ 8°。比起旋转导向系统，螺杆钻具的侧向力相对较大，因而造斜效率更高。对应不同的螺杆弯曲角度，造斜率选择范围较广。

1.2.4 工作稳定性分析

运用旋转导向工具，在元坝103H井和121H井施工中共下入16趟。因仪器故障起钻12次，故障率高达75%，其中3趟钻入无进尺。在元坝121H井斜导眼段，连续出现5趟起钻仪器故障，平均有效钻进时间只有28.6 h，更换为“高温螺杆+MWD”组合后才保持继续钻进。

在元坝103H井和元坝121H井中，高温螺杆成功率为100%，单根螺杆最高循环时间为325.97 h，单纯钻井时间为244.79 h，进尺为503.6 m。在元坝121H井钻进中，第一次侧钻定向在水平段卡钻1次，此外施工过程中共下入25趟耐高温MWD，7趟出现MWD故障，其中6趟钻进时无进尺，仪器故障率为28%。

从图 4中可以看出，高温螺杆的成功率为100%，高温MWD的成功率为73%，而旋转导向的入井成功率只有25%，远低于高温MWD和高温螺杆，且旋转导向中高温MWD的稳定性也是最薄弱环节。

图4 设备下井成功率直方图

1.3 优选方案

由以上分析可知，旋转导向技术具有定向机械钻速高和摩阻扭矩小等优点，但也存在造斜能力较弱、高温工作稳定性差和经济适用性不强等缺点。“高温螺杆+ MWD”技术能基本满足元坝超深水平井定向施工的需要，在此推荐使用。国外高温螺杆动力强，稳定性好，使用时间长，可为首选，同时还可以试用国内改进的高温螺杆。提高MWD的高温稳定性是降低仪器故障率的关键，要进一步引进高温稳定性更好的MWD。

2 超深水平井轨迹控制技术分析

2.1 超深井侧钻技术

元坝超深水平井侧钻施工井段一般位于飞仙关组或者长兴组，可钻性极值为6 ～7，常规水泥塞可钻极值为2 ～ 3，差异较大，侧钻难度大。结合实钻情况和力学分析[7-8]，发现“弯接头+直螺杆”组合侧钻力强、造斜率高，适宜于该地区侧钻。优选推荐侧钻施工钻具组合为“牙轮钻头+直螺杆+2.5°～2.75°弯接头”。

为了提高侧钻成功率，应严格遵守以下技术要求:

(1)侧钻点应选在岩性比较稳定的可钻性较好的层段。

(2)选在斜导眼段的井斜或方位变化率比较大的位置侧钻。

(3)应尽量变方位稳斜或降斜侧钻。

(4)设计适当的井身剖面，使侧钻后的井段最短。

(5)保证水泥塞质量。水泥塞位置要打准，打水泥塞前必须根据测井资料做好地面试验，候凝时间应为48 h以上，侧钻点水泥塞承压能力需达到15 t。

(6)在侧钻点处造台肩时长 30～60 min，以该井段正常钻时的3 ～ 5倍控制钻时钻进。侧钻过程中,每0.5 m 取一次砂样 ,并测定出岩屑含量。岩屑含量达90% 以上时,可逐渐提高钻速,直至正常加压钻进。

(7)要求送钻均匀,操作平稳,严防溜钻。

2.2 造斜段轨迹控制技术

在施工前，根据设计的造斜率，要先选择好螺杆型号和弯度。如果是首次在该区块或地层施工，可以先用造斜率预测理论进行分析。目前比较成熟的理论主要有3种，包括三点定圆法、平衡曲率法和极限曲率法。在实际钻进过程中，受钻井参数、地层和工具面等参数的影响，实钻轨迹和设计轨迹存在偏差。这时必须根据测斜数据核算工具的实际造斜率以及预测井底的位置参数和矢量参数，做出待钻轨迹设计，再对当前造斜工具和技术方案进行评价和决策，以确定是否需要调整操作参数(钻压、工具面、定向复合状态转换等)，选择起钻时机[9]。

2.3 水平段迹控制技术

水平段控制是着陆进靶后在给定的靶体内钻出整个水平段的过程，技术上要求实钻轨迹不得穿出靶体之外。水平段控制的关键思想就是要“留有余地”。水平段控制的实钻井眼轨道在竖直平面中是一条上下起伏的波浪线，钻头位置距靶体上下边界的距离是控制的关键参数。特别需要注意的是，当判定钻头到达边界较近的某一位置，直至达到一个转折点时，然后才会按预想的要求发生变化，这种情况在增斜或降斜中都存在。如果不考虑这种滞后现象，很有可能在调整井段中出靶。对水平段的控制须留有余地，同时应分析计算这种滞后现象带来的增量，保证在转折点(极限位置)也不出靶，以便留出足够的进尺来确定调整时机，实施调控。

3 超深水平井钻井液技术分析

元坝103H井和121H井侧钻造斜段用的主钻井液体系均为金属离子聚磺防塌钻井液。水平段元坝103H井使用HTHPTERRA-MAX钻井液体系，元坝121H井使用金属离子聚磺混油防卡钻井液。就钻井液体系的滤失性、封堵性、润滑性和储层保护性等而言， HTHPTERRA-MAX钻井液体系实钻效果优于金属离子聚磺混油防卡体系，但HTHPTERRA-MAX体系热敏性相对稍强。金属离子聚磺混油防卡体系在元坝区块深层段的应用较为成熟，且与多种类型的钻井液处理剂如聚合醇、硅醇、阳离子聚合物等都具有较好的兼容性，材料来源广泛、能满足喷、漏等应急和支援的需要。从成本和材料保障的角度来考虑，推荐采用金属离子聚磺混油防卡钻井液。

3.1 侧钻造斜段钻井液技术

3.1.1 体系、配方和处理添加剂

钻井液体系：金属离子聚磺防塌防卡钻井液。

基本配方：上部井浆+(0.3%～0.5%)MMAP+4%SMP-2+(2%～3%)SMC+3%SMT+4%SPNH+2%RH220+(1%～3%)SF15W-40+(2%～3%)FT-342+0.2%SP-80+(2%～3%)超细活化石墨粉+(3%～4%)LF-1+重晶石。

处理添加剂：FA-367、K-PAM、烧碱、纯碱、SMC、除硫剂、堵漏剂、非渗透抗压处理剂KSY等。

3.1.2 技术措施

在造斜点前50 m附近，加入足量的液体润滑剂RH220，提高井浆润滑性能，降低井内摩阻。钻进过程中，根据钻井液的实际消耗情况及钻井液性能的变化，及时补充抗温抗盐类处理剂，保证处理剂的含量。

强化钻井液的防漏措施，并预先做好防漏、堵漏工作。该井段井温较高，应提高钻井液的抗温能力，同时做好高压气藏的防范工作。

在局部高渗地层中，钻井液易形成虚厚泥饼并导致井眼缩径卡钻和黏附卡钻。针对局部高渗地层，在钻井过程采取高润滑性堵漏浆进行承压堵漏，堵漏配方中选择2 mm以内的堵漏材料，以细颗粒材料为主。堵漏施工中，使用高承压、间歇关挤堵，以有效提高地层承压能力，消除阻卡隐患。

3.2 水平段钻井液技术

3.2.1 体系、配方和处理添加剂

钻井液体系：金属离子聚磺混油防卡钻井液。

基本配方：上部钻井液+3%FT-342+(2%～4%)QS-2+(2%～4%)SMP-2+(3%～4%)SMC+(1%～2%)SMT+(2%～3%)SPNH+(3%～8%)R高效润滑剂+(1%～3%)RH102+(0.3%～1%)乳化剂+(5%～10%)原油+重晶石。

处理添加剂：FA-367、K-PAM、烧碱、纯碱、除硫剂、堵漏剂、非渗透抗压处理剂KSY等。

3.2.2 技术措施

钻井液按要求加入的原油、OP-10、SP-80转换为聚磺混油钻井液，根据室内实验确定复合乳化剂的最佳种类及加量。

根据实际情况调节处理剂含量，使井浆具较强的抑制防塌能力、失水造壁性和润滑性。制定好混油时恢复密度和稳定性能的处理措施，避免钻井液密度和性能的大幅度波动。润滑剂RH220和防塌剂加量至设计上限值，可加大RH102极压润滑剂和高效减阻抗磨剂的用量。混油后，尽可能使用细目振动筛网，开动除砂器净化钻井液固相。

加强监测，在钻遇含H2S气层前，提高pH 值，并调整钻井液密度直至压稳地层流体同时加入除硫剂，确保钻井液中H2S含量不高于50 mgm3。

观察岩屑返出情况，利用机械和水力防止和清除岩屑床。储层段主要通过提高钻井液抑制性和封堵剂提高钻井液的防塌抑制性，维持井壁稳定。

现场随时检测含油量，补充已消耗的原油和乳化剂。加强溢流检测，定时观察和记录液面变化。