元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

蒲洪江　兰　凯　刘明国　母亚军（.西南油气公司，四川阆中　67400；.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳　45700；.中原石油工程有限公司西南钻井分公司，四川南充　6700）

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

蒲洪江1兰凯2刘明国2母亚军3
（1.西南油气公司，四川阆中637400；2.中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，河南濮阳457001；3.中原石油工程有限公司西南钻井分公司，四川南充637001）

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题，元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术，实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速；采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头，实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速；在水平段采用可调式抗高温螺杆，配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合，既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率，效果相当于旋转导向钻井工具；采用双效防磨技术，减少了套管磨损，保证了管柱密封性能。现场应用结果表明，元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m，创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录；钻井周期380 d，较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d，提速效果显著，为同类井的施工提供了较好的经验。

元坝气田；高含硫气藏；超深水平井；机械钻速；钻井技术

位于川东北巴中低缓构造带的元坝气田，是中国石化继普光气田之后在四川盆地发现的又一个大型海相高酸性气田［1］，探明天然气地质储量超过1 500亿m3。气田主力产层为上二叠系长兴组，平均埋深6 800 m，比普光气田深1 000 m左右［2］，最高地层压力70.6 MPa，地层温度160℃，平均H2S含量5.77%，平均CO2含量7.52%。目前已完钻15口超深产能建设井，其中水平井12口。元坝101-1H井水平位移1 107.63 m，创造了含硫气田完钻井最深纪录；通过应用多项新技术、新工艺，克服了陆相高压层，海相产层漏失严重，黏卡、超深定向等困难，该井在四开直井段使用1只Ø241.3 mmPDC钻头进尺1130.18 m、平均机械钻速4.13 m/h，创元坝工区同尺寸钻头单只进尺、机械钻速最高纪录；Ø241.3 mm井眼定向段总进尺335 m，平均机械钻速1.76 m/h，定向周期11.04 d，是元坝工区单趟定向钻进进尺最多，钻井周期最短的一口井。

1　钻井提速技术难点分析

元坝地区超深水平井依次钻遇以砂泥岩为主的白垩系-三叠系上三叠统陆相沉积层和以碳酸盐岩为主的中三叠统及以下海相沉积层［3］。地质资料和同区域内钻探实践表明，该地区存在多套相差悬殊的地层压力系统，最低地层压力系数小于1.25，最高可达到2.13［4］，同时井底温度可达160℃，压力可达150 MPa［5］。这种复杂的地质环境特征给元坝101-1H井安全快速钻井带来了诸多难题，主要表现为：

（1）陆相高研磨性硬地层钻井液钻井机械钻速低。气体钻井有效提高了元坝陆相地层可钻性差、钻速低的难题，其平均机械钻速是常规钻井液钻井的6.27倍［6］，但是目前元坝地区气体钻井平均应用深度在3 200 m左右。该井陆相地层厚度5 189 m，剩下近2 000 m陆相地层需采用钻井液钻进，依次钻遇上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组。完钻资料表明：沙溪庙组和千佛崖组砂泥岩互层发育，局部含砾石，井壁易失稳；自流井组和须家河组地层含砂砾岩成分以石英为主，抗压强度平均158 MPa，可钻性7级以上，内摩擦角平均40°，研磨性5～6级，属极硬、高研磨性地层［7］；下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组和须家河组平均机械钻速分别为1.14 m /h、0.94 m/h、0.72 m/h和0.57 m/h［3］，提速空间大。

（2）同一裸眼段内存在多套压力系统，井控风险高。按照设计，三开Ø314.1 mm井眼裸眼段长1 752 m，自流井、须家河组易钻遇高压裂缝性气层，地层压力系数可达2.19或更高，而沙溪庙组地层承压能力有限（压力系数小于1.25，且泥岩易浸泡掉块），高密度钻井液极易发生漏失而诱发井涌甚至井喷。四开井段内嘉陵江组顶部盐膏层发育、底部部分井钻遇高压盐水层，飞仙关组为低压气层（压力系数1.0左右），且存在气水同层，钻井施工难度大，井下复杂风险高。

（3）设计垂深接近7 000 m，井底温度超过150℃、井底压力超过140 MPa，对井眼轨迹控制工具和随钻测量仪器的耐温耐压性能提出严峻考验。普通螺杆钻具在高温条件下橡胶定子老化加速，使得螺杆工作寿命大幅缩短，增加起下钻次数，不利于提速。国产随钻测量仪器的工作温度不及国外的产品［8］，同时脉冲信号在长距离传输也使得信号衰减严重，仪器故障率显著增加。

（4）设计钻井周期较长，达434 d，斜井段跨度超过1 000 m，同时在Ø193.7 mm套管内使用Ø101.6 mm钻杆，环空间隙小，因此套管防磨需求突出。

2　酸性气藏超深水平井优快钻井技术对策

2.1延伸气体钻井深度

二开钻遇地层为剑门关、蓬莱镇、遂宁组、上沙溪庙组，砂泥岩软硬交错变化大，且胶结致密、硬度大，采用空气钻井来提高钻速。为控制井斜，采用Ø279.4 mm大尺寸钻铤塔式钻具组合和小钻压；为保护钻头和钻具的恶性振动，在钻具组合中加入双效减震器；配合SKH537CGK和SJT517GK钻头，平均机械钻速为8.18 m/h。受地层井壁稳定、空气压缩机排量等制约，元坝101-1H井空气钻井至3333.33 m后结束，创元坝工区Ø444.5 mm井眼空气钻钻达井深最深纪录。

2.2提高陆相致密硬地层钻速

2.2.1扭力冲击器+PDC钻井技术

PDC钻头在钻遇致密硬地层时，采用常规钻井工艺时因没有足够的破岩扭矩会产生钻头-钻柱系统的黏滑振动，使得钻头产生间歇性破岩过程，其强大的瞬时冲击极易造成钻头的损坏，从而严重影响钻井提速。黏滑振动分析表明：在钻井实践中，增大转速可避免外激振动频率小于钻柱固有频率；降低钻压则既可减少钻柱弯曲从而减轻钻柱与井壁摩擦、也可降低钻头与地层相互作用的破岩阻力，均有利于降低粘滑振动；但降低钻压虽有利于避免黏滑振动，但不利于提速，为实现钻井提速提效，以高频扭转冲击工具为代表的减振工具得到了试验应用［9-10］。

元坝101-1H井在上、下沙溪庙组泥岩和砂岩段使用阿特拉公司Torkbuster扭力冲击器配合PDC钻头，进尺275 m、纯钻时间82 h、平均机械钻速3.35 m/h，提速效果显著。

2.2.2直螺杆+PDC钻井技术

钻至3 688 m之后，由于钻头泥包严重，无法继续使用扭力冲击器+PDC提速，为此，探索了直螺杆+PDC钻井提速技术。钻具组合为：Ø314.1mmU513S钻头+Ø216 mm螺杆+Ø228.6 mm减震器+Ø228.6 mm钻铤+Ø310 mm扶正器+钻铤+Ø127 mm钻杆+Ø127 mmSS105钻杆+Ø139.7 mm钻杆。钻井参数：钻井液密度1.47～1.63 g/cm3，钻压 160～180 kN，转盘转速50 r/min，排量40 L/s。钻进井段：3 783.61～3 943.37 m，地层：下沙溪庙组，岩性：泥岩、细砂岩、泥质粉砂岩。

元坝101-1H井在下沙溪庙组应用该技术，单只钻头进尺159.76 m，纯钻时间66.67 h，机械钻速2.4 m/h，比牙轮钻头机械钻速提高2倍，略低于扭力冲击器，但成本优势更突出，开创了元坝陆相提速新思路。

2.3等壁厚螺杆+PDC复合钻井提高海相直井段钻速

元坝地区海相碳酸盐岩地层抗钻特性试验表明，虽然海相地层岩石抗压强度值在145.7～259.1 MPa、可钻性级值为6.18～7.32，但是其研磨性指数为2.75～4.25、且地层均质；因此这种高强度低研磨均质地层适用于螺杆+PDC的复合钻井技术来提速。

参考邻井施工经验，元坝101-1H井在雷口坡组初始使用HJT537GK钻头时，机械钻速仅为0.73 m/h，表明在直井段采用该钻头是不适用的。随后改用Ø241.3mm EM1316 PDC钻头配合等壁厚直螺杆，单只进尺1 130.18 m，纯钻273.83 h，机械钻速4.13 m/h，创下单只钻头进尺最高、机械钻速最高2项纪录，较牙轮钻头配合常规钻井工艺提速4.66倍，较元坝103H采用贝克休斯HCD506ZX型PDC钻头配合普通直螺杆工艺的3.72 m/h机械钻速还高11%。

2.4提高斜井段轨迹控制效率

元坝103H井实践表明［5］，尽管旋转导向技术具有定向机械钻速高、摩阻小等优势，但也存在造斜能力弱、高温稳定性差、经济性差的缺点。因此，高温螺杆+MWD技术成为元坝地区超深水平井定向施工的首选。

根据底部钻具组合造斜能力计算结果图1并考虑降低摩阻、防止井下复杂，在四开增斜段选用1.25°Ø185 mm单弯螺杆和Ø238 mm近钻头稳定器，配合EM1316型PDC钻头，总进尺335 m，纯钻时间190.17 h，平均机械钻速1.76 m/h，创元坝工区单趟定向钻进进尺最多纪录，以及元坝工区海相水平井Ø241.3 mm井眼定向段钻井周期最短（11.04 d）新指标。

图1　四开增斜段不同螺杆弯角与稳定器尺寸的侧向力变化

在五开水平段，双稳定器钻具组合的井斜趋势角变化见表1，可以看出增大稳定器外径时有利于稳斜，在实钻中采用美国PASAINO型号为474k5690-可调式抗高温螺杆、配合Ø162 mm近钻头稳定器+Ø154 mm上稳定器的欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合，复合钻井比例高，除地质要求调整井斜段外全角变化率控制在1.25 （°）/30 m内，机械钻速达2.95 m/h，较元坝103H井水平段采用旋转导向钻井技术的1.68 m/h平均机械钻速［11］提高了75.6%。

表1　五开水平段不同稳定器尺寸的井斜趋势角变化

2.5套管防磨技术

根据实钻井眼轨迹、钻具组合和钻井液密度等数据，计算出钻柱侧向力分布情况如图2。为了保护套管，在每柱钻杆上加装1只TF156/193-NC非金属防磨接头，同时按比例陆续加入AFC7101减摩剂，采用双向减磨技术，有效缓解了套管磨损。

图2　元坝101-1H钻柱侧向力分布图

2.6提高钻井液润滑和防漏能力

为了降低超深水平井的施工复杂，要求钻井液具有较好的减阻能力，利于水平段钻井提速，减少储层浸泡时间、并最大限度地发挥钻机提升能力。因此，海相地层选用金属离子聚磺钻井液体系，确保井眼清洁、减阻防卡和防硫。

由于长兴组地层裂缝发育、地层压力系数仅为1.0～1.1，在实钻中钻井液密度控制在1.25～1.28，降低压差卡钻风险且保证井控安全。通过合理添加处理剂类型和加量，调整钻井液体系的动塑比不小于0.5 Pa/mPa·s、动切力控制在10～20 Pa，有效地提高了携岩和井眼净化能力。

3　结论与建议

（1） 采用扭力冲击器或直螺杆配合PDC钻头，可以实现元坝工区陆相上部致密砂岩硬地层有效提速。但是在陆相下部自流井组等井段提速空间依然存在。

（2） 采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头，可以实现元坝工区海相碳酸盐岩高强度低研磨均质地层直井段有效提速。

（3） 在五开水平段，通过合理设计欠尺寸双稳定器的外径，可以提高钻具的稳斜控制能力；配合抗高温螺杆钻具，可以实现超深水平井的轨迹高效控制，在元坝工区可以替代旋转导向工具。

（4） 在钻柱侧向力异常位置加装非金属防磨接头，并配合应用减摩剂，可以有效降低套管磨损，提高高含硫气藏套管柱密封完整性。

［1］郭彤楼.川东北元坝地区长兴组-飞仙关组台地边缘层序地层及其对储层的控制［J］.石油学报，2011，32（3）：387-394.

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［5］罗朝东，王旭东，龙开雄，等.元坝超深水平井钻井技术［J］.钻采工艺，2014，37（2）：31-35.

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［10］周祥林，张金成，张东清.TorkBuster扭力冲击器在元坝地区的试验应用［J］.钻采工艺，2012，35（2）：15-17.

［11］胡大梁，严焱诚，刘匡晓，等.超深水平井元坝103H井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（6）：14-17.

（修改稿收到日期2015-01-23）

〔编辑薛改珍〕

Fast drilling technology for ultra-deep horizontal Well 101-1H in Yuanba acidic gas reservoir

PU Hongjiang1, LAN Kai2, LIU Mingguo2, MU Yajun3
（1. SINOPEC Southwest Oil & Gas Company, Langzhong 637400, China; 2. Drilling Engineering & Technology Research Institute of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., SINOPEC, Puyang 457001, China; 3. Southwest Drilling Company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., SINOPEC, Nanchong 637001, China）

In line with the problems of low drilling rate in continental high pressure formations, severe fluid loss in marine pay zone and difficulty in geosteering in ultra-deep HTHP wells during drilling of ultra-deep horizontal wells into Yuanba sulfur-containing gas pools, the Yuanba 101-1H Well realized effective increase in drilling rate in hard land formation of tight sandstone, through extending the depth of gas drilling, using torque impactor and composite drilling technology of straight screw combined with PDC drilling bit; the use of equal-wall thickness straight screw together with EM1316 PDC drilling bit effectively increased the drilling rate in straight hole section in marine homogeneous formation of high strength and low abrasiveness. The use of adjustable high temperature screw in horizontal section, in conjunction with under-gauge double-stabilizer angle holding assembly, not only improved composite drilling rate, but aslo ensured the overall dogleg severity of the wellbore, equal to the rotary steering drilling tool in effectiveness. The doubleeffect wear-proof technique reduced the wear on casing and ensured the sealing performance of the string. The result of field application shows that the total depth of Yuanba 101-1H Well is 7 971 m and its vertical depth is 6 946.44 m, which is a new record in drilling and completion depth in ultra-deep horizontal wells with high sulfur content in Yuanba work area; the drilling cycle was 380 d, 54 d shorter than the designed cycle and 149.92 d shorter than the average drilling period of the previous development and appraisal horizontal wells; the increase in drilling rate was remarkable, providing favorable experiences for drilling of similar wells.

Yuanba; gas reservoir with high sulfur content; ultra-deep horizontal well; penetration rate; drilling technology

TE243文献识别码：A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0012 – 04

10.13639/j.odpt.2015.02.004

蒲洪江，1964年生。1987年毕业于西南石油学院钻井工程专业，获硕士学位，现主要从事元坝气田高酸性气藏钻完井工程技术及管理工作，高级工程师。电话：0817-6274915。E-mail：puhongjiang@163.com。

引用格式：蒲洪江，兰凯，刘明国，等.元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：12-15