元坝103-1H井超深井钻井配套技术

2016-12-19孙晓波

石油地质与工程 2016年6期

关键词：起钻机械钻速井段

孙晓波

(中国石化胜利石油工程有限公司西南分公司，四川德阳 618000)

元坝103-1H井超深井钻井配套技术

孙晓波

(中国石化胜利石油工程有限公司西南分公司，四川德阳 618000)

四川元坝地区天然气资源丰富，但储层埋藏深、岩石硬度大、岩石可钻性差，导致机械钻速低、钻井周期长，制约了该区块的开发进度。为此元坝103-1H井优选现有提速方法，采用新钻井技术：一开泡沫钻配合干法固井；二开空气钻提前转为泥浆钻的条件下优选钻头，为该区块二开安全、快速钻井开辟了新思路；三开采用"NEW-DRILL+孕镶/PDC钻头"新技术，机械钻速是该区块同类井的2.30倍；四开采用“NEW-DRILL+ PDC钻头”新技术，为该项技术在φ241.3 mm井眼的首次应用；五开优化侧钻钻具组合、优选侧钻方向，一趟钻侧钻成功。该井钻井周期提前62.89天，提速提效效果显著，其配套钻井技术可为其他井提供借鉴。

元坝地区；元坝103-1H井；钻井技术；钻头选型

元坝地区超深海相井已初步形成一开泡沫钻井技术，二开空气钻井技术，三开控压钻井、涡轮复合钻井、高速螺杆复合钻井、扭力冲击发生器钻井技术，四开螺杆钻具复合钻井技术，五开螺杆钻具复合钻井技术、旋转导向钻井技术等一系列配套技术[1-6]，但针对每口井的具体情况采取更具体、合理的提速提效手段仍是需要解决的问题，文中对目前较为普遍的做法不再详细说明，重点对元坝103-1H井钻井施工中采取的不同做法进行阐述。

1 元坝103-1H井概况

元坝103-1H井是中国石化西南油气分公司部署在四川盆地川东北巴中低缓构造元坝区块长兴组②号礁带的一口开发井，设计井深7 729 m，完钻井深7 508 m，井身结构为川东北元坝地区比较成熟的五开制结构。钻遇地层自上而下为白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组，二叠系长兴组(未穿)。该井为超深水平井，钻遇地层多、年代老、可钻性差，钻井难度较大。

2 元坝103-1H井钻井配套技术

2.1 气体钻井技术

实施气体钻井时因其极低的井底压力，一方面降低了井眼周围岩石的塑性，继而使岩石的脆性增强，岩石本身的强度降低；另一方面消除了常规钻井液液柱压力对井底岩石的压持效应，有效避免了井底岩石的重复破碎，从而使机械钻速大大提高[7]。元坝地区陆相地层基本能够满足气体钻井的条件，因而气体钻井技术得以推广。

2.1.1 一开泡沫钻井技术

元坝103-1H井开导眼至井深32 m固井后，一开泡沫钻进至中完井深706 m，采取“穿鞋带帽”的方式干法固井。

2.1.2 二开空气钻井技术

(1)二开空气钻施工概况。元坝103-1H井二开设计井深3 102 m，为防斜打快，牙轮钻头扫完水泥塞钻进至井深762.03 m后(平均机械钻速10.19 m/h)，采用成都诺尔RKQC275-Ⅱ型空气锤方式钻进(排量175 m3/min、钻压20 kN、转速35 r/min)，钻进井段7 62.03～1 443.23 m，平均机械钻速13.36 m/h。由于空气锤机械钻速降低，起钻检查空气锤，起钻至井深1 425.62 m悬重由100 t提高至140 t后逐渐降低然后恢复正常，起钻后空气锤泥包。由于空气锤不宜处理井下复杂情况，下入牙轮钻头，下钻至井深1 398.42 m遇阻10 t，划眼至井深1 406.41 m卡钻，处理卡钻事故过程中，被迫采用旋转喷淋的方式转换泥浆，空气钻结束。

(2)二开空气钻卡钻原因分析。元坝103-1H井卡钻前有三个现象：一是空气锤起钻前排砂口及取样器处岩屑并未监测到地层出水；二是起钻至井深1 425.62 m遇阻，起出的空气锤有明显的泥包现象；三是牙轮钻头下钻至井深1 398.42 m有明显的遇阻显示。

对以上三个相互矛盾的现象给予以下解释：起钻前的井深1 443.23 m附近地层未出水；出水井段应在起下钻遇阻的点，即1 425.62 m、1 398.42 m附近且出水量不大已顺利钻穿；之所以出现起钻过程中1 425.62 m遇阻而1 398.42 m及以上井段无显示，下钻时1 398.42 m遇阻的现象，是因为出水量不大的水层被穿过后随着水层能量的不断降低，空气对井壁的不断烘干和细小岩屑对井壁的不断封堵，出水井段的出水量将逐渐降低直至不再出水。

二开空气钻卡钻原因分析：在新钻穿的水层还未得到充分烘干及封堵的情况下起钻，导致其在整个起下钻过程中仍继续出水，进而造成了出水井段及以下井眼缩径、井壁不稳等一系列复杂情况，加之下钻划眼速度过快、井壁未完全烘干，最终导致了卡钻事故的发生。

(3)空气钻出水应对措施。该区块二开井段地层出水现象普遍存在，但出水量不大，还不具备转为泡沫钻井的条件。因此提出以下应对措施：①钻进过程中监测到地层出水，应降低机械钻速(或提起钻具循环)、增大空气排量，保证井底携岩、携水要求；②中途进行起下钻作业，起钻前应充分循环保证井底无沉砂同时尽量保证已钻穿的水层不再出水，下钻过程中有遇阻显示立即划眼，按钻进过程中地层出水的措施谨慎处理。

2.2 二开地层钻头选型技术

2.2.1 二开地层钻头选型的必要性

统计元坝区块2013-2015年完钻的15口同类型海相井的资料(表1)得出：15口井中，靠空气钻钻达设计井深的井4口，所占比例仅为26.67%；因空气钻未钻达设计井深而转化为常规泥浆钻的井6口，占统计井口数的40%；除元坝103-1H井外，泥浆钻机械钻速在0.26～0.41 m/h之间，平均机械钻速仅为0.31 m/h。因此，二开地层钻头选型技术非常有必要，尤其针对目前空气钻后期沉砂较多、接单根困难、卡钻风险大的实际情况，可适当提前结束空气钻，通过钻头优选技术转为常规泥浆钻钻进至中完井深。

2.2.2 元坝103-1H井二开钻头选型技术元坝103-1H井二开φ444.5 mm井眼空气钻钻进至井深1 443.23 m，与设计井深3 102 m相差1 658.77 m。为提高机械钻速、降低钻井成本，该井进行了一系列钻头选型(表2)，最终确定的MS1951钻头与二开地层适应性良好，在1 497.94～2 506.02 m、2 513.09～3 099 m井段机械钻速分别达到3.07 m/h、1.66 m/h，平均机械钻速2.34 m/h，是其他井泥浆钻机械钻速的7.55倍，且单趟钻最高进尺达1 008.08 m。该井虽被迫由空气钻转为常规泥浆钻进，但通过钻头选型技术同样达到了提速提效的目的。

表1 元坝区块2013-2015年完钻井二开施工情况

2.3 三开、四开“NEW-DRILL+孕镶/PDC钻头”复合钻井技术

元坝103-1H井三开、四开均采用“NEW-DRILL+孕镶/PDC钻头”复合钻井新技术。NEW-DRILL提速破岩工具是由动力钻具与转速钻压恒定器组成，其中转速钻压恒定器是区别于常规动力钻具的组件，也是NEW-DRILL的核心组件[8]。

表2 元坝103-1H井二开钻头选型情况

2.3.1 NEW-DRILL工具在三开井段的应用

元坝103-1H井三开φ314.1 mm井眼设计周期170天，应用NEW-DRILL提速工具，配合分段优选的钻头，科学的钻具组合节约钻井周期90.87天。三开实钻井段3 099 m～5 120 m，累计进尺2 021 m，纯钻时间1 156.16 h，平均机械钻速1.75 m/h，是元坝气田三开平均机械钻速的2.3倍。

该井常规牙轮钻具扫水泥塞完后继续钻进新地层22.75 m至井深3 121.75 m，保证提速工具全部进入裸眼段，固井附件彻底扫完并携带干净后起钻。运用NEW-DRILL提速工具10趟钻、10只钻头(其中7只PDC钻头、1只孕镶PDC钻头、2只孕镶钻头，同类井该井段钻头使用数量在20只以上)打完3 121.75～5 120 m井段，累计进尺1 998.25 m，纯钻时间1 112.33 h，平均机械钻速1.80 m/h。其中上沙溪庙组平均机械钻速8.51 m/h，雷口坡组四段、三段地层平均机械钻速4.32 m/h，均创下该区块分地层统计最高机械钻速纪录(表3)。

表3 NEW-DRILL提速工具在元坝103-1H井三开分地层机械钻速

(1)分段优选的钻头。在NEW-DRILL使用过程中，根据该区块地层的可钻性级值，结合不同地层的岩性及研磨性，分段优选钻头(表4)，以便充分地发挥NEW-DRILL的作用。

(2)科学的钻具组合。在可钻性较好、地层相对较软的上沙溪庙组、下沙溪庙组及千佛崖组地层，将NEW-DRILL调至0.78°采用防斜单弯螺杆钻具组合[9]，有效保证了在不损失机械钻速前提下的防斜打直(三开最大井斜0.71°/3 665 m)。上部地层钻具组合为：φ314.1 mmPDC+φ203.2 mm 0.78°NEW-DRILL+631×730配合接头+731×730钻具止回阀+φ228.6 mm钻铤×2根+φ311mm钻具扶正器+φ228.6 mm钻铤×3根+731×630配合接头+φ203.2 mm钻铤×6根+曲性长轴+φ203.2mm随钻震击器+631×520配合接头+φ139.7 mm钻杆(期间加φ212 mm防磨接头5只)，下部地层为无弯度NEW-DRILL。

表4 三开配合NEW-DRILL提速工具钻头选型情况

2.3.2 NEW-DRILL工具在四开井段的应用

元坝103-1H井四开实钻井段5 120～6 805 m，平均机械钻速2.31 m/h。四开井段用牙轮钻头扫完水泥塞后继续钻进新地层20 m至5 140 m起钻。NEW-DRILL累计使用8趟钻：第一趟钻未使用该地区φ241.3 mm井眼相对成熟的φ197 mm直螺杆而使用φ172 mm0.78°NEW-DRILL的单弯螺杆钻具防斜技术，实钻过程中虽然采取了吊打措施，但井斜仍然呈上升趋势(井深5 295 m时井斜角为1.32°，吊打至井深5 403.26 m井斜角持续上涨至4.13°)。第二、第三趟钻分别下入φ203mm 1.15°NEW-DRILL，φ185 mm1.25°NEW-DRILL，主要任务均为纠斜，以滑动钻进为主，大大牺牲了机械钻速。后续五趟钻NEW-DRILL正常使用。

2.4 五开小井眼超深硬地层侧钻技术

元坝103-1H井五开设计井深7 729 m，钻进至井深7 410 m因未钻遇良好油气显示填井侧钻，侧钻点6 842 m，钻进至井深7 508 m完钻。该井优化侧钻钻具组合、优选侧钻方向、细化现场操作，侧钻第一趟钻钻进井段6 842～6 856.10 m，现场砂样新地层岩屑所占比例95%以上，侧钻一次成功。

(1)优化钻具组合。首先，相同弯度的弯螺杆较“直螺杆+弯接头”的造斜能力更强，但弯螺杆的肘点距钻头近，侧向力的反作用力更容易破坏最初形成的较薄的夹壁墙，使钻头重新滑入老井眼；其次，超深小井眼侧钻钻具刚性弱，选用牙轮钻头扭矩相对稳定，相比PDC钻头更易摆工具面，且牙轮钻头的造斜能力优于PDC钻头；再次，五开φ165.1 mm井眼，可供选择的螺杆尺寸有φ121 mm、φ127 mm等，为增大侧向力优选φ127 mm螺杆。基于以上因素，元坝103-1H井侧钻期间选用“φ165.1 mm牙轮钻头+φ127 mm直螺杆+2°弯接头+止回阀+定向接头+φ120 mm无磁钻铤+限流接头+311×4A20配合接头+φ101.6 mm钻杆×45根+φ101.6 mm加重钻杆×42根+φ121 mm随钻震击器1套+φ101.6 mm加重钻杆×2根+旁通阀+φ101.6 mm加重钻杆×6根+φ101.6 mm钻杆+4A21×520配合接头+φ139.7 mm钻杆(期间加φ151 mm铝铜防磨接头14只)”的钻具组合。

(2)优选侧钻方向。该井原设计侧钻点选择在6 835 m，该点井斜角75.70°、方位角110.07°、垂深6 697.62 m，打水泥塞后实探水泥塞位置6 842 m，将侧钻点选在该点。由图1可知原井眼在侧钻点附近呈増斜，方位基本稳定的趋势，为增加钻具的造斜能力，使新老井眼尽快分离，侧钻井眼初始段采取降斜、降方位钻进，侧钻成功后再按设计轨迹调整。