元坝区块超深长水平段水平井钻井关键技术

江 波

(中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院,四川德阳 618000)

元坝气田是国内首个大型生物礁超深高含硫化氢酸性天然气田,目的层长兴组埋藏垂直深度达7 000 m,单井气产量高[1]。长兴组生物礁气藏大多分布分散,飞仙关组地层分隔,互不相连。随着气田进一步稳产、提产、降本的需要,由过去的一口井钻单个生物礁气藏向一口井钻多个生物礁气藏开发模式转变,井更深,超8 400.00 m,水平段更长,达1 400 m,较前期完钻井平均水平段增长一倍左右。分析前期完钻井数据,钻井施工面临陆相珍珠冲段、须家河组高研磨地层难钻、钻井周期长、地层易漏等难点[2],采用一口井钻多个礁气藏超深长水平段水平井施工还面临超深井小井眼长水平段摩扭矩阻大,控制轨迹中多个礁体靶点难度大,为后期酸化改造提供通道的打孔衬管在长水平段裸眼中下入不到位风险高等难题。

为高效完成元坝超深长水平段水平井施工,在深入研究元坝区块地质工程特征基础上,开展了井身结构优化、提速钻井工具和工艺优配、钻井液性能优化、打孔衬管下入等关键技术的研究与实践,顺利完成了元坝区块第一超深水平井元坝102-5H一口井钻多礁施工,提速效果明显。

1 地质概况

元坝区块北为九龙山背斜构造带南端,南为川中低缓构造带,北东与通南巴背斜构造带相邻。地层基本为正常层序,由上至下分别为白垩系剑门关组、侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组和自流井组、上三叠统须家河组、中三叠统雷口坡组和下三叠统嘉陵江组、飞仙关组以及上二叠统长兴组。元坝区块长兴组气藏埋藏较深,储层岩性以(溶孔)晶粒白云岩、(溶孔)残余生屑(粒屑)晶粒白云岩为主,上段地层厚130～310 m,有效储层厚度30～75 m,下段地层厚度30～50 m,储层有效厚度为10～20 m。

元坝区块岩心实验测定结果表明,陆相岩石抗压强度较大,抗压强度大多测值都在100.00 MPa以上,最高达148.05 MPa,最低68.89 MPa,平均为113.00 MPa,岩石内聚力为13.48～71.77 MPa,平均为38.95 MPa;内摩擦角分布于26.65°～48.44°,平均为37.44°。海相岩石抗压强度测值都在100.00 MPa 以下,最高为84.21 MPa,最低50.17 MPa,平均为64.62 MPa,岩石内聚力为30.76～62.07 MPa,平均为42.98 MPa;内摩擦角为20.08°～31.16°,平均为26.62°。

实测资料显示,元坝区块沙溪庙组及以上地层气显示少,地层压力低;自流井组、须家河组地层为异常高压,压力梯度为1.7～2.0 MPa/100 m以上;嘉陵江组地层压力变化较大,在钻遇盐水层时,地层压力梯度可高达2.0 MPa/100 m以上;长兴组储层为常压,压力梯度为1.0～1.1 MPa/100 m。

2 钻井难点分析

结合元坝区块地质与工程实钻资料,以及在礁相和礁滩叠合部位采取一口井钻多礁气藏的需求,钻井主要面临以下难点:①长兴组生物礁地层以深灰色生屑灰岩和溶孔白云岩为主,地层渗透性较好,钻井过程易漏;②单井钻单礁体气藏施工井平均水平段长约710 m,部署实施一口井钻多礁井的水平段长度增加一倍以上,在超深φ165.10 mm小井眼、长水平段中控制轨迹多个礁相气藏靶体和轨迹延伸难度大;③超深长水平段打孔衬管下入难度大;④上部大尺寸套管下入易阻卡;⑤长兴组水平井钻井周期较长,钻井效率有待提高。

3 钻井关键技术

3.1 井身结构优化

元坝区块施工井设置四个必封点和采用五开制井身结构(表1),优化前数据基本满足钻井施工需求[3-4]。随着长兴组气藏天然气开采压力降低,采用一口井钻多礁气藏水平段超1 400 m井。考虑从井身结构上优化,防止长水平段施工压、高低压同层和防漏,减少裸眼段长度,降低施工难度。基于开采区长兴组地层压力较原始地层压力明显降低的认识,地层压力预测见表2。元坝102井区较原始的地压梯度1.02 MPa/100 m大幅度降低至0.66 MPa/100 m,减少最后一开次裸眼段长度,降低井底压差,预防井漏等考虑,优化四开必封点由原封至飞一段下部下移封进入长兴组顶部斜深约5 m,不揭开长兴组气层,用套管将上部高压层段隔开,实现储层专打。

表1 优化前和优化后五开制井身结构

为利于三开φ282.00 mm+φ273.10 mm+φ279.40 mm复合大尺寸套管下入,通过对井眼与套管尺寸匹配度和套管抗挤等分析,增大三开套管与井眼环空间隙,三开井眼尺寸由φ314.10 mm优化为φ320.68 mm,理论上井眼尺寸增大6.58 mm,与φ279.40 mm套管环空间隙由之前的17.35 mm增到20.64 mm,环空间隙增大18.96%。三开井眼尺寸增大后相应二开套管尺寸也随之变化,优选抗内压、抗外挤、抗拉性能均高于原φ346.10 mm的φ365.13 mm套管,其钢级为125 V、壁厚13.88 mm、通径332.60 mm。

上部二开φ444.50 mm大尺寸井眼空气钻井越深,携砂越困难,井壁附着岩屑越多,为减少二开空气钻井加单根循环划眼处理沉砂和中完转换钻井液下套管前处理附着在井壁上岩屑的时间,经计算在满足后续井段施工钻具抗拉前提下,二开必封点位置由沙溪庙组底部优化上调至沙溪庙组中部。优化后井身结构见表1。

3.2 轨迹设计与控制

上翘水平段轨迹相较于下倾水平段轨迹摩阻更大,不利于整体控制和管串下入。通过不断优化调整A靶点与B靶点在多个生物礁气藏中位置,尽可能设计水平段井斜角小于90°,下倾轨道,避免出现轨道大幅上翘段。轨道设计中优选利于控制和摩扭矩相对较小的长曲率半径“直-增-稳-增-平”五段制轨迹剖面,造斜点避开嘉陵江组高压气层、水层、盐膏层等,造斜段全角变化率以(12°～18°)/100 m为宜,若A靶点与B靶点连线与井口线偏差较大,扭方位应设计在上部小井斜段进行。因一井钻多个礁气藏水平段较长,靶点位于多个不同礁之间,为利于轨迹控制和多穿储层,在A靶点与B靶点之间设置控制点K,分段设计轨迹,控制点K到B靶点之间设计一段微调整井斜段,达到剩余井段以稳斜、稳方位钻至B靶点,该调整段全角变化率应不超过6°/100 m。采用Landmark软件设计,确保设计轨道平滑。表3为一井钻多礁相气藏井元坝102-5H轨道分段设计参数。

表3 元坝102-5H井轨道设计参数

旋转导向钻井是实现精确控制轨迹最有效的技术,因长兴组地层易漏和偶有掉块产生,在φ165.1 mm小井眼中使用旋导工具存在较高阻卡风险。调研表明,斯伦贝谢等旋转导向工具标称耐温为150 ℃,针对长兴组地层温度高达157 ℃,暂时没有能稳定工作抗该高温的小井眼旋转导向工具,只有MWD和螺杆钻具能达到[5]。长兴组目的层礁体地质空间展布清楚,储层厚度10 m以上,所以选用常规MWD+螺杆导向钻井进行轨迹控制。MWD优选耐温175 ℃、耐压约172 MPa的APS仪器。φ241.30 mm井眼造斜段选用外径185.00 mm、5头单弯螺杆,度数用造斜率相对较高的1.5°,螺杆底扶大小为236 mm,实现造斜起始段快速滑动增斜,当增斜趋势形成后,采取半根滑动半根复合钻增斜控制。为利于φ165.10 mm井眼快速调控增、降斜着陆中A靶点和大斜度段为钻头施加足够的扭矩,选用7头、弯度1.5°、底扶尺寸158 mm、外径127.00 mm单弯螺杆。中A靶点后选用7头、弯度1.25°、底扶尺寸148.00 mm、外径127.00 mm单弯螺杆,并在φ127.00 mm单弯螺杆之上加入φ148.00 mm欠尺寸扶正器,既能复合钻稳斜又能滑动钻微调控井斜。轨迹控制过程中实时根据地质导向钻井模型和预测地层延展方向,优化调整控制点K的位置,便于通过微调整钻井参数实现控制轨迹从一个礁钻到另一个礁,尽可能避免进入上部飞一段地层,实现轨迹有效控制。

3.3 高效破岩

基于长兴组以浅地层岩石可钻性剖面和已完钻井提速工艺的认识,结合地层岩性、井眼尺寸等,研选出针对各地层的破岩钻头与配套提速工艺[6]。沙溪庙组地层以浅井眼尺寸大,一开φ660.40 mm和二开φ444.50 mm井眼段分别采用成熟的泡沫与空气钻井工艺,破岩钻头分别选用强攻击SKG515CGK和金属密封、宽齿HJT537GK牙轮钻头。陆相自流井组东岳庙段、珍珠冲段含砾,须家河组地层石英含量高,自流井组、须家河组地层可钻性级值大多高于7.0,部分层段可钻性级值达到8.5～9.1,分析上述井段前期使用钻头显示最明显特征为钻头齿磨损较严重,部分发生蹦齿,行程进尺低。从提高钻头行程进尺、减少起下钻趟数考虑,三开φ320.68 mm井眼东岳庙段、珍珠冲段优选抗研磨、耐冲击的KMI13122孕镶钻头和KPM1342DST钻头混合;须家河组地层用抗研磨性、破岩能力强的16 mm齿、5刀翼KS1652FGRTY钻头;剩余φ320.68 mm井眼段强化钻头对地层吃入能力,增大复合片尺寸,选用19 mm 齿、5刀翼KS1952FGRTY钻头。海相雷口坡组至长兴组可钻性级值为6.7～7.7,可钻性和研磨性均低于须家河组地层,已完钻井数据显示相较于陆相地层更容易钻,地层对钻头损伤小,该段钻头以提高钻井效率为原则,故雷口坡组至长兴组顶部φ241.3 mm井眼直井段和造斜段优选强攻击16 mm齿、5刀翼KS1652FGRTY和定向能力强的KS1653DGR钻头,长兴组φ165.10 mm井眼着陆段和长水平段选用寿命与攻击性兼顾的16 mm齿、5刀翼KS1652DGR和KSD1652FPTY钻头。

PDC结合螺杆复合钻井工艺是利用螺杆输出的的转速和扭矩直接作用于钻头,同时叠加转盘转速,钻头转动相比单一采用转盘钻井时速度更高,目前仍然是最经济、最有效的提速手段在各大油气田广泛应用,因此,元坝区块直井段除采用泡沫与空气钻工艺提速外,剩余直井段均优配应用PDC+等壁厚大扭矩螺杆复合钻井工艺[7-8]。φ320.68 mm钻头匹配5头、外径244.50 mm直螺杆,其中东岳庙段、珍珠冲段采用孕镶钻头匹配高转速3头螺杆钻进。φ241.3 mm井眼直井段钻经海相雷口坡组、嘉陵江组地层,选用5头、外径185.00 mm、0.75°单弯螺杆匹配PDC钻头复合钻进破岩[9-10]。

3.4 高效钻井液

三开珍珠冲段、须家河组、雷口坡组与五开长兴组地层是整口井施工的关键开次,对井壁稳定、携砂、防卡、防漏要求高。

针对三开钻经陆相与海相长裸眼井段地层,主要采用由氯化钾+磺化酚醛树脂+无铬磺化褐煤+磺化单宁+改性沥青+井壁封固剂+褐煤树脂类降滤失剂+抗温抗饱和盐润滑剂+石墨类固体润滑剂等构成的钾基聚磺防塌钻井液体系[11]。根据地质预测三开地压系数最大为2.0,进入高压气层前钻井液密度走设计高限,并随时了解地质录井情况和加强钻井液出口的观察,若发现钻井液气侵严重,应根据实际情况逐步提高钻井液密度,确保压稳气层。随着井深增加、钻井液密度升高,应逐步减少聚合物加入量,加大磺化处理剂、磺化沥青、润滑剂的加量,封堵剂与防塌剂加量宜保持上限,增强钻井液润滑防卡、防塌、抑制性能。在进入海相地层前预加入0.5%的碱式碳酸锌,同时将pH值调整为10～11,施工过程中根据硫化氢含量检测结果确定除硫剂加量。

五开长水平段施工主要采用用由磺化酚醛树脂+无铬磺化褐煤+磺化单宁+纳米-微米聚合物成膜封堵剂+超细碳酸钙+井壁封固剂+抗温抗饱和盐润滑剂+石墨类固体润滑剂等关键处理剂构成的高酸溶性聚磺防卡钻井液体系。钻扫水泥塞时加入纯碱除钙,用聚合物胶液调节钻井液流变性,利用固控设备充分清除水泥颗粒和坂土固相,并加入少量消泡剂清除泡沫,防止气泡长期干扰钻井液性能。水平段施工过程中液体润滑剂、防塌剂等加量至设计上限值,以使钻井液具有较强的抑制和防塌润滑性。钻进中若观察到钻杆接头有偏磨或非正常磨损现象,可加大固体极压润滑剂和减磨剂的用量。由于长兴组储层段的渗透性较好,存在局部高渗地层,钻井液安全密度窗口窄,钻进中采用“即打即封”方式,每钻进200～300 m主动采用由2 mm以内的细颗粒堵漏材料等配成的高润滑性堵漏浆进行一次承压挤堵,地层承压当量密度提高至1.26 g/cm3即可。

水平段钻进需重点预防形成岩屑床,钻井中观察岩屑返出量和岩性,采用机械与水力相结合预防和清除岩屑床。一是尽可能使用大排量洗井,通过landmark软件模拟计算,使用排量不低于18 L/S可保持环空返速大于其形成岩屑床的临界环空返速,对预防岩屑床有利;二是在保证返速的情况下,控制合适的钻井液黏度和动塑比,如井下净化情况不良时应适当提高动切力,动塑比控制为0.6～0.8,以增强其携岩能力;三是每次起钻前注入8～10 m3高黏切清扫液循环携砂;四是钻进中加强划眼和短程起下钻,破坏岩屑床。

3.5 管柱下入

3.5.1 下大尺寸套管前井筒准备

元坝陆相珍珠冲段地层含砾和须家河组地层含石英,地层硬,研磨性强,常规钻井对上述层段井径扩大率、井壁修整不明显,须家河组煤线层易掉块,软硬交错段易形成“糖葫芦”井眼等,是导致三开下φ282.00 mm+φ273.10 mm+φ279.40 mm大尺寸复合套管发生阻卡的主要因素。为利于下三开大尺寸套管柱对井眼修整显得尤为重要。为此,研选出钻柱式双心随钻偏心微扩眼器可对井眼进行修整(图1)。该工具本体上有上下两组突出刀翼,钻进时下刀翼随钻对井壁扩眼修整,起钻倒化眼作业时上刀翼对井壁扩眼修整,能修整井下微小台阶与微扩井眼,使井眼更圆滑。针对三开φ320.68 mm井眼,优选本体外径203.00 mm,最大外径320.00 mm的微偏心扩眼器,理论扩眼直径为326.00 mm,安装位置与最上端一个扶正器间隔不低于4根钻铤位置处或钻铤与钻杆(加重钻杆)之间,工作时需要钻柱旋转即可。

图1 微扩眼器入井

下套管柱前采用不低于套管串刚度的钻具组合模拟下套管通井划眼也十分必要。经计算分析,模拟通井钻具φ320.68 mm牙轮钻头+φ228.60 m钻铤×1根+φ318.00 mm扶正器×1只+φ228.60 mm钻铤×1根+φ316.00 mm扶正器×1只+φ228.60 mm 钻铤×4根+φ203.20 mm钻铤×8根+φ203.20 mm震击器×1根+φ139.70 mm加重钻杆+φ139.70 mm钻杆与下φ273.10 mm+φ279.4 mm套管串刚度相匹配。实际模拟通井操作中,需结合测井井径数据,对井径变化幅度明显,存在缩径与“糖葫芦”井段、打钻过程中记录的起下钻遇阻段、珍珠冲段与须家组河高研磨性地层等主动划眼,使井眼更圆滑,将滞留井筒内岩屑携带出井。

3.5.2 打孔衬管柱下入

根据开次需要,地层目的层主要采用外径φ127.00 mm,壁厚9.19 mm,钢级110SS级打孔衬管,孔眼尺寸。分布情况为:孔径12 mm、90°相位,16孔/m(4列,每列4孔/m)。

鉴于打孔衬管下入遇阻,通过循环将堆积在打孔衬管段砂子携带出井难以实现,减小下入过程中压差卡管柱风险,通过开展小井眼清砂模拟,研选清砂工具和基于井筒压力降低井筒液柱压力等方面研究,形成以下利于打孔衬管顺利下入配套技术。一是采用由两只扶正和10只清砂接头组成的清砂钻具组合,即φ165.10 mm牙轮钻头+回压阀+φ101.60 mm加重钻杆1根+φ162.00 mm扶正器+φ101.60 mm加重钻杆1根+φ160.00 mm扶正器+(φ101.60 mm钻杆1根+清砂接头1只)×3+(φ101.60 mm钻杆3根+清砂接头1只)×7+φ101.60 mm钻杆串+φ139.70 mm钻杆串,对165.10 mm裸眼段以不低于21 L/s排量全程进行正划眼和倒划眼主动修整井壁与清砂;二是用自钻头以上每相隔1根φ101.60 mm钻杆分别加入外径尺寸为162、160、160 mm三个扶正器构成的模拟管柱,全程不开转盘和钻井泵,静放模拟打孔衬管柱下入,通过下入摩阻变化,判断井眼是否具备下入衬管柱条件;三是在水平段泵入润滑剂含量不低于10%的高润滑封闭钻井液,降低长水平段摩阻;四是为降低接箍对井壁的伤害,将打孔衬管、引鞋接箍全部由90°倒角到45°;五是选用扶正能力强、通过性好,由整根合金管制造而成的整体式弹性扶正,模拟计算每间隔两根套管安放一个,与前端引鞋连接的短套管处安放一个,起到套管抬头作用,减少下套管阻力[11];六是打孔衬管柱出上层套管前,在确保井控安全前提下,按计算量泵注低密度胶液,适当降低井底3 MPa左右压差。

4 现场应用效果分析

元坝102-5H井是部署在元坝气田长兴组气藏礁滩叠合区元坝102井区第五口开发接替水平井,优化设计轨道数据见表3,井身结构和必封点见表1优化后数据。设计完钻井深8 210 m。通过综合运用本文所述钻井关键技术,顺利钻达设计井深,并于2022年11月10日钻至8 425 m完钻,比原设计井深加深215 m,水平段长1 464 m,实钻技术指标见表4。该井钻井周期235.92 d、平均机械钻速3.89 m/h,30趟钻完钻,仍然保持着西南油气分公司水平井井深最深和五开制超深井水平段最长、钻井周期最短、机械钻速最高、钻井趟数最少5项钻井纪录,三开φ320.68 mm井眼平均机械钻速1.78 m/h,φ165.10 mm井眼水平段单趟进尺856 m,打破元坝区块三开机械钻速最高,小井眼单趟进尺最高2项钻井纪录。与元坝前期水平井钻井工期最短井元坝102-3H相比,井深增加697 m,钻井周期缩短了44.79 d,缩短率15.87%,平均机械钻速提高了23.88%;精确控制轨迹穿越多个目标礁体(图2),顺利完成φ282 mm+φ273.10 mm+φ279.40 mm大尺寸复合套管和打孔衬管一次性下至预定位置,提速提效明显。

图2 元坝102-5H井轨迹穿越多个目标礁体示意图

表4 元坝102-5H井与前期钻井技术指标靠前井对比

5 结论与建议

1)优化了二开、四开必封点位置和二开套管尺寸以及三开井眼尺寸,能更有效封隔复杂情况和满足长段水平井安全钻进。

2)集成的各层段钻井关键技术通过现场应用验证,能满足以钻探元坝长兴组气藏超深水平井钻井提速与轨迹控制等需求。

3)针对大安寨组、珍珠冲段含砾和石英含量高可钻性差的须家河组地层优选的钻头对钻速有一定改善,建议进一步开展破岩工具研究,继续提高上述地层钻速。