长水平段超深水平井技术在元坝区块272-1H井的应用

董志辉，孙连坡，汪海波

(中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257000)

长水平段超深水平井技术在元坝区块272-1H井的应用

董志辉，孙连坡，汪海波

(中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257000)

272-1H井是元坝区块的一口长水平段超深水平井，垂深超过6 500 m、井底温度高达156 ℃，存在地质情况复杂、多套压力体系并存等技术难题。施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术等，克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压等问题，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段长最长、钻遇含气储层最长三项纪录，并为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。

元坝地区；长水平段超深水平井；高温钻井液

1 元坝272-1H井概况

元坝272-1H井是四川盆地川东北巴中低缓构造上的一口超深水平井，以长兴组顶部礁盖(顶)储层为主要目的层。该井位于元坝区块长兴组4号礁带,完钻井深7 788.00 m，完钻垂深6 549.66 m，造斜点位于6 050.00 m，水平位移1 501.65 m，水平段长1 073.30 m，钻穿气层长度820.00 m，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段长最长、钻遇含气储层最长三项纪录。井身结构采用五开制，实钻井身结构与设计井身结构见表1。

2 钻井技术

2.1 钻井提速技术

2.1.1 气体钻井技术

气体钻井具有提高机械钻速、延长钻头使用寿命、减少井下复杂情况和卡钻故障、降低钻井综合成本等优势[3]。元坝272-1H井一开采用泡沫钻井，使用一趟钻，钻进井段32～504 m，进尺472 m，机械钻速5.28 m/h。二开采用气体钻井，使用三趟钻，钻进井段504～2 992 m，进尺2 488 m，机械钻速10.36 m/h，是常规钻井液钻井的10倍左右，提速效果显著[4]。

表1 实钻井身结构与设计井身结构对比情况

2.1.2 复合钻井技术

三开、四开大部分直井段采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，该技术能大幅提高机械钻速，减少起下钻次数，是深井超深井钻井提速的有效手段[5]。特别是本井海相地层以灰岩、白云岩为主，岩性相对均质，非常适合PDC 钻头，为了更好地发挥PDC钻头高转速低钻压的优势，采用PDC钻头和螺杆钻具相配合的复合钻井技术钻进海相地层。通过对螺杆钻具选型、优化钻具组合、优选钻井参数和优化匹配螺杆钻具与PDC钻头等技术手段, 大幅提高了海相地层机械钻速[6]，平均机械钻速达到3.53 m/h，提速效果明显。

2.2 井眼轨迹控制技术

2.2.1 侧钻纠斜施工技术

直井段钻进至井深5 464 m时测得井斜偏大，不利于后期水平井的施工，决定侧钻纠斜。长裸眼超深井侧钻难度大，主要原因为：侧钻点在5 000 m以下，钻杆柔性相对较大，侧钻钻具工作状态可控性差；由于三开套管未下到位，裸眼段长，复杂井段未封隔，井眼不稳定，井壁摩阻大，易粘卡，侧钻送钻困难大；直井段侧钻新老井眼不易分离，侧钻成功后仍需要钻进1 000 m直井段，侧钻后井斜不能太大。

回填至井深5 042 m，侧钻井段地层为雷口坡组，主要岩性为白云质灰岩、膏质灰岩、白云岩，岩性相对均质。扫塞至5 110 m(井斜3.80°)，考虑侧钻点地层岩性基本稳定、可钻性相对较好及侧钻井眼轨迹圆滑度，选用 “牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻。摆好侧钻所需工具面，在侧钻点以上15 m井段反复划眼4 h，然后控制钻速0.2～0.3 m/h滑动钻进至5 122 m，捞砂显示地层岩屑含量达到80%，改控时为小钻压继续滑动钻进至井深5 134 m，捞砂显示岩屑含量达到100%，测得井斜3.81°(老井眼井斜5.38°)，判断侧钻成功。通过以上措施，使用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻，实现了长裸眼超深井一次侧钻成功，较好地解决了长裸眼深井侧钻问题。

侧钻纠斜成功后，下入“PDC+直螺杆+钟摆钻具组合”钻进。钻达造斜点6 050 m实测井斜角度0.97°，位移35.64 m，直井段最大井斜4°，位于井深5 113.77 m，为后续定向施工打下良好基础。

2.2.2 井眼轨道优化技术

四开增斜段后期，滑动钻进变得异常艰难，经常憋泵、上提遇阻，随时面临卡钻事故风险。主要原因如下：三开套管未下到位，造成长达685.66 m大尺寸复杂井眼未封隔，井眼不稳定；四开嘉陵江二段钻遇高压膏盐层，钻井液性能变差且提升空间有限；四开飞仙关二段钻遇多套高压气层，地层孔隙发育，高密度条件下，滑动钻进存在较大的吸附卡钻风险。

针对井下复杂情况，在不改变地质目标和靶点的情况下，优化井眼轨道设计，调整增斜段造斜率，增加四开增斜段后期的复合钻进比例，有效降低了滑动钻进安全风险。根据优化井眼轨道设计要求，从6 390 m开始多复合钻进，利用复合钻进自然增斜，预计造斜率8°/100 m钻完四开(井深6 580 m)，然后五开按照16.5°/100 m造斜率增斜钻进，能达到地质靶点要求(中靶心)。调整造斜率后的轨迹数据见表2。

表2 调整造斜率后的轨迹数据

考虑五开小井眼造斜率不确定，为满足优化后设计造斜率要求，五开第一趟钻选择钻具组合“三牙轮+1.25 °螺杆”定向钻进，工具面稳定，造斜率较高，满足设计要求。考虑牙轮钻头寿命短、危险系数高等缺点，从第二趟钻开始选择钻具“PDC+1.25 °螺杆”，既满足造斜率要求，又保证了井下安全，提高了钻井速度。钻进至井深6 624 m，探到目的层长兴组，根据物探层位标定及优质储层预测，再次对井眼轨道设计进行优化，A靶点垂深上调2.5 m，余下增斜段造斜率18°/100 m。进入长兴组后，地层造斜率异常高，“PDC+1.25 °螺杆”复合钻进以(8～14°)/100 m增斜，及时发现这一情况后，调整每单根滑动钻进与复合钻进比例，比较精确地控制了每单根造斜率，顺利中A靶，进入水平段施工。

2.2.3 水平段轨迹控制技术

长兴组储层礁体小，储层较薄，且水平方向变化大，准确穿行优质储层难度大。为钻穿最多优质储层，实钻过程中，地质录井实时跟踪，根据实钻情况及时调整轨迹。长水平段小尺寸井眼水平井的井眼轨迹控制难度大。水平段岩性变化大，复合钻进井斜变化规律差异较大，甚至某一井段复合钻进增斜率异常，例如在水平段6 802～6 806 m处，钻时突快，井斜突降0.6°，同一趟钻同样钻井参数情况下此前复合钻进井斜较稳，增加了轨迹控制的难度。

根据增斜段以及水平段初期的实钻经验，长兴组目的层采用“PDC+螺杆”复合钻进井斜变化规律总体如下：使用1.25°无扶正器螺杆复合钻进井斜以2°/100 m微降；使用1.25°扶正器φ148 mm螺杆复合钻进井斜稳；使用1.00°扶正器φ161 mm螺杆复合井斜，以11°/100 m强增；使用1.25°扶正器φ161 mm螺杆复合钻进井斜，以14°/100 m强增。水平段中后期，参考增斜段以及水平段初期的螺杆复合增斜规律，每趟钻根据本趟钻所需造斜率情况来选择本趟钻所需的螺杆度数、螺杆扶正器尺寸，通过复合钻进来控制井斜，达到调整井斜的目的，滑动钻进只需对方位进行调整。水平段方位一直以2～4°/100 m左飘，滑动钻进调整方位时，由于工具面不稳，防粘卡多次上提活动钻具等原因，扭方位效果差。在井下安全允许的条件下，尽量使复合钻进时转盘转速大于50 r/min，以利于抑制方位左飘。在不影响开发储层的情况下，在水平段后期，适当放宽对方位的要求。

2.3 高温定向工具使用技术

采用进口高温MWD仪器，抗温能力达到175 ℃，保证仪器能在井下156℃高温中稳定工作。下钻时，出套管后分段开泵循环，便于仪器降温；调整钻井液性能、添加颗粒状及大粉末状堵漏剂、润滑剂等药品时，混合均匀、充分搅拌，配制成胶液随钻跟入；尽可能减少钻井液中的气体含量，保证仪器正常工作。本井共下入MWD仪器17趟钻，仅2趟钻仪器故障，满足使用要求。

优选北石127 mm抗高温180 ℃的螺杆钻具，每趟钻下入新螺杆钻具，螺杆承受钻压尽量在50 kN以内，尽量避免憋泵。因高温影响，螺杆钻具寿命大大受限，一般螺杆寿命为入井120 h左右，若无进尺或钻井参数异常，及时起钻更换螺杆，防止发生意外。

2.4 井眼清洁技术

井眼清洁是钻水平井尤其是钻长水平段超深水平井的技术难点。岩屑易在长水平段及大斜度井段堆积，形成岩屑沉积床使环空间隙变小，造成井眼不畅，导致井下各种复杂情况的发生。在元坝272-1H井中，采取了以下积极的井眼清洁措施。

(1)优化钻井参数。理论计算元坝272-1H井水平段最小排量为15 L/s，适当提高排量，保证水平段排量处于16～18 L/s，泵压维持在24～26 MPa，既满足井眼清洁，又保证井眼不至于排量过大造成井壁失稳，地面高压系统能力合适。在井下安全允许情况下，适当增加转速，保证转速大于50 r/min，有效破坏岩屑床，同时助于岩屑运移。

(2)增加循环时间。水平段储层内复合钻进机械钻速9.5～5.5 m/h，钻时较快，井眼小、深度大、循环泵压高、排量低，井眼清洁困难。增加循环时间，每钻进10～15 m停钻循环，使岩屑返出，避免因钻时快、岩屑来不及返出而在井眼局部堆积。

(3)优化钻井液流变性能，确保具备良好的悬浮和携屑能力，防止岩屑床的沉积。

(4)积极采取划眼、短起下钻、大排量洗井等工程措施破坏岩屑床。每钻完一根划眼一遍，每钻完一柱划眼两遍，及时破坏岩屑床；坚持每钻进50～100 m或者钻进时间超过24 h进行一次短程起下钻，短起下钻应与长短起下钻相结合，以有效破除砂桥。

(5)保证圆滑的井眼质量，减少岩屑在较大狗腿处的沉积机会。尽量用钻具的复合自然增斜能力实现轨迹控制，多复合钻进，少滑动钻进，减小狗腿度。增斜段最大狗腿度为24.39°/100 m，连续三个测点狗腿度没有超过20°/100 m；水平段最大狗腿度为6.52°/100 m；井眼圆滑。

2.5 摩阻扭矩监测控制技术

长水平段超深水平井摩阻扭矩大是最突出的问题，随着位移增加，摩阻和扭矩相应增加。如何对实钻摩阻扭矩进行监测和评估，以便采取相应的技术措施，从而达到安全快速钻进的目的是施工的重点[7-10]。施工中利用先进的Wellplan摩阻扭矩计算分析软件，对上提下放摩阻以及扭矩值进行跟踪，并通过数据反算摩阻系数，从而指导现场施工。如果实钻扭矩与理论计算扭矩出现较大背离，应立即从工程和钻井液方面采取措施，降低裸眼段摩阻系数，改善井下摩阻扭矩。元坝272-1H井定向钻进实钻摩阻扭矩曲线见图1。可以看出，四开定向段摩阻扭矩上升较快，实钻扭矩比理论扭矩大很多。

图1 元坝272-1H井定向钻进摩阻扭矩曲线

根据计算摩阻系数达到0.45，这是由于裸眼段太长且存在大小井眼、复杂井段未封隔、泥浆受高压膏盐层污染等原因引起，导致定向钻进困难。现场通过调整泥浆性能、增加润滑剂含量、优化井眼轨道设计等措施，保证了四开顺利施工。五开初期摩阻扭矩异常高，这是由于五开时间短，套管内不清洁、套管内壁未形成有效优质泥饼等原因导致，通过钻进一段时间，套管内壁变光滑并形成优质泥饼后，摩阻扭矩逐步恢复正常。

2.6 钻井液技术

施工中针对不同开次、不同井段井下情况，有针对性的对钻井液进行处理，钻井液维护处理正确，性能稳定，较好的满足了钻井施工需要。

三开自流井组、须家河组地层页岩层理发育，与煤线互层，易出现垮塌掉块，钻井液抑制防塌性能要求高。三开采用钾盐聚磺钻井液，钻井液密度2.10 g/cm3，钻至井深4 630 m，井下开始掉块增多，出现蹩跳钻、扭距增大、起下钻遇阻等现象，返出掉块最大约重200 g，为此，及时加大FF-II、超细碳酸钙等封堵防塌抑制处理剂，并将钻井液漏斗粘度由75 s提高至95 s左右，保证了井内垮塌物的携带。加入SMP-II、SMC、SPNH降滤失剂，至三开中完保持中压失水在2.0 mL左右、高温高压失水低于12 mL，保证了井壁稳定，抑制了掉块的产生。

四开雷口坡组及以下地层含大段盐膏层、高压盐水层，钻井液易受膏、盐侵污染，钻井液粘切变化大，以及盐膏层“塑性”变形缩径。四开采用金属离子聚磺防卡钻井液，维持钻井液密度2.07 g/cm3钻至井深6 050 m，发现地层有出水现象，循环提高钻井液密度至 2.12 g/cm3，起下钻后循环排后效，钻井液密度最低1.08 g/cm3，排盐水浆48.54 m3，加重提高钻井液密度至2.18 g/cm2，压稳水层，维持此密度直至四开中完。加入抗高温降滤失剂和沥青类封堵剂，严格控制钻井液失水；加足处理剂，使钻井液具有一定的抗盐膏能力，有效防止了膏、盐侵，预防了盐膏层缩径。进入造斜井段及时补充润滑剂，形成水包油分散体系，钻井液含油量达到4%～5%，大大降低了斜井段的摩阻。

五开采用金属离子聚磺混油防卡钻井液，施工中主要解决了四个问题。①井底温度高达156 ℃，钻井液抗高温稳定性问题。采用了抗高温护胶剂、SMP-2、SPNH、DR-8等多种抗高温处理剂复配使用，这些处理剂抗温能力均超过180℃，钻井液体系具有良好的抗高温稳定性。②长兴组地层裂缝发育，气层存在保护及防漏堵漏问题。加入不同粒度、多级配的封堵剂，有效封堵了渗透层和微小裂缝；加足降滤失剂等处理剂，确保了泥饼坚韧致密。③小井眼水平段排量受到限制，井眼清洁问题。钻井液动塑比控制在0.3～0.6，保持钻井液低粘高切的流变性，使得钻井液有足够的结构力，增强对岩屑悬浮携带能力；采用不同粘切钻井液大排量洗井，确保井眼清洁。④加入与钻井液体系配伍的润滑剂，将固体与液体润滑剂相结合，如RH220、长城润滑油、超细活化石墨粉、乳化剂等，提高了钻井液的润滑性能，降低摩擦系数。同时加入体积比达3%的高效抗磨减阻剂，减小了钻具和套管间的摩擦。

3 结论与建议

(1)超深水平井施工工序复杂，施工周期长，井下突发情况多，尤其是本井属典型“三高”气井，存在地质情况复杂，多套压力体系并存，极易发生井喷、井漏、井塌等复杂情况，所以首先必须考虑钻井安全问题。

(2)超深井段侧钻施工中，为加大侧钻钻具的侧向力，一般使用“弯接头+直螺杆”侧钻，本井使用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻，实现了长裸眼超深井一次侧钻成功，较好地解决了长裸眼深井侧钻问题，同类井施工中具有参考价值。

(3)全井采用常规导向钻井技术，通过选择合适的钻头、螺杆钻具，满足了超深长水平段水平井定向施工，井眼轨迹控制良好。造斜段、水平段钻井周期比设计缩短了34.79 d，钻遇气层820 m，实现了低成本、高效率地质开发目标，为同类超深水平井的高效施工积累了丰富经验。

(4)增强钻井液高温条件下的稳定性、流变性、润滑性、携岩效果，加强井眼清洁、摩阻扭矩的监测控制，是超深长水平段水平井施工的关键。

(5)优选抗高温MWD仪器、抗高温螺杆钻具，基本满足本井施工要求。建议进一步研发抗高温定向工具，提高抗高温MWD仪器的稳定性，延长高温螺杆钻具的使用寿命。

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编辑：刘洪树

1673-8217(2015)02-0115-05

2014-09-10

董志辉，工程师，1983年生，2007年毕业于长江大学石油工程专业，现从事钻井科研以及钻井技术服务工作。

国家科技重大专项“低渗油气田高效开发钻井技术”“课题三“储层有效进尺最大化钻井技术”(2011ZX05022-003)部分研究成果。

TE243.2

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