元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术

唐志军　周金柱　赵洪山　李琳涛　施斌全　曾　敏（.胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营　5707；.胜利石油工程有限公司技术装备处，山东东营　57000；.胜利石油管理局石油开发中心，山东东营　5709）

元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术

唐志军1周金柱2赵洪山1李琳涛1施斌全1曾敏3
（1.胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营257017；2.胜利石油工程有限公司技术装备处，山东东营257000；3.胜利石油管理局石油开发中心，山东东营257092）

元坝地区海相气藏埋藏较深，主力储层垂深超过6 500 m。该地区超深水平井钻井过程中存在着高温高压、地层岩性复杂、测量仪器稳定性差以及井眼轨迹控制难度大等难题，对水平井钻井技术提出了更高要求。首先分析了元坝气田的钻井施工技术难点，通过开展直井段防斜打快技术、超深硬地层侧钻施工技术、增斜段和水平段井眼轨迹高效控制技术研究，以及耐高温高压SLBF HT175型随钻测量MWD仪器的研制，形成了元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术，大幅提高了元坝气田超深水平井施工能力。SLBF HT175型随钻MWD仪器经在元坝4口超深水平井中应用，MWD耐温性能、抗压性能、测量精度和整体可靠性等经过现场验证，能够满足国内油气田超深水平井的随钻测量需要。

元坝气田；超深水平井；井眼轨迹控制；仪器研制；高温高压

元坝气田是国内埋藏最深的海相气田，位于九龙山构造带南翼、通南巴背斜带西南侧，处于川中古隆起的北部斜坡，主力储层为长兴组地层，垂深超过6 500 m，地层温度130～160 ℃，最高地层压力近150 MPa。超深水平井技术由于能够有效增加油藏泄油面积、减少单位面积开发井数量，已经成为元坝气田提高勘探开发综合效益及采收率的重要手段［1-3］。针对该地区超深水平井钻井存在的高温、高压、地层岩性复杂、测量仪器稳定性差及轨迹控制难度大等技术难题，通过开展超深硬地层侧钻技术、增斜段和水平段井眼轨迹高效控制技术以及抗高温高压随钻测量仪器研制等一系列攻关研究，形成了适合元坝气田超深水平井的随钻测量与控制技术。

1　钻井难点分析

（1）深井硬地层侧钻施工难度大。元坝地区水平井由于目的层位置不容易确定，通常需要先打一直井或斜导眼，然后实施侧钻进行水平井施工。由于侧钻点地层砂泥岩交错变化大，砂岩石英含量高，胶结致密，研磨性强，地层可钻性差、硬度大，同时深井高温对水泥浆体系和外加剂要求较高，回填水泥塞质量难以保证，如果水泥塞强度不够，钻具在井底找不到支撑点，易发生侧不出去或新老井眼交错［4-6］。

（2）井眼轨迹控制难度大。超深水平井由于地层岩性及压力系统复杂特点，增斜段/水平段多为小井眼钻进，Ø101.6 mm钻杆柔性大，钻压传递十分困难，定向施工过程中工具面可控性差，很难调整到位且容易偏移。加上裸眼井段长、岩屑床现象严重，摩阻大，滑动钻进常有“托压”现象，给定向钻进时井眼轨迹控制带来困难。

（3）高温高压条件下工具仪器故障率高。钻探实践表明，元坝地区存在多套压力体系且相差悬殊，最高地层压力系数高达2.23，最低的地层压力系数低于1.25，加之该地区井底温度普遍在135℃以上。在井底高温高压环境下，MWD仪器容易出现信号差或无信号情况，螺杆钻具工作寿命也会大幅降低，出现脱胶等复杂情况，从而影响正常钻井施工［7-8］。

（4）钻具负荷重。井深到达6 000 m以后，采用Ø139.7 mm和Ø127 mm复合钻具，钻具悬重达到250 t左右，如果井眼质量不好，狗腿度较大，钻井液润滑性能差，上部钻具基本接近抗拉强度极限，加上钻具疲劳应力作用，易发生钻具事故，并且一旦出现地面问题或井下复杂情况，处理能力和处理手段有限。

（5）机械钻速低。超深水平井如果设计钻井液密度较大，会造成循环系统压耗大、钻井液排量低，动力钻具的额定功率得不到有效发挥，加上地层可钻性较差、故障复杂情况多、钻头类型不匹配等因素影响，易造成钻进速度慢，造斜率得不到保证，这种情况在井深较深时更加突出。

2　井眼轨迹高效控制技术

2.1直井段防斜打快技术

为满足定向井段的井眼轨迹控制要求，直井段提高机械钻速的同时，还需确保防斜打直。元坝气田直井段主要钻遇剑门关组、蓬莱镇组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组和雷口坡组等地层，实钻过程中应根据地层自然造斜特性，优选合适的防斜打直钻具组合及其钻井参数，对不容易造斜的地层，使用塔式钟摆、柔性钟摆、大钟摆等常规纠斜钻具进行防斜施工；对容易造斜的地层，采用动力钻具纠斜或使用垂直钻井系统；同时采用单点监测和分段投测多点相结合的方式监测直井段井眼轨迹。一旦发现位移偏大，应及时采用纠偏措施，控制井眼狗腿度，确保井身质量。

2.2超深硬地层侧钻施工技术

元坝气田多数超深水平井需要先打一直井或斜导眼，然后实施侧钻进行水平井施工。为了保证元坝超深水平井一次性侧钻成功，制定了如下技术措施或侧钻原则：（1）根据已钻井眼的轨迹数据，在不影响整体轨迹控制的前提下，按照优化轨道设计的原则，应该选择地层稳定、可钻性较好以及井斜方位变化有较大拐点的井段作为侧钻点。（2）选用高效三牙轮钻头，配合较大度数的单弯螺杆或者使用定向弯接头加直螺杆的方式，保证钻头具有较强的侧向力。（3）侧钻井段的水泥浆需要满足承受100 kN静压的要求，并且可以适当增加侧钻井段的有效长度。（4）钻具下钻至侧钻点附近后首先上下活动钻具，待工具面稳定后，置于侧钻点位置定点循环1 h，然后遵循控时—控压—低压原则滑动钻进。（5）侧钻期间，为避免钻具黏卡，可以根据裸眼长度、地层岩性和井下情况适当活动钻具，但不能破坏老井眼内形成的新台阶［9］。遵循上述侧钻技术措施，元坝29-xxH井侧钻点选择在地层稳定、水泥石强度较好的6 640 m处开始侧钻。侧钻期间，采用高效牙轮+1.5°偏心单弯螺杆钻具组合零钻压降斜降方位控时侧钻，钻时290～320 min/m，最终该井侧钻至井深6 659.50 m时，经地质砂样分析，岩屑质量分数占70%以上，并且经新旧井眼轨迹扫描分析，夹壁墙厚度达0.45 m，表明侧钻一次成功。

2.3增斜段轨迹控制技术

元坝气田超深水平井增斜段主要钻遇嘉陵江组、飞仙关组、长兴组等地层，岩性主要是灰岩、白云岩、膏岩，地层坚硬，岩性单一、均质，可钻性好，增斜段设计造斜率一般为10～15 （°）/100m，施工过程中井眼轨迹控制措施主要有以下几个方面：（1）确保钻井液排量达到设计值，满足携岩和螺杆钻具水功率转化效果的同时，保证MWD无线测量仪器的信号传输。滑动钻进时，采用小幅快速送钻方式，可以有效减少钻具轴向摩阻，保证动力钻具工作压差保持为0.5～1.0 MPa。（2）井斜角小于30°时宜选择牙轮钻头，主要是为了保证工具面的稳定，减少反复调整工具面次数；当井斜角大于30°时，在井底清洁、钻压能够有效传递的情况下，尽量选用适合定向的PDC钻头，可以提高单趟钻的钻进进尺，从而有效减少起下钻次数。（3）为了避免斜井段钻进期间复杂情况的发生，首先钻具入井之前应尽量简化钻具结构，使用足够的加重钻杆，并且定期加强钻具倒换；另外滑动钻进过程中，应该辅以复合钻进，加强全角变化率控制，减少斜井段狗腿度大小，保证井眼轨迹平滑。

2.4水平井着陆技术

元坝气田由于受到地质变化剧烈的影响，目的层垂直深度常常难以准确判断，加之产层形状不规则，上部标志层不明显，给水平井着陆施工带来较大困难。为避免因地质变化大而造成中靶困难甚至填井，根据川东北超深水平井的施工经验，在上部标志层不容易确定的情况下，水平井着陆前，应保持低于设计水平段井斜复合钻进，井斜预留量根据产层厚度、垂深和井眼在产层的位置确定。例如，元坝204-xxH井主要目的层为二叠系上统长兴组顶部礁盖（顶）储层，设计A靶斜深6 772.79 m，垂深6 595 m，井斜86.91°。水平段着陆期间，当定向至斜深6 740.1 m（垂深6 592.5 m）时，井斜为83.3°，开始复合钻进探气顶，当钻至斜深6 759.23 m，垂深6 594.54 m，井斜84.4°，钻时由25 min/m降至4 min/m，气测值由2.9%升至46.99%，经循环捞岩屑为灰色（溶孔）细晶白云岩，各种迹象显示已进入目的层，随后将定向井斜调至87°后开始水平段复合钻进。

2.5水平段轨迹控制技术

元坝地区超深水平井水平井眼尺寸一般为Ø165.1 mm，水平段钻井作业由于钻具尺寸小、柔性大、钻具和井壁的环空间隙小等特点，给施工带来不少困难，例如，较大的钻具偏心弯曲变形和轴向摩阻，容易导致滑动钻进加压困难；钻井液排量相对较小，使得岩屑上返速度低，滑动钻进过程中易形成岩屑沉积，等等，尤其是元坝气田小井眼水平段长普遍在1 000 m左右，上述情况尤为突出。因此水平段施工过程中，应尽量以转盘旋转钻进方式为主，当需要调整井眼轨迹时，在满足钻头穿过产层的前提下，宜采用多次小幅度调整控制轨迹，确保井眼平滑，减少摩阻。另外，一些工程措施如必要的短起下、打钻井液柱塞、通井大排量洗井以清除岩屑床等方式也是确保水平段顺利施工的关键。元坝气田水平段施工的钻具组合一般为：Ø165.1 mm PDC钻头+Ø127 mm 1.25°螺杆+回压阀+Ø120 mm无磁钻铤+MWD悬挂短节+Ø101.6 mm钻杆+旁通阀+Ø101.6 mm加重钻杆+Ø101.6 mm钻杆+Ø139.7 mm钻杆。钻井参数为：钻压10～40 kN，顶驱转速25～30 r/min，排量17～18 L/s。

3　耐高温高压随钻测量仪器研制

3.1SLBF HT175型MWD结构及性能特点

自主研制的耐高温高压SLBF HT175型MWD随钻测量仪器井下部分主要由4部分组成，包括井下探管、脉冲发生器、驱动短节及锂电池总成，其中井下探管主要完成对钻具姿态的描述，同时储存测量信息并传输到驱动器，然后控制并驱动脉冲发生器将这些井下信息转化成钻井液脉冲信号传输到地面。SLBF HT175型MWD可以连续监测井底井斜角、方位角和工具面装置角、以及井底温度等参数，耐高温能力可达175℃，最高抗压152 MPa，该仪器性能指标见表1。

表1　SLBF HT175型MWD性能指标

3.2耐高温高压MWD关键部件研制

3.2.1井下探管

随钻测量MWD的井下探管主要由传感器短节和电路测量短节组成。为了保证MWD在175℃高温环境中能够正常工作，探管所有的电子电路系统都以达到或超过175℃工作温度和185℃生存温度设计并制造；所有装配的电子元器件都预先通过了高温筛选；电路板的最优化设计使之具有良好的散热性能。为保证井下探管电路抗高温性能，主要采用低功耗设计，低功耗设计不仅省电，而且能够降低系统的散热，减少电磁辐射和热噪声的干扰，随着温度的降低，器件寿命延长，可靠性提高（半导体器件的温度每提高10℃，寿命缩短一半）。低功耗设计内容包括：（1）在器件选择上，选用高温节能型集成芯片，即高温低供电CMOS工艺的芯片。（2）在保证电路性能的前提下，降低电源工作电压，提高电源转化效率，同时简化电路，减少元器件数量。（3）充分利用CPU的计算和处理功能来代替硬件电路，实现硬件的软件化。

3.2.2高压脉冲发生器

MWD脉冲发生器采用下座键可打捞式结构，其最高工作温度为175℃，最高耐压152 MPa，外径最小88.9 mm，适用于Ø127 mm及以上井眼，性能稳定可靠。采用改进的压力补偿功能可使脉冲器适应更高的井下工作温度和钻井液循环压力，使超深井中MWD仪器的测量信号清晰，并且电能消耗是同类型脉冲器的四分之一，在超深井中得到充分的应用。另外，定向钻进过程中，由于钻井液循环时的压力高、流速快，并含有一定量的固体颗粒，与常规尺寸脉冲发生器相比小尺寸脉冲发生器钻井液流道范围小，钻井液对脉冲发生器内部零部件的冲刷作用更强，因此在关键部件中需要采用超硬耐冲蚀硬质合金材料使仪器增加抗冲刷性能，提高了脉冲器的工作寿命。

4　现场应用

自元坝气田开发以来，胜利油田共完成了4口超深水平井的井眼轨迹控制施工，耐高温高压随钻测量仪器SLBF HT175也在现场进行了多次试验应用，取得了元坝气田超深水平井丰富的施工经验，并且创造了多项元坝地区钻井施工新指标，详见表2所示。其中元坝29-xxH井从控时侧钻到完钻仅用了53 d（不含中完作业时间），与元坝地区同类型井平均施工周期99 d相比，缩短了46%；元坝204-xxH完钻井深7 676 m，钻井周期354.54 d，创元坝气田7 000 m以深超深水平井钻井周期最短纪录。另外，SLBF HT175型耐高温高压随钻MWD仪器经在元坝4口超深水平井中累计工作时间达到3 800 h，最高耐温145℃，耐压150 MPa，其耐温性能、抗压性能、测量精度和整体可靠性等均得到了进一步验证。

表2　元坝气田4口完钻超深水平井指标统计

5　结论与认识

（1）通过开展元坝气田直井段防斜打快技术、超深硬地层侧钻施工技术、增斜段和水平段井眼轨迹高效控制技术研究，以及耐高温高压随钻测量仪器研制等一系列技术攻关及应用，大幅提高了元坝气田超深水平井施工能力；

（2）自主研制的SLBF HT175型耐高温高压随钻MWD测量仪器可以连续监测井底井斜角、方位角和工具面装置角以及井底温度等参数，耐高温能力可达175℃，最高抗压152 MPa，能够满足国内油气田超深水平井的随钻测量需要；

（3）尽管目前“高效钻头+单弯螺杆”钻具组合基本能够满足国内超深水平井开发需要，但是仍然存在机械钻速低、施工风险大等技术难题，建议进一步加快旋转导向钻井工具、可变径稳定器等高效工具的研制与国产化进程。

［1］吴国军，佟德水．辽河油田兴古7块水平井钻完井技术［J］．石油钻采工艺，2011，33（3）：32-34．

［2］陈世春，王树超．超深水平井钻井技术［J］．石油钻采工艺，2007，29（4）：6-9．

［3］靳恒涛，张宝民，白英明，等．吐哈地区深井钻井技术研究与探讨［M］．北京：石油工业出版社，2005．

［4］李光泉，刘匡晓，郭瑞昌，等．元坝272H井超深水平井钻井技术［J］．钻采工艺，2012，35（6）：116-118．

［5］闫光庆，刘匡晓，郭瑞昌，等．元坝272H井超深硬地层侧钻技术［J］．石油钻探技术，2013，41（1）：113-117．

［6］杨二龙，王景翠，高玉鑫．超短半径侧钻水平井选层技术界限研究［J］．石油钻采工艺，2012，34（5）：33-36．

［7］孙经光，沈付刚，姚书义．套管开窗侧钻斜向器中途坐封卡钻事故处理技术［J］．石油钻采工艺，2013，35（3）：111-113．

［8］丁永浩，李舟波，马宏宇．随钻测井技术的发展［J］．世界地质，2004，23（3）：270-274．

［9］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〕

Measurement and control technology while drilling for ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gasfield

TANG Zhijun1, ZHOU Jinzhu2, ZHAO Hongshan1, LI Lintao1, SHI Binquan1, ZENG Min3
（1. Drilling Technology Research Institute, Shengli Petroleum Engineering Co. Ltd., Dongying 257017, China; 2. Technology and Equipment Department of Shengli Petroleum Engineering Co. Ltd., Dongying 257000, China; 3. Oil Development Center of Shengli Petroleum Administration, Dongying 257092, China）

The marine gas pools in Yuanba region are buried deeply, and the major reservoirs have a vertical depth of over 6 500 m. During drilling of ultra-deep horizontal wells in this region, there are difficulties like high temperature and high pressure, complex formation lithologies, poor stability of measuring tools and difficulty in wellbore trajectory control, etc., so higher requirement is set for drilling technology for horizontal wells. First, analysis was performed to the difficulties in drilling operation in Yuanba Gasfield; through implementing the anti-deviation and fast drilling technology used in vertical wells, sidetracking technique for ultra-deep hard formations, efficient control technology for wellbore trajectory in building-up section and horizontal section, as well as the development of HTHP SLBF HT175 MWD tool, the MWD and control technology has been developed for ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gas Field, which has greatly improved the capability of drilling of ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gasfield. After SLBF HT175 MWD tool was used in four ultra-deep horizontal wells in Yuanba Gasfield, it was validated on site in terms of temperature resistance performance, pressure resistance performance, measuring accuracy and overal reliability, capable of meeting the requirement of MWD in ultra-deep horizontal wells in domestic oil/gas fields.

Yuanba Gasfield; ultra-deep horizontal well; control of wellbore trajectory; instrument development; high temperature and high pressure

TE249

A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0054 – 04

10.13639/j.odpt.2015.02.015

唐志军，1961年生。2004年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现主要从事钻井工艺设计等方面的研究工作，教授级高级工程师。通讯地址：山东省东营市北一路827号钻井工艺研究院。电话：0546-8501266。E-mail：tangzhijun.slsy@ sinopec.com。

引用格式：唐志军，周金柱，赵洪山，等.元坝气田超深水平井随钻测量与控制技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：54-57.