超深水平井元坝103H井钻井技术

OIL DRILLINGPRODUCTIONTECHNOLOGY Vol.34No.6Nov.2012文章编号1000-7393201206-0014-04超深水平井元坝井钻井技术103H胡大梁‘严谈诚刘匡晓2董成林

31.中石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳6180002中国石化集团石油工程技术研究院，北京100029;

3.中国石化集团中原石油勘探局西南钻井公司，四川南充637001引用格式胡大梁，严诙诚，刘匡晓，等.超深水平井元坝103H井钻井技术[J].石油钻采工艺，2012,346:14-

17.摘要元坝长兴组气藏储量巨大，为增大储量控制面积，提高单井产量，在四川盆地川东北巴中低缓构造部署了一口水平开发评价井元坝103H井，设计井深7841m通过优化钻井工艺，在下沙溪庙至须家河组地层应用液体欠平衡钻井技术、水平段综合采用旋转导向、抗高温钻井液体系、防磨接头和减磨剂双效防磨等先进技术，克服了陆相深部地层硬度高、钻速慢、井底温度高、水平段井眼清洁难度大、起下钻摩阻扭矩大、钻具托压现象严重等多种技术难题该井完钻井深

7729.8m,水平段长

682.8m,最大垂深

6761.52m,四开在井深6608m处一次性侧钻成功该井的成功实施，为元坝超深水平井钻井积累了宝贵的经验，为同类井的钻井施工提供了重要参考关键词元坝103H井；超深水平井；钻井技术；轨迹控制中图分类号TE243文献标识码ADrilling technologyof ultra-deep horizontalwell Yuanba103HHU Daliang,YANYancheng\LIUKuangxiao^ONG Chenglin3LEngineering andTechnology InstituteofSinopec SouthwestOilGas Company,Deyang618000,China;

2.SINOPECResearch InstituteofPetroleum Engineering,Beijing100029,China;

3.SINOPEC SouthwestDrilling CompanyofZhongyuan PetroleumExploration Bureau,Nanchong637001,ChinaAbstract:Yuanba gasfield isrich innatural gaswhile themain formationis burieddeeper than7000m.In orderto enlargethe reservecontrolarea andimprove productionrate ofsingle well,Well YB103H wasdrlled inYuanba areaof northeastSichuan.By applyingunderbalanceddrlling technologyin Shaximiaoto Xujiahezones,rotary steerabledrilling,temperature resistantdrilling fuidsystem,doublefriction reductiontechnology,etc,the majortechnical challengeswere overcomed,such ashard formations,low rateof penetration,hightemperature,difficult holecleaning inhorizontal section,high trippingfriction,and addingweight onbit.The totaldepth is

7729.8min PermianPeriodChangxing Section,with lateralsection lengthof

682.8m,andvertical depthof

6761.52m,which makesthe deepestwellin China.Thesuccess ofWell Yuanbal03H accumulatesvaluableexperiences forultra-deep horizontaldrilling.The keydrilling technologiesare illustratedindetail.which providesimportant referencesto wellsofthe sametype.Key words:Well YB103H;ultra-deep horizontalwell;drilling technologytrajectory control元坝气田是川东北继普光气田之后又一个储量超千亿方的度极大海相大气田，也是国内埋藏最深的海相气田，主力储层长兴组埋1概况深超过7000m,面临高温、高压、高含硫、超深层、气水关系复杂、工程地质条件复杂等多项技术难题［1-3］元坝103H井是部署在元坝103H井A、B靶点垂深为6814m和6847m,采用斜四川盆地川东北巴中低缓构造的一口开发评价井，目导眼揭开储层后回填侧钻，造斜点选择在的层是长兴组礁滩相储层，设计井深7841m、垂深6847m,施工难基金项目国家科技重大专项课题“低渗气藏复杂地层高效钻井关键技术”（编号2011及05022

④5）部分研究成果作者简介胡大梁，1982年生2007年毕业于西南石油大学油气井工程专业，现从事钻井工程设计和相关科研工作电话0838-2552745E・mail:PECHDL@

126.com6370m，侧钻点井深6737m,造斜率15/100m和13/1008m完钻,水平段长

682.8m,钻井周期

449.33d,全井平均机mo井身结构采用五开制见表1,0127mm衬管完井该井械钻速L94m/h,是元坝完钻的第1口超深水平井，测试获于年月日开钻,年月日钻至井深无阻流量显示了元坝巨大的资源潜力

2009102920111157729.751X104m3/d,表设计与实钻井身结构1钻头程序套管程序地层开次外径设计井深实际井深加外径设计下深实际下深/mm/m/mm/m/m剑门关组

1660.47025705080^

700569.

72444.

531023071346.10〜31003070上沙溪庙组底部须家河组底部

3314.

148704894273.1/

279.40~

48684893.5靶点，长兴组

4241.

370727047193.7/

203.10^70707045A

5165.

178617729.81276970^

76506971.06^

7729.8衬管完井2钻井主要难点分析平均机械钻速三开全井段井斜控制在以内，L04m/h1在保证井身质量的同时，机械钻速提高以上，节约钻20%陆相下沙溪庙、千佛崖、自流井、须家河组地层总1头只欠平衡井段钻井液密度井底欠3〜

51.16〜

1.65g/cn,厚度超过砂泥岩互层、岩石硬度高自流井和须家1500m,压值基本控制在左右，随着密度升高，钻时呈上1〜2MPa河组地层研磨性强，可钻性极差，导致机械钻速低、钻头升趋势因此在保证井控安全的前提下，降低钻井液密度使用寿命短，缺乏有效提速手段是本井段提速的关键井底垂深井底温度高达对测量仪器26847m,160℃,主要钻具组合钻头+浮阀双向减震器+0229mm耐高温要求高；采用常规定向，摆放工具面不易到位，井+

0228.6mm钻铤X2根+0311mm扶正器+

0228.6mm眼轨迹控制难度大钻铤根钻铤根钻铤根*4+

0203.2mm X9+

0177.8mm X3水平段长约起下钻摩阻和扭矩较大，托压问3800m,+

0139.7mm钻杆X291根+0127mm钻杆X231根题突出，严重制约了水平段延伸能力产层岩性为灰岩、

3.2超深水柱侧钻技术白云岩，部分地区为稣粒云岩和灰岩，渗透性好，易发生由于目的层深，设计采用斜导眼揭穿储层砂体，确定黏卡砂体厚度及深度后回填侧钻根据斜导眼实钻轨迹对原设斜井段长，水平位移大，保证良好的钻井液流变性4计水平段轨迹进行修正，侧钻点选择在井斜、6595m34及携岩效率，以避免井下复杂情况是一个难题，钻井液润方位为了使新老井眼尽快分离，采取从老井290[8-10]滑防卡、降摩减扭难度大由于钻井周期较长，套管防磨

[45];眼的左下方侧出，然后再逐步调整方位见图_1要求高何边，再5ml.具面5地层压力系统复杂，海相地层含量超过进5MS5%,入水平段将进一步增大气层裸露面积，增加侵入几率H S2防止危害是保障元坝超深水平井安全钻进的关键H2S后工具面^^，井眼井眼右向5nl2603钻井技术对策及实施一/前工具面5m200d

3.1井技术图侧钻工艺设计示意图1下沙溪庙须家河组地层硬度高，常规钻井平均机械〜侧钻钻具组合旋转导

0241.3mmIlCD506ZX+0172mm钻速一般低于根据对完钻井的统计，元坝、元坝

0.9mh3向短节（带近钻头井斜）+0172mm柔性短节（带0238mm等井在千佛崖须家河组钻遇高压层，发生溢流井次6〜6扶正器）+0172mm MWD+O238mm模块扶正器+0172mm双压井后安全密度窗口窄小，漏喷共存，施工难度加大；而向发电通信短节+断电保护短节非磁扶正器+浮阀+0238mm且由于该段地层对钻井液密度比较敏感压井后密度升[6-7],无磁钻杆根加重钻杆根+O127mm XI+O127mm X27+0127高，导致机械钻速显著下降因此采用液体欠平衡钻井工钻杆根钻杆mm X430+

0139.7mm艺，通过降低钻井液密度，减小钻井液对井底岩石的压持分段循环下钻至井深发指令将工具的定向方向6595m,效应，以提高机械钻速设为，使旋转导向侧向施加的力，然后在240100%6590该井是元坝地区首次在井眼应用液体欠平

0314.1mm戈」眼在侧钻点处造槽控时侧钻，前控〜6595m Ilh,3m衡钻井，采用钟摆钻具组合，钻至自流井组井深

3951.97m,时再提高到钻至井深（井斜,3h/m,2h/m,

6601.23m

33.97°全升值由58%上升至L01%,C1由

0.4%上升至

1.76虬钻进方位），新砂含量侧钻效果不明显调整工具面29020%,期间火焰高度保持在广在每次下钻排后效期间，燃烧筒3m,控制在左右，以提高侧向力；继续控时钻至2003h/m6606m,火焰高度达在保证井控安全的前提下，继续实10〜20m新砂含量增至至井深处新、老井眼中心距70%,

6608.12m施欠平衡钻进至总进尺纯钻时间4894m,1627m,

1565.75h,为侧钻成功

0.29m,

3.3水平段轨迹控制技术Discal-D和Dris-Temp为辅降低井浆失水、增强井浆热稳定针对井超深、水平段的特点，五开水平段采用旋转导性向钻井系统，旋转推进钻具，确保井眼轨迹平滑、井眼质

（4）高温稳定性技术钻井液体系中的主剂要求单剂抗量好，降低钻具摩阻和扭矩，保证钻压有效传递温能力均大于150℃;随钻加入杀菌剂X-cidel02等提高钻井旋转导向钻具组合钻头旋转液的高温稳定性；做好钻井液体系配伍抗温性评价工作，

0165.1Q406H+0121mm导向短节模块扶正器块马达防止高温稠化+0162mm+0121mm+0121mmMWD+0121mm双向通讯及发电短节+0121mm断电保

93.8管防磨保护技术护短节+

0146.1mm无磁扶正器+浮阀+

088.9mm抗压缩无磁由于水平井段长，施工周期长，为保护油层套管，采钻杆+

0101.6mm钻杆+

0139.7mm钻杆用TF非金属防磨接头+AFC7101减磨剂双效防磨技术，防钻井参数钻压20~50kN;排量12~15L/s;泵压16~18磨接头采用非金属特种增强复合材料制造，具有表面硬度MPa;顶驱转速40~80r/min;钻头转速120〜150r/mino低、表面摩擦因数低、耐磨损、强度较高的特点；减磨剂为提高水平段钻速，减少起下钻次数，优选Q406H PDC由多种抗磨材料在高温下合成，耐温达200C以上，含有多钻头，采用最新力平衡稳定技术，配备了新一代种活性基团能够迅速吸附在钻具和套管表面，形成高强度Quantec耐磨齿下钻到底后采取先向前钻进飞后再增斜保护膜，从而降低钻具对套管的磨损Force4m的施工措施，钻至时，旋转导向工具失去增斜能力，7093m根据实钻井眼轨迹，计算在钻柱的侧向6500~7050m改为稳斜钻进；钻至井斜偏低更换工具后以7099m,

1.75°,力异常偏大（见图）而且该段套管为馍基合金材质，故针2,

2.6〜

3.0°）/30m的增斜率增斜，至7177m时井斜增至对该段制定保护措施［12-13］每2根钻杆加1只

93.6°,稳斜钻进至B靶点时，较设计偏上

0.06m,偏左18m,TF156/193-NC40防磨接头，每只接头水力压耗

0.05〜

0.10满足中靶要求水平段钻进井段平均机械钻共安装只防磨接头，泵压增大不到不影响正7047~

7729.8m,MPa,293MPa,速整个水平井段井眼轨迹平滑，大部分井段全角常钻进为充分发挥防磨接头的减磨效果，在钻井液中陆

1.68m/h变化率控制在2（）/30m之内，实钻过程中摩阻基本保持在续加入AFC7101减磨剂共计

7.92t,基本维持减磨剂含量为左右以内，而且未发生任何井下复杂事故2%140kN侧向力/kN

93.7平段钻井液润滑防卡技术针对水平段摩阻大、井底温度高、携岩要求高的特点，选用钻井液体系，该体系流动性好（动HTHP/TERRA-MAX塑比约左右，携砂能力强）、润滑性好（摩阻因数〈）、

0.

50.10采用酸溶性加重材料，同时和MAX-SHIELD MIL-CARB添加剂可有效封堵微裂缝，有利于保护储层现场施工中主要通过室内小型实验指导钻井液现场维图五开钻进套管内钻柱侧向力分布2护处理，主要采取了以下措施只防磨接头入井使用时间约含起下钻、划眼29960h（）润滑降阻技术全程加入的、12%〜4%Mil-Lube等，未发生脱落或撕裂落井造成井内复杂情况，由于防磨抗高温高效润滑剂，维持钻井液极压润滑系数低TEQ-Lube接头硬度低于套管，避免了金属防磨接头卡死对套管可能于保证钻井液含油量在提高钻井液润滑性能

0.1,4%〜5%,构成的伤害完钻后全井筒清水试压合格，从磨损60MPa［1；保证大中小分子量处理剂的合理搭配，形成薄而韧的滤情况看，主要表现为防磨套和接头本体的磨损，表明防磨饼；交替使用目筛布，清除钻井液固相含量，以降80〜120接头起到了很好的套管保护作用低摩阻（）防止压差卡钻技术由于长兴组储层渗透性强，密24应用效果度过高易导致压差卡钻，过低易发生溢流，因此本井段钻通过综合应用液体欠平衡钻井、水平段旋转导向、钻井液密度控制井底压力在以内，既

1.28~

1.30g/cnR15MPa井液润滑防卡、双效防磨等多种技术，克服了地层硬度高、保证了井控安全，又降低了黏附卡钻的风险水平段长等多项技术难题，安全高效完成了元坝井的103H（）流变性控制技术保持钻井液漏斗黏度、370〜80s钻井任务，水平段最大垂深四开在井深

6761.52m,6608m塑性黏度30~35mpa・s、动切力15~18Pa、6转下读数6~8,处一次性侧钻成功，四开井眼卜入

0241.3mm

0193.7使钻井液流型处在弱紊流状态，阶段性配合采用打稠浆段复合尾管至井深该井的钻探成功为mm+O

203.1mm7045m塞的方式清扫井眼；严格控制井浆膨润土含量为2%〜

2.5%,元坝地区水平井钻井积累了宝贵经验混合胶液以稀释剂和为主控制井浆黏度，以Drill-Thin SMT5结论及建议元坝井的成功实施，为元坝地区超深水平井1103H钻井积累了宝贵的经验，为后续开发打下了技术基础下沙溪庙至须家河地层在未钻遇高压气层时，可采2取控压降密度钻井技术提高钻速防磨接头配合减磨剂的双效防磨技术能够有效降低3套管磨损采用旋转导向技术成孔质量高、井眼轨迹平4滑、摩阻扭矩小，能够满足元坝超深水平井钻井需要但进口工具价格昂贵，建议大力开展国产化应用研究汨聚合物钻井液理论抗温能力5THP/TERR A-MAX达但实际应用中仍有高温增稠现象；国内的聚150~160℃,合物钻井液体系抗温性一般在主要原因是钻井120~130℃,液处理剂的差别，建议吸收国外抗高温钻井液优点，形成国产化的超深水平井钻井液技术参考文献王萍，李文飞，张锐，等.川东北钻井复杂情况风险分析方

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15.修改稿收至」日期吠I201217编辑薛改珍〕。