普光氣田超深井鉆井技術(shù)的進步與思考

閆光慶，張金成，趙全民

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101;2.中國石化集團國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100029)

1 普光氣田概況

1.1 勘探開發(fā)歷程

普光氣田位于四川省東北部大巴山南麓，為雙石廟—普光北東向構(gòu)造帶上的一個鼻狀構(gòu)造。中國石化于1986年開始在這一地區(qū)進行勘探;1999年4月成立了中國石化南方海相項目經(jīng)理部，展開規(guī)?？碧?2002年4月成立了中國石化南方勘探開發(fā)分公司，進一步加大了勘探力度;2003年5月普光1井鉆探取得了重大突破，獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流。隨即進行重點勘探，相繼布置并完鉆了13口探井，不斷取得勘探突破。截至2006年底，探明普光氣田含氣面積約28 km2，可采儲量2511×108m3，是四川盆地目前已發(fā)現(xiàn)的國內(nèi)規(guī)模最大、豐度最高的特大型整裝海相氣田。從2005年12月第一口開發(fā)井開鉆，到2009年9月最后一口開發(fā)井完鉆，歷經(jīng)4年，共鉆成了38口開發(fā)井，順利完成了普光氣田的勘探開發(fā)任務。普光氣田于2009年10月順利投產(chǎn)，現(xiàn)已建成年產(chǎn)80億m3混合天然氣的生產(chǎn)能力。

1.2 主要鉆井技術(shù)難題[2，5]

普光氣田主要鉆遇中生界和上古生界地層，自上至下依次鉆遇遂寧組、上下沙溪廟組、千佛崖組、自流井組、須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組、長興組和龍?zhí)督M。主要目的層為飛仙關(guān)組。普光氣田的地層為陸相、海陸相交互和海相沉積，其中須家河組及其以上地層屬陸相地層，雷口坡組及其以下地層為海相地層。

普光氣田天然氣儲層埋藏深、高溫、高壓、高含硫，在鉆井過程中出現(xiàn)了一系列的問題，總體概括為噴、漏、塌、卡、硬、斜、毒、跳、斷、竄等十大世界級難題。歸納起來，普光氣田主要存在以下鉆井難題。

(1)上部陸相地層硬度高、研磨性強、可鉆性差。須家河組石英砂巖硬度達8級，上部陸相地層可鉆性級值一般在5～8之間，鉆頭壽命短，機械鉆速低。

(2)構(gòu)造高陡，井斜問題突出。普光構(gòu)造屬于褶皺構(gòu)造，地層傾角大，一般在30°～75°之間，自然造斜能力強，極易發(fā)生井斜。

(3)井壁失穩(wěn)嚴重。部分地層為裂縫性地層，極易發(fā)生井漏。普光1井在89～154 m井段出現(xiàn)5次井漏，共漏失泥漿164 m3;由于鉆井液的漏失，地層遭到鉆井液的浸泡，強度降低，再加上由于漏失鉆井液柱提供的支撐力不夠，出現(xiàn)惡性井塌。

(4)巖性多變，巖石堅硬，跳鉆嚴重，斷鉆具事故頻繁發(fā)生。鉆頭斷齒多，造成井底落物，給后續(xù)施工增加了困難。

(5)高含H2S等有毒氣體，井控難度大，風險大。

(6)固井條件復雜，施工難度大，固井質(zhì)量難以保證。

2 普光氣田超深井鉆井技術(shù)的進步[5]

從第一口探井P1井于2001年11月3日開鉆，到最后一口開發(fā)井P104－3于2009年9月19日完鉆，普光氣田超深井鉆井共經(jīng)歷了8年時間。概括起來，可將普光氣田鉆井技術(shù)的進步劃分為3個階段:探索階段、發(fā)展階段、氣體鉆井階段。

2.1 探索階段(2001年9月～2003年6月)

2.1.1 鉆井概況

該階段只打了1口井，即普光1井(記為P1)。該井是部署在普光氣田的第一口探井，為大位移定向井，原設(shè)計井深5523.77 m，垂深5180 m，水平位移1340.07 m。2001年9月28日開始搬遷，10月25日開始安裝，11月3日開鉆，2003年4月27日完鉆，6月20日完井。完鉆井深5700 m，垂深5352.25 m，水平位移1340.25 m。鉆井周期為540.27天，建井周期630.08天，平均機械鉆速為0.99 m/h，使用鉆頭124只。通過該井的鉆探，對普光氣田的地質(zhì)狀況有了初步的了解，認識到了存在的鉆井難題，為普光氣田的勘探開發(fā)提供了必不可少的第一手資料。

2.1.2 采用的鉆井技術(shù)

在普光1井施工中，采取了邊打邊總結(jié)邊研究的方法，主要采用了以下鉆井技術(shù)。

2.1.2.1 鉆頭優(yōu)選技術(shù)

(1)在下沙溪廟和千佛崖地層，優(yōu)選使用的SH33系列鉆頭的機械鉆速比HJ537系列鉆頭的機械鉆速有明顯提高;

(2)在自流井和須家河地層，改變原HJ537系列鉆頭的齒型與布齒結(jié)構(gòu)，平均機械鉆速由原來的0.48 m/h提高到0.98 m/h;

(3)在雷口坡和嘉陵江地層，與川石、百施特合作開發(fā)了適應本地區(qū)三開使用的PDC鉆頭，綜合效益提高了150%。

2.1.2.2 防斜打快技術(shù)

采用了“偏軸+單扶”鉆具組合和PDC鉆頭+井下動力鉆具復合驅(qū)動的鉆井方式。

2.1.2.3 套管防磨技術(shù)

應用FM系列鉆柱式防磨減扭接頭，有效保護了技術(shù)套管。

2.1.2.4 鉆井液技術(shù)

針對鉆井過程中出現(xiàn)的井漏、HS、CO2－、23HCO3－含量超標、鉆井液密度低等問題，經(jīng)多方調(diào)研與研究，將鉆井液轉(zhuǎn)化為聚合醇聚磺鉆井液體系，同時采取了一些有力措施來提高鉆井液的攜砂和防塌能力、高溫穩(wěn)定性、潤滑性以及消除 CO2－、3HCO3－對鉆井液性能的影響。

2.2 發(fā)展階段(2003年7月～2005年12月)

2.2.1 鉆井概況

該階段先后鉆了 9口探井，即 P2、P3、P4、P5、P6、P7、P8、P9、P11 井。分為3 個鉆井輪次。本階段主要是認真總結(jié)了P1井的經(jīng)驗和教訓，通過推廣應用鉆頭優(yōu)選、PDC+螺桿復合鉆井、防斜打快、防漏堵漏等技術(shù)提高鉆井速度，因此發(fā)展階段也可稱為提速階段。

2.2.2 采用的鉆井技術(shù)

在該階段，圍繞提高普光氣田鉆井速度的目標，采用了一系列鉆井技術(shù)。

2.2.2.1 鉆頭優(yōu)選技術(shù)

在雷口坡地層、白云巖地層硬度高，研磨性強，使用M1375鉆頭，其肩部主力切削齒先期磨損速度較快，影響鉆頭使用壽命，推薦使用了M1385鉆頭;在嘉陵江及飛仙關(guān)組，推薦使用了M1375鉆頭;長興、龍?zhí)督M地層硬度相對較高，極少量的井段含有燧石結(jié)核，但大段巖性均質(zhì)，燧石結(jié)核對金剛石鉆頭沖擊破壞性大，使用金剛石鉆頭時需密切注意鉆時變化，可避開含燧石結(jié)核的井段使用PDC鉆頭。經(jīng)統(tǒng)計 P5、P6、P7、P8、P9 井的實鉆資料可知:牙輪鉆頭的平均機械鉆速為1.41 m/h，PDC鉆頭的平均機械鉆速為2.74 m/h，PDC鉆頭平均機械鉆速比牙輪鉆頭提高了94.33%。

2.2.2.2 PDC+螺桿復合鉆井技術(shù)

通過在雷口坡、嘉陵江和飛仙關(guān)組嘗試PDC鉆頭+螺桿復合鉆井技術(shù)，鉆井速度明顯提高，最高機械鉆速超過了10 m/h，創(chuàng)造了PDC鉆頭的最高指標。

2.2.2.3 防斜打快及垂直鉆井系統(tǒng)

采用了偏軸接頭鉆具組合、PDC鉆頭+直螺桿鉆具組合、柔性鐘擺鉆具組合、小鐘擺鉆具組合等控制井斜，并取得了一定的效果。尤其在P7井引進試驗了POWER－V垂直鉆井系統(tǒng)，試驗井段最大井斜2.89°，絕大部分井段的井斜控制在2°以下，防斜效果較好。最低機械鉆速1.32 m/h，最高2.32 m/h，機械鉆速也有所提高。

2.2.2.4 防漏堵漏鉆井技術(shù)

針對普光氣田裸眼段長、縫洞孔喉尺寸難確定、存在張開性裂縫和巖石骨架承壓能力低等特點。在橋塞堵漏的基礎(chǔ)上，引入凝膠聚合物和膠結(jié)劑，研究形成了凝膠堵漏新技術(shù)。在PA－2、PB－2、P4－2、P6－4等井進行了成功應用?，F(xiàn)場應用表明:凝膠堵漏技術(shù)能適應川東北地區(qū)陸相、海相地層復雜堵漏，以及漏層不定的長裸眼段承壓堵漏，對不同裂縫、孔隙適應性強，提高地層承壓能力＞15 MPa，施工成功率＞95%。

2.2.3 發(fā)展階段鉆井技術(shù)的進步

9口探井的具體鉆井指標見表1。

表1 普光氣田發(fā)展階段完鉆探井的基本情況

發(fā)展階段與探索階段相比，鉆井周期由探索階段的540.27天(約18個月)降到299.51天(約10個月)，縮短了44.56%;機械鉆速由探索階段的0.99 m/h提高到1.70 m/h，提高了71.72%;鉆頭用量由124只減少到63只，減少了49.19%。由此可知，經(jīng)過發(fā)展階段，普光氣田超深井鉆井技術(shù)取得了比較明顯的進步。

2.3 氣體鉆井階段(2006年1月～2009年10月)

2006年1月17日，以第一口開發(fā)井P302－1采用氣體鉆井技術(shù)開鉆為標志，普光氣田鉆井進入了大提速鉆井階段，即氣體鉆井階段。

2.3.1 氣體鉆井技術(shù)在P302－1井的首次試驗

為了從鉆井方式上大幅度提高機械鉆速，在上沙溪廟組、千佛崖和自流井組地層第一次進行了氣體鉆井新技術(shù)的嘗試，試驗井段為564.00～3002.07 m，占全井設(shè)計井深的44.3%，最高機械鉆速達到了11.31 m/h，平均機械鉆速為8.50 m/h，該井段只使用了5只鉆頭，施工時間只有20天。與前期完鉆的6口探井相同井段鉆井指標相比，機械鉆速從1.57 m/h提高到8.50 m/h，提高了4.41倍，施工時間由124.17天減少到25.36天，減少了98.81天，鉆頭數(shù)量由67只減少到7只，減少了60只(見表2)。采用氣體鉆井新技術(shù)不但大大提高了鉆井速度，而且也徹底解決了井漏問題，另外，由于氣體鉆井鉆進時的鉆壓小于常規(guī)鉆井液鉆進的鉆壓，因此井斜問題也得到了較滿意的解決。

表2 普光氣田不同鉆井方式二開鉆井指標對比

2.3.2 氣體鉆井技術(shù)在普光氣田的推廣應用

氣體鉆井技術(shù)在P302－1井的成功應用拉開了普光氣田推廣應用氣體鉆井技術(shù)的序幕。此后開鉆的3口探井和其余37口開發(fā)井全部采用了氣體鉆井技術(shù)。通過對氣體鉆井技術(shù)的實踐和研究，逐步摸索出了一套適應普光氣田地質(zhì)特點的空氣鉆井、霧化鉆井、氮氣鉆井、牙輪鉆頭氣體鉆井、PDC鉆頭氣體鉆井、空氣錘氣體鉆井等氣體鉆井綜合配套技術(shù)。

普光氣田38口開發(fā)井全部采用了氣體鉆井技術(shù)，共實施氣體鉆井67井次，累計進尺9.46×104m，占總進尺的48.5%，平均機械鉆速7.62 m/h。其中空氣鉆井50井次，平均機械鉆速7.80 m/h，氮氣鉆井11井次，平均機械鉆速4.63 m/h，霧化鉆井6井次，平均機械鉆速8.46 m/h(詳見表3)。

2.3.3 氣體鉆井階段鉆井技術(shù)的進步

該階段共完成了41口井的鉆井施工，包括3口探井和38口開發(fā)井(其中直井2口，定向井30口，水平井6口)。據(jù)統(tǒng)計，平均完鉆井深5999 m，平均鉆井周期232.06天，平均機械鉆速2.61 m/h，平均鉆頭用量34只。

表3 氣體鉆井技術(shù)在普光氣田的應用情況

該鉆井階段與發(fā)展階段相比，最突出的特點是氣體鉆井技術(shù)的廣泛應用，鉆井周期由發(fā)展階段的299.51天減少到232.06天，縮短了22.52%;機械鉆速由 1.70 m/h提高到 2.61 m/h，提高了53.53%;鉆頭用量由發(fā)展階段的63只減少到34只，減少了46.03%。由此可知，經(jīng)過氣體鉆井階段，普光氣田超深井鉆井技術(shù)取得了更大的進步。

3 對普光氣田超深井鉆井實踐的思考

普光氣田超深井鉆井實踐歷經(jīng)8年，超深井鉆井技術(shù)取得了巨大的進步，不但為普光氣田的早日投產(chǎn)提供了強有力的技術(shù)支持，而且為中國石化超深井鉆井技術(shù)的發(fā)展積累了一定的經(jīng)驗。

在肯定普光氣田超深井鉆井技術(shù)取得巨大進步的同時，本文對普光氣田超深井鉆井實踐也進行了認真的思考，并對中國石化超深井鉆井技術(shù)的發(fā)展提出了一些建議。

3.1 氣體鉆井技術(shù)對普光氣田超深井鉆井技術(shù)的進步起到了革命性的作用

氣體鉆井技術(shù)應用之前，在普光氣田已經(jīng)實施了10口探井，分為4個鉆井輪次，詳見表4。

表4 各鉆井輪次鉆井指標對比

由表4可以看出，由探索階段到發(fā)展階段，各項鉆井指標都有了較大的進步。但在發(fā)展階段的3個鉆井輪次中，各項鉆井指標變化不大，基本維持在同一個水平。這就充分說明了不改變鉆井方式、不采取新的鉆井技術(shù)，是很難再把各項鉆井指標提高一個水平的。正是在這種情況下，積極引進并推廣應用了氣體鉆井技術(shù)。

如上所述，氣體鉆井技術(shù)是一種不同于常規(guī)鉆井液鉆井的技術(shù)，成功地應用于普光氣田上部陸相井段，與常規(guī)鉆井液鉆井相比，機械鉆速同比提高4～8倍，鉆井周期縮短60～90天;井斜控制良好;避免了因地層吸水膨脹引起的井眼復雜;有效地避免了井漏的發(fā)生;提高了單只鉆頭進尺，大幅度節(jié)約了鉆頭使用量;節(jié)省了鉆井液費用。因此可以說氣體鉆井技術(shù)對普光氣田超深井鉆井技術(shù)的進步起到了革命性的作用。

因此建議在深井超深井鉆井實踐中，應根據(jù)不同地區(qū)的地質(zhì)特性，選擇最優(yōu)的鉆井方法與鉆井技術(shù)，這樣才能達到事半功倍的提速效果。

3.2 氣體鉆井技術(shù)也帶來了一些工程問題，影響了提速潛力的發(fā)揮

任何事物都有正反兩個方面，氣體鉆井技術(shù)帶來巨大提速優(yōu)勢的同時，也帶來了一些工程問題，尤其是在應用初期，斷鉆具、地層出水引起卡鉆、氣液轉(zhuǎn)換引起井壁失穩(wěn)、井下燃爆著火等時有發(fā)生，給正常生產(chǎn)帶來了較大影響。

統(tǒng)計普光氣田實施氣體鉆井的41口井，其中26口井發(fā)生鉆具復雜共計65次，包括鉆桿斷裂33次，鉆鋌斷裂12次，加重鉆桿斷裂7次，鉆桿脫扣5次，空氣錘錘頭斷裂8次。鉆具失效頻率平均1.6次/井，P101井高達9次。P204－2井因斷鉆鋌損失58.5 h，P201－1井因斷空氣錘錘頭填井側(cè)鉆，損失284 h。P2011－3井氣體鉆井完鉆轉(zhuǎn)換鉆井液后劃眼用時10天，P106－2H井氣體鉆井完鉆轉(zhuǎn)換鉆井液后劃眼用時25天。氣體鉆井技術(shù)不僅給井下安全帶來了一定隱患，而且增加了鉆具投入費用，更重要的是增加了打撈、起下鉆、劃眼時間，部分抵消了氣體鉆井技術(shù)的提速效果。

表5是前期10口井應用氣體鉆井技術(shù)的情況，從中可以看出，各井的鉆井指標存在較大的差距，機械鉆速最高為13.9 m/h(P4－2井)，最低為4.5 m/h(PA－2井);施工時間最短11天，最長58天;使用鉆頭最少為2只，最多12只。分析原因，雖然與各井的地質(zhì)環(huán)境情況不同有關(guān)，但主要原因是各氣體鉆井服務隊伍的技術(shù)水平有較大差異。參加普光氣田氣體鉆井技術(shù)服務的隊伍有5家，其中中國石化內(nèi)部隊伍三支(勝利、中原、西南各一支)、威德福一支、中石油一支。

中國石化應統(tǒng)一成立氣體鉆井技術(shù)服務中心，整合系統(tǒng)內(nèi)分散資源，集中人力、物力，加大新技術(shù)應用過程中出現(xiàn)問題的研究與處理力度，盡快形成適合應用地層地質(zhì)特點的氣體鉆井綜合配套技術(shù)，使之發(fā)揮出最大的提速潛力。

表5 前期10口井應用氣體鉆井技術(shù)的情況

3.3 沒有專業(yè)化打撈公司，故障復雜處理時間長損失大

中國石化在川東北還沒有一家專業(yè)化打撈公司。一旦出現(xiàn)井下復雜事故，都是各鉆井承包商自行處理，不但處理時間長，而且損失巨大。P105井2007年5月28日空氣錘錘頭斷落，“落魚”長0.70 m，5月29日開始打撈，至6月17日恢復正常鉆進，共打撈處理19天。先后進行各種方式打撈、磨銑23次，使用公錐3只，強磁2個，打撈筒2個，磨鞋6只。在普光氣田有5口井因為發(fā)生故障復雜而未能采取及時有效的處理措施，不得不填井側(cè)鉆，造成了巨大的損失。

因此建議中國石化選擇一家實力強的鉆井公司或管具公司為依托，由中國石化出一部分資金進行重點扶持，用于購買專用打撈工具，并從中國石化內(nèi)部調(diào)派3～5名具有豐富打撈經(jīng)驗的復雜事故處理人才，成立一家中國石化自己的專業(yè)化打撈公司，為中國石化超深井鉆井技術(shù)的進步保駕護航。

4 結(jié)語

(1)普光氣田鉆井技術(shù)的發(fā)展經(jīng)歷了探索、發(fā)展和氣體鉆井3個階段，雖然只有8年，但取得了巨大的技術(shù)進步，有力地保障了普光氣田的開發(fā)建設(shè)。

(2)氣體鉆井技術(shù)是提高普光氣田上部陸相地層鉆井速度的最經(jīng)濟實用的鉆井新技術(shù)，對普光氣田超深井鉆井技術(shù)的進步起到了革命性的促進作用。

(3)建議成立氣體鉆井技術(shù)服務中心，集中人力、物力，加大新技術(shù)應用過程中出現(xiàn)問題的研究與處理力度，使之發(fā)揮出最大的提速潛力。

(4)建議成立一家專業(yè)化打撈公司，為中國石化超深井鉆井技術(shù)的進步保駕護航。

(5)普光氣田超深井鉆井綜合配套技術(shù)對川東北地區(qū)的其它氣田，乃至對中國石化超深井的鉆井都具有重要的指導意義。

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