元壩超深水平井鉆井技術(shù)跟蹤分析

羅朝東 王旭東 楊 峰 王大勇 肖慶福

(中石化西南石油工程公司鉆井工程研究院， 四川 德陽(yáng) 618000)

川元壩地區(qū)主力氣藏構(gòu)造飛仙關(guān)和長(zhǎng)興組為灰色溶孔鮞粒白云巖、顆粒云巖、白云質(zhì)灰?guī)r組成，儲(chǔ)層物性較好，裂縫發(fā)育，孔隙度高，適合采用水平井技術(shù)開發(fā)[1-6]。目的層垂深均超過(guò)6 500 m，鉆井過(guò)程中存在以下主要技術(shù)難點(diǎn)：井底預(yù)計(jì)最高溫度達(dá)到160 ℃，最高壓力150 MPa,對(duì)定向儀器和工具的要求較苛刻，易導(dǎo)致定向儀器和工具提前失效；側(cè)鉆點(diǎn)深，地層硬度高，可鉆性差，側(cè)鉆難度大；井深，摩阻大，工具面難以擺到位，鉆壓不能有效傳遞到鉆頭上；地質(zhì)特征橫向變化大，儲(chǔ)層深度仍難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)，實(shí)鉆過(guò)程中需要多次調(diào)整靶點(diǎn)；高溫高密度條件下鉆井液高溫穩(wěn)定性、流變性、潤(rùn)滑性、井眼凈化能力等調(diào)控難度大。

本次研究中，通過(guò)跟蹤分析元壩103H井和元壩121H井，對(duì)比分析其應(yīng)用效果，最終確定超深水平井鉆井技術(shù)方案。

1 優(yōu)選測(cè)量?jī)x器和定向工具

1.1 儀器和工具選擇

元壩地區(qū)超深水平井井底溫度超過(guò)150 ℃，最大超過(guò)140 MPa，此條件對(duì)測(cè)斜儀器和定向工具要求極高。元壩地區(qū)超前期的深側(cè)鉆定向井應(yīng)用的是“高溫螺桿+MWD技術(shù)”。國(guó)外的高溫螺桿和儀器在元壩超深側(cè)鉆井應(yīng)用情況普遍較好，最大斜深達(dá)7 483 m，最大井斜達(dá)80.95°，最高溫度達(dá)159 ℃，最高壓力達(dá)155 MPa。而國(guó)內(nèi)螺桿和儀器在溫度超過(guò)150 ℃以后，使用壽命縮短，故障率增高，應(yīng)用效果不佳。

通過(guò)調(diào)研國(guó)外先進(jìn)技術(shù)，選用貝克休斯的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具和威德福的“高溫螺桿+MWD”組合技術(shù)。“高溫螺桿+MWD”組合抗溫指標(biāo)為175 ℃，抗壓指標(biāo)為172.4 MPa；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具抗溫指標(biāo)為175 ℃，抗壓指標(biāo)為206.85 MPa。

1.2 應(yīng)用效果對(duì)比分析

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向在元壩103H井，鉆井操作共下入11趟，應(yīng)用情況較好。在元壩121H井的導(dǎo)眼段鉆入5趟，均出現(xiàn)設(shè)備故障，遂更換為“高溫螺桿+MWD組合”完成導(dǎo)眼段鉆井。下入最后兩次直至完鉆，進(jìn)入水平段后黏附托壓現(xiàn)象較為嚴(yán)重。

1.2.1 機(jī)械鉆速分析

對(duì)比元壩121H第一次側(cè)鉆定向段與元壩103H定向段機(jī)械鉆速，繪制圖1所示曲線。

圖1 定向段機(jī)械鉆速對(duì)比

圖2表明，定向鉆進(jìn)時(shí)元壩103 H旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的機(jī)械鉆速高于元壩121H第一次側(cè)鉆造斜段螺桿的機(jī)械鉆速。這主要是因?yàn)椋瑒?dòng)定向時(shí)的鉆頭轉(zhuǎn)速下降，由于托壓的影響，定向效率降低。以元壩121H側(cè)鉆定向段7 099 m至7 187 m段為例，滑動(dòng)時(shí)平均機(jī)械鉆速為1.55 mh,復(fù)合時(shí)平均機(jī)械鉆速為2.18 mh,滑動(dòng)段長(zhǎng)所占比例為整個(gè)段長(zhǎng)的64%,鉆進(jìn)時(shí)間卻占71.6%。

圖2 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和螺桿滑動(dòng)定向摩阻對(duì)比

1.2.2 摩阻扭矩分析

使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井可以精確控制井斜角及方位角，導(dǎo)向裝置的近鉆頭井斜測(cè)量單元距離鉆頭只有1.3 m，測(cè)量的及時(shí)性有利于提高井眼軌跡控制精度。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向?yàn)檫B續(xù)穩(wěn)定性造斜，鉆出的井眼軌跡平滑，有效地降低了鉆具摩阻和扭矩，提高了井下安全性。

從圖2、圖3中可以看出，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向所鉆井段的摩阻扭矩小于“高溫螺桿+MWD”組合所鉆井段。

圖3 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和螺桿滑動(dòng)扭矩對(duì)比

1.2.3 造斜能力分析

通常旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)在較硬地層的造斜率每30 m約為5°～ 6°，在較軟地層可以達(dá)到7°～ 8°。比起旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，螺桿鉆具的側(cè)向力相對(duì)較大，因而造斜效率更高。對(duì)應(yīng)不同的螺桿彎曲角度，造斜率選擇范圍較廣。

1.2.4 工作穩(wěn)定性分析

運(yùn)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，在元壩103H井和121H井施工中共下入16趟。因儀器故障起鉆12次，故障率高達(dá)75%，其中3趟鉆入無(wú)進(jìn)尺。在元壩121H井斜導(dǎo)眼段，連續(xù)出現(xiàn)5趟起鉆儀器故障，平均有效鉆進(jìn)時(shí)間只有28.6 h，更換為“高溫螺桿+MWD”組合后才保持繼續(xù)鉆進(jìn)。

在元壩103H井和元壩121H井中，高溫螺桿成功率為100%，單根螺桿最高循環(huán)時(shí)間為325.97 h，單純鉆井時(shí)間為244.79 h，進(jìn)尺為503.6 m。在元壩121H井鉆進(jìn)中，第一次側(cè)鉆定向在水平段卡鉆1次，此外施工過(guò)程中共下入25趟耐高溫MWD，7趟出現(xiàn)MWD故障，其中6趟鉆進(jìn)時(shí)無(wú)進(jìn)尺，儀器故障率為28%。

從圖 4中可以看出，高溫螺桿的成功率為100%，高溫MWD的成功率為73%，而旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的入井成功率只有25%，遠(yuǎn)低于高溫MWD和高溫螺桿，且旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向中高溫MWD的穩(wěn)定性也是最薄弱環(huán)節(jié)。

圖4 設(shè)備下井成功率直方圖

1.3 優(yōu)選方案

由以上分析可知，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)具有定向機(jī)械鉆速高和摩阻扭矩小等優(yōu)點(diǎn)，但也存在造斜能力較弱、高溫工作穩(wěn)定性差和經(jīng)濟(jì)適用性不強(qiáng)等缺點(diǎn)?！案邷芈輻U+ MWD”技術(shù)能基本滿足元壩超深水平井定向施工的需要，在此推薦使用。國(guó)外高溫螺桿動(dòng)力強(qiáng)，穩(wěn)定性好，使用時(shí)間長(zhǎng)，可為首選，同時(shí)還可以試用國(guó)內(nèi)改進(jìn)的高溫螺桿。提高M(jìn)WD的高溫穩(wěn)定性是降低儀器故障率的關(guān)鍵，要進(jìn)一步引進(jìn)高溫穩(wěn)定性更好的MWD。

2 超深水平井軌跡控制技術(shù)分析

2.1 超深井側(cè)鉆技術(shù)

元壩超深水平井側(cè)鉆施工井段一般位于飛仙關(guān)組或者長(zhǎng)興組，可鉆性極值為6 ～7，常規(guī)水泥塞可鉆極值為2 ～ 3，差異較大，側(cè)鉆難度大。結(jié)合實(shí)鉆情況和力學(xué)分析[7-8]，發(fā)現(xiàn)“彎接頭+直螺桿”組合側(cè)鉆力強(qiáng)、造斜率高，適宜于該地區(qū)側(cè)鉆。優(yōu)選推薦側(cè)鉆施工鉆具組合為“牙輪鉆頭+直螺桿+2.5°～2.75°彎接頭”。

為了提高側(cè)鉆成功率，應(yīng)嚴(yán)格遵守以下技術(shù)要求:

(1)側(cè)鉆點(diǎn)應(yīng)選在巖性比較穩(wěn)定的可鉆性較好的層段。

(2)選在斜導(dǎo)眼段的井斜或方位變化率比較大的位置側(cè)鉆。

(3)應(yīng)盡量變方位穩(wěn)斜或降斜側(cè)鉆。

(4)設(shè)計(jì)適當(dāng)?shù)木砥拭?，使?cè)鉆后的井段最短。

(5)保證水泥塞質(zhì)量。水泥塞位置要打準(zhǔn)，打水泥塞前必須根據(jù)測(cè)井資料做好地面試驗(yàn)，候凝時(shí)間應(yīng)為48 h以上，側(cè)鉆點(diǎn)水泥塞承壓能力需達(dá)到15 t。

(6)在側(cè)鉆點(diǎn)處造臺(tái)肩時(shí)長(zhǎng) 30～60 min，以該井段正常鉆時(shí)的3 ～ 5倍控制鉆時(shí)鉆進(jìn)。側(cè)鉆過(guò)程中,每0.5 m 取一次砂樣 ,并測(cè)定出巖屑含量。巖屑含量達(dá)90% 以上時(shí),可逐漸提高鉆速,直至正常加壓鉆進(jìn)。

(7)要求送鉆均勻,操作平穩(wěn),嚴(yán)防溜鉆。

2.2 造斜段軌跡控制技術(shù)

在施工前，根據(jù)設(shè)計(jì)的造斜率，要先選擇好螺桿型號(hào)和彎度。如果是首次在該區(qū)塊或地層施工，可以先用造斜率預(yù)測(cè)理論進(jìn)行分析。目前比較成熟的理論主要有3種，包括三點(diǎn)定圓法、平衡曲率法和極限曲率法。在實(shí)際鉆進(jìn)過(guò)程中，受鉆井參數(shù)、地層和工具面等參數(shù)的影響，實(shí)鉆軌跡和設(shè)計(jì)軌跡存在偏差。這時(shí)必須根據(jù)測(cè)斜數(shù)據(jù)核算工具的實(shí)際造斜率以及預(yù)測(cè)井底的位置參數(shù)和矢量參數(shù)，做出待鉆軌跡設(shè)計(jì)，再對(duì)當(dāng)前造斜工具和技術(shù)方案進(jìn)行評(píng)價(jià)和決策，以確定是否需要調(diào)整操作參數(shù)(鉆壓、工具面、定向復(fù)合狀態(tài)轉(zhuǎn)換等)，選擇起鉆時(shí)機(jī)[9]。

2.3 水平段跡控制技術(shù)

水平段控制是著陸進(jìn)靶后在給定的靶體內(nèi)鉆出整個(gè)水平段的過(guò)程，技術(shù)上要求實(shí)鉆軌跡不得穿出靶體之外。水平段控制的關(guān)鍵思想就是要“留有余地”。水平段控制的實(shí)鉆井眼軌道在豎直平面中是一條上下起伏的波浪線，鉆頭位置距靶體上下邊界的距離是控制的關(guān)鍵參數(shù)。特別需要注意的是，當(dāng)判定鉆頭到達(dá)邊界較近的某一位置，直至達(dá)到一個(gè)轉(zhuǎn)折點(diǎn)時(shí)，然后才會(huì)按預(yù)想的要求發(fā)生變化，這種情況在增斜或降斜中都存在。如果不考慮這種滯后現(xiàn)象，很有可能在調(diào)整井段中出靶。對(duì)水平段的控制須留有余地，同時(shí)應(yīng)分析計(jì)算這種滯后現(xiàn)象帶來(lái)的增量，保證在轉(zhuǎn)折點(diǎn)(極限位置)也不出靶，以便留出足夠的進(jìn)尺來(lái)確定調(diào)整時(shí)機(jī)，實(shí)施調(diào)控。

3 超深水平井鉆井液技術(shù)分析

元壩103H井和121H井側(cè)鉆造斜段用的主鉆井液體系均為金屬離子聚磺防塌鉆井液。水平段元壩103H井使用HTHPTERRA-MAX鉆井液體系，元壩121H井使用金屬離子聚磺混油防卡鉆井液。就鉆井液體系的濾失性、封堵性、潤(rùn)滑性和儲(chǔ)層保護(hù)性等而言， HTHPTERRA-MAX鉆井液體系實(shí)鉆效果優(yōu)于金屬離子聚磺混油防卡體系，但HTHPTERRA-MAX體系熱敏性相對(duì)稍強(qiáng)。金屬離子聚磺混油防卡體系在元壩區(qū)塊深層段的應(yīng)用較為成熟，且與多種類型的鉆井液處理劑如聚合醇、硅醇、陽(yáng)離子聚合物等都具有較好的兼容性，材料來(lái)源廣泛、能滿足噴、漏等應(yīng)急和支援的需要。從成本和材料保障的角度來(lái)考慮，推薦采用金屬離子聚磺混油防卡鉆井液。

3.1 側(cè)鉆造斜段鉆井液技術(shù)

3.1.1 體系、配方和處理添加劑

鉆井液體系：金屬離子聚磺防塌防卡鉆井液。

基本配方：上部井漿+(0.3%～0.5%)MMAP+4%SMP-2+(2%～3%)SMC+3%SMT+4%SPNH+2%RH220+(1%～3%)SF15W-40+(2%～3%)FT-342+0.2%SP-80+(2%～3%)超細(xì)活化石墨粉+(3%～4%)LF-1+重晶石。

處理添加劑：FA-367、K-PAM、燒堿、純堿、SMC、除硫劑、堵漏劑、非滲透抗壓處理劑KSY等。

3.1.2 技術(shù)措施

在造斜點(diǎn)前50 m附近，加入足量的液體潤(rùn)滑劑RH220，提高井漿潤(rùn)滑性能，降低井內(nèi)摩阻。鉆進(jìn)過(guò)程中，根據(jù)鉆井液的實(shí)際消耗情況及鉆井液性能的變化，及時(shí)補(bǔ)充抗溫抗鹽類處理劑，保證處理劑的含量。

強(qiáng)化鉆井液的防漏措施，并預(yù)先做好防漏、堵漏工作。該井段井溫較高，應(yīng)提高鉆井液的抗溫能力，同時(shí)做好高壓氣藏的防范工作。

在局部高滲地層中，鉆井液易形成虛厚泥餅并導(dǎo)致井眼縮徑卡鉆和黏附卡鉆。針對(duì)局部高滲地層，在鉆井過(guò)程采取高潤(rùn)滑性堵漏漿進(jìn)行承壓堵漏，堵漏配方中選擇2 mm以內(nèi)的堵漏材料，以細(xì)顆粒材料為主。堵漏施工中，使用高承壓、間歇關(guān)擠堵，以有效提高地層承壓能力，消除阻卡隱患。

3.2 水平段鉆井液技術(shù)

3.2.1 體系、配方和處理添加劑

鉆井液體系：金屬離子聚磺混油防卡鉆井液。

基本配方：上部鉆井液+3%FT-342+(2%～4%)QS-2+(2%～4%)SMP-2+(3%～4%)SMC+(1%～2%)SMT+(2%～3%)SPNH+(3%～8%)R高效潤(rùn)滑劑+(1%～3%)RH102+(0.3%～1%)乳化劑+(5%～10%)原油+重晶石。

處理添加劑：FA-367、K-PAM、燒堿、純堿、除硫劑、堵漏劑、非滲透抗壓處理劑KSY等。

3.2.2 技術(shù)措施

鉆井液按要求加入的原油、OP-10、SP-80轉(zhuǎn)換為聚磺混油鉆井液，根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)確定復(fù)合乳化劑的最佳種類及加量。

根據(jù)實(shí)際情況調(diào)節(jié)處理劑含量，使井漿具較強(qiáng)的抑制防塌能力、失水造壁性和潤(rùn)滑性。制定好混油時(shí)恢復(fù)密度和穩(wěn)定性能的處理措施，避免鉆井液密度和性能的大幅度波動(dòng)。潤(rùn)滑劑RH220和防塌劑加量至設(shè)計(jì)上限值，可加大RH102極壓潤(rùn)滑劑和高效減阻抗磨劑的用量?；煊秃?，盡可能使用細(xì)目振動(dòng)篩網(wǎng)，開動(dòng)除砂器凈化鉆井液固相。

加強(qiáng)監(jiān)測(cè)，在鉆遇含H2S氣層前，提高pH 值，并調(diào)整鉆井液密度直至壓穩(wěn)地層流體同時(shí)加入除硫劑，確保鉆井液中H2S含量不高于50 mgm3。

觀察巖屑返出情況，利用機(jī)械和水力防止和清除巖屑床。儲(chǔ)層段主要通過(guò)提高鉆井液抑制性和封堵劑提高鉆井液的防塌抑制性，維持井壁穩(wěn)定。

現(xiàn)場(chǎng)隨時(shí)檢測(cè)含油量，補(bǔ)充已消耗的原油和乳化劑。加強(qiáng)溢流檢測(cè)，定時(shí)觀察和記錄液面變化。

4 結(jié) 語(yǔ)

經(jīng)過(guò)以上分析，推薦選用國(guó)外技術(shù)成熟的“高溫螺桿+MWD”進(jìn)行元壩超深水平井定向施工。國(guó)外高溫螺桿具有動(dòng)力強(qiáng)、穩(wěn)定性好、使用時(shí)間長(zhǎng)等優(yōu)點(diǎn)，可以作為首選。提高M(jìn)WD的高溫穩(wěn)定性是降低儀器故障率的關(guān)鍵，要進(jìn)一步引進(jìn)評(píng)價(jià)高溫穩(wěn)定性更好的MWD。

側(cè)鉆段推薦采用“牙輪鉆頭+高溫直螺桿+2.5°～2.75°彎接頭+高溫MWD”組合，應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行側(cè)鉆技術(shù)措施，提高側(cè)鉆成功率。

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