元坝124井超深井钻井关键技术

赵洪山 （胜利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营257017）

元坝124井超深井钻井关键技术

赵洪山 （胜利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营257017）

元坝地区地质因素复杂，存在陆相地层厚度大、砂泥岩互层频繁、可钻性差以及自流井组－须家河组地层超高压、压力窗口窄等特点，所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故，机械钻速低，施工周期长。元坝124井是元坝地区的一口重点预探井，钻井过程中先后实践应用了气体钻井、控压钻井等多项新技术，创造了元坝区块钻井周期最短、机械钻速最高等多项记录。除了我国超深井自身气体钻井、控压钻井技术水平较以前有了大幅度提升外，下部陆相地层引进了Smith公司“孕镶金刚石钻头＋涡轮钻具”技术、海相地层应用了“国民油井抗高温螺杆＋贝克休斯高效PDC钻头”复合钻井，显著提高了机械钻速，有效缩短了该井钻井周期。该井平均机械钻速2．8m／h，钻井周期253．84d，是目前元坝地区钻井周期最短的一口。

超深井；气体钻井；控压钻井；复合钻井；孕镶金刚石钻头

元坝地区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，属于元坝低缓构造带的主体部分，具有发育大型礁滩相储层的沉积背景，是川气东送工程的重要能源接替阵地。元坝124井作为探区一口重点预探井，设计井深7120m，于2010年4月22日3∶00开始打导眼，截止到2010年12月31日23∶10三开钻至7032．49m全井完钻。全井平均机械钻速2．8m／h，钻井周期253．84d，创造了元坝区块钻井周期最短、机械钻速最高等多项记录。与之前元坝地区钻井指标最好的元坝1井相比，全井平均机械钻速提高达40%，钻井周期缩短了42d，为今后元坝地区的钻井施工积累了宝贵的经验。

1 元坝地区钻井技术难点分析

元坝地区垂向上复杂地层较多，钻进过程中地层不稳定，易发生井漏、塌、斜等复杂情况，钻井施工难度较大［1～5］。综合邻井资料分析，元坝124井钻井施工主要存在以下技术难点：

1）剑门关组地层多存在裂缝性漏层，且多数井上部有微出水层。

2）上沙溪庙组地层上部的微出水层，其承压不高，钻井液密度超过1．90g／cm3时易漏；底部存在垮塌层，空气钻井难以实施。

3）自流井组－须家河组复杂地层有3个特点：①油气藏多为裂缝性气藏，钻遇高压层泥浆密度2．10g／cm3才能平衡地层压力，压力窗口窄，压井时易出现喷、漏同存；②自流井组与须家河组地层的砂砾岩层可钻性极差，机械钻速低、易发生钻具和钻头事故；③泥岩段不稳定，易出现掉块卡钻。

4）嘉陵江组地层多井钻遇高压盐水层，对钻井速度造成了一定影响。

5）雷口坡组、茅口组和栖霞组地层局部有存在高压气层的可能。

6）长井段、复杂压力体系、复杂地层条件下钻井液维护和固井施工难度大。

2 元坝124井钻井关键技术

针对上述钻井技术难题，坚持科学钻井的原则，一方面通过优化设计合理的井身结构，针对不同地层特点优选出合适的钻头类型，以及加强气体钻井、控压钻井技术的研究攻关；另一方面尝试引进并应用国外新技术新工艺，例如Smith公司涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头、国民油井抗高温螺杆配合贝克休斯HCD506ZX高效PDC钻头复合钻井，通过制定合理的施工方案和措施，元坝124井的超深井钻井取得了不错的应用效果。

2．1 井身结构优化设计技术

元坝探区钻井普遍较深，钻探茅口组的井已接近7500m，区域压力系统也十分复杂。2009年7月之前，主要采用的井身结构是“508．0mm＋339．7mm＋273．1mm＋193．7mm＋146．1mm”，各开次下深见图1“原方案”。该套井身结构存在下面几个方面的问题［6，7］：①导管下深浅，不能有效封隔疏松表层及地表水，导致导管钻进过程中发生多次渗漏，并严重影响了下一开次井段空气钻的实施；②表层套管下深浅，不能有效封固上沙溪庙组低承压地层，给二开带来了极大的风险，引起多起故障与复杂；③技术套管不能将须家河组、雷口坡组的高压层位完全封固，导致雷口坡组、嘉陵江组地层均使用高密度钻进，增加了安全风险，同时受密度的限制，许多提速措施难以实施，钻井速度大受影响，而且极易发生卡钻事故。

为此，对探区井身结构进行了优化设计，详见图1“新方案”，新井身结构增加了508mm、339．7mm套管和273．1mm套管的下深，有效封隔了复杂层位。同时，新井身结构设计“留有余地”，如果在嘉陵江组钻遇高压层，则可以提前下入193．7mm套管，采用146．1mm尾管完井，使得处理井下复杂情况的能力得到了提升。

2．2 超深井钻井新技术

2．2．1 气体钻井技术

元坝陆相上部地层为白垩系以及侏罗系的蓬莱镇组、遂宁组地层，地层厚度大，地层岩性不均，以泥岩和石英砂岩为主，岩性多变，岩石坚硬，可钻性差；但地层相对稳定，没有油气层，比较适合空气钻井［8～10］。白垩系下部地层普遍存在水层，为了保证空气钻顺利实施，元坝124井导管设计下深691m，采用泡沫钻井方式钻进。表1为适用于元坝地区的气体钻井参数表。

元坝124井导管井段40～691．00m采用泡沫钻井，进尺651m，平均机械钻速4．46m／h，通过合理调整气液比、增加供气量、优化钻井参数等技术措施，克服了地层出水后导致的井下复杂，有效解决了泡沫钻进过程中的井壁稳定性等问题。

一开691．00～3252．68m井段使用空气钻井，共使用川石SJT537GK钻头2只，平均机械钻速13．33m／h，并且单只钻头最大进尺达到了1698．8m，有效提高了上部大井眼井段的机械钻速问题。考虑空气钻井安全的需要，主要采用塔式钻具结构防斜：444．5mm钻头＋浮阀＋279．4mm钻铤×3根＋831×730接头＋228．6mm减震器×1根＋228．6mm钻铤×6根＋731×630接头＋203mm钻铤×8根＋631×410接头＋177．8mm钻铤×2根＋139．7mm钻杆。

与元坝1井相比，元坝124井空气钻机械钻速从元坝1井的9．27m／h提高到了13．33m／h，提高了43．8%，提速效果显著，表明空气钻水平较以前有了较大幅度提升，进一步加快了元坝陆相上部地层的钻井速度。

图1 优化前后元坝地区的井身结构对比

表1 气体钻井优化参数

2．2．2 控压钻井技术

元坝陆相下部地层主要钻遇下沙溪庙、千佛崖组和自流井组地层，采用常规钻井工艺时，钻井速度慢，同时易出现地层漏失、压差卡钻、钻杆脱扣以及地层孔隙压力与破裂梯度之间的压力窗口狭窄而造成的既涌又漏等问题，使非生产时间增多、井控难度加大。

采用液相欠平衡／控压钻井技术，井口安装旋转控制头，可以适当降低钻井液密度，解决井漏或降低漏失程度，在保证安全的前提下尽量减小“压持效应”，提高机械钻速，如果钻遇天然气发生气侵时可以在进行压力控制的情况下边处理边钻进。在自流井产层必须用能够压稳产层密度的钻井液近平衡钻开并钻完，钻穿后如果气层发育状况不好，在安全的前提下可以降低钻井液密度继续进行控压钻井作业至须家河产层顶部以上50m。

元坝124井二开钻进过程中采用低密度、高压射流喷射控压钻井技术，通过强化钻井参数，水眼截面积285．1～339．3mm2，控制泥浆密度1．15g／cm3左右，取得了不错的提速效果，使用井段3264～3684．11m，平均机械钻速1．82m／h，比常规钻井液钻井钻速（元坝1井钻速0．92m／h）提高了近1倍。

2．2．3 涡轮配合孕镶钻头钻井技术

元坝陆相千佛崖～须家河组岩性一般为砂泥岩互层，地层软硬交错，可钻性极差，特别是自流井组底部存在大段砾石层，以及须家河组致密石英砂岩地层，研磨性极强，易造成钻头过早磨损。元坝1井在该层段钻进时平均机械钻速0．94m／h，机械钻速最小的0．31m／h，单只钻头进尺最低仅为4．59m。机械钻速慢、单只钻头进尺少、起下钻趟数多是导致元坝1井全井钻井速度慢、钻井周期长的最重要原因。

为了解决陆相下部地层提速瓶颈问题，元坝124井引进并应用了“孕镶金刚石钻头＋高速涡轮”复合钻井技术，如图2所示，共计使用了5趟钻，进尺1144．76m，平均机械钻速1．21m／h，取得了不错的提速效果，为深井、硬地层、大尺寸井眼提高机械钻速提供了一套全新的模式。其中涡轮钻具的优点：①高能量效率、高性能，转速可以达到1444r／min，是普通螺杆的5倍以上；②工作平稳，可以减少因为井下振动引起的损害，如碎齿、胎体断裂、掉齿等，延长钻头寿命；③设计加工精细，没有橡胶件，工作寿命长，可在井下工作400～1000h。孕镶金刚石钻头是一种自锐性钻头，通过磨削破碎地层，金刚石镶进钻头本体内，交叠设计可以保证钻头对井底全接触，并且金刚石耐磨性高，适合高转速，对须家河组高研磨性地层比较适应。

尽管引进国外“孕镶金刚石钻头＋高速涡轮”技术有效解决了自流井组、须家河组地层的高强度、高研磨性问题，然而经对其费用计算，比采用国内常规高效牙轮钻进多花费了380余万元。

2．2．4 螺杆配合PDC复合钻井技术

元坝地区海相主要钻遇雷口坡、嘉陵江和飞仙关组地层，地层压力系数较低，岩性主要是膏岩、灰岩、白云岩，地层坚硬，岩性单一、均质，可钻性好，非常适合PDC钻头的使用［11］。高速螺杆与PDC钻头的配合使用与传统的低转速转盘驱动相比，其“低钻压和高转速”的特点可以大大提高机械钻速，缩短钻井周期，并能有效地控制井斜和减轻对上部技术套管的磨损。实钻结果表明，“PDC＋螺杆”复合钻井技术与常规钻井技术相比机械钻速能够提高30．8%，但是存在螺杆寿命短以及与PDC钻头不匹配的问题。

图2 Smith孕镶金刚石钻头与涡轮钻具

通过优选国民油井抗高温长寿命螺杆钻具和贝克休斯HCD506ZX高效PDC钻头，元坝124井在雷三段－飞二段地层开展了“PDC＋螺杆”复合钻进，共使用了3只PDC钻头，钻进井段5124．3～7032．49m，累计进尺1908．19m，平均机械钻速3．42m／h，与前期该技术的平均机械钻速（2．21m／h）相比，提高了54．75%，并且在海相地层（雷口坡、飞仙关组）机械钻速相比元坝1井分别提高了97．24%和136．32%，应用效果显著。图3为国民油井抗高温高效螺杆结构图。

图3 国民油井抗高温高效螺杆与贝克休斯HCD506ZX PDC钻头

3 结论

1）优化后的井身结构延长了气体钻井井段，提高了大尺寸井眼机械钻速，同时技术套管的下深增加，封隔了更多的复杂层位，有效降低了处理复杂情况的时间，并且避免了小井眼、小钻具施工，使得应对异常情况的能力大大增强，为新技术的顺利实施创造了条件。

2）控压钻井技术有利于消除钻井液柱对井底岩石和钻屑的“压持效应”，可以有效地延长钻头寿命，显著提高机械钻速，同时避免了因钻井液漏失而导致的粘卡事故的发生，能够保证钻井施工的安全。

3）涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头使用寿命长，在高强度、高研磨性的自流井组、须家河组地层应用，能较大幅度提高机械钻速和行程钻速，为深井、硬地层、大尺寸井眼提高机械钻速提供了一套全新的工艺。

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［编辑］ 萧 雨

TE24

A

1000－9752（2012）05－0091－04

2011－09－15

中国石油化工股份有限公司项目（G12303－2010－QT－08）。

赵洪山（1980－），男，2002年大学毕业，博士，工程师，现主要从事钻井工艺、油气井管柱力学方面的研究。