彭州海相超深水平井钻井提速关键技术实践

胥 豪，唐洪林，王华平，董 波，郑 义

1中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 2中国石化集团公司超深井钻井工程技术重点实验室 3中国石油川庆钻探工程有限公司川东钻探公司 4中国石化西南油气分公司彭州气田(海相)开发项目部

0 引言

川西气田彭州海相区域天然气资源储量丰富，是中石化重点勘探开发区域之一，尤其是主力气藏雷口坡组是中石化继普光、元坝气田后发现的又一特大型酸性气田，开发潜力巨大，但由于埋藏深，大多数井在6 000 m左右，前期直井的平均钻井周期为286.61 d，后期超深水平井钻井提速势在必行。

川西彭州海相气田储层埋藏深、地层倾角大、非均质性强、压力体系多、裂缝孔隙发育等，钻井施工中存在机械钻速慢、井壁稳定性差、工程复杂事故多等诸多难题[1]。前期在主体区域部署的6口直井，平均井深6 211 m，平均机械钻速2.17 m/h，平均钻井周期286.61 d。其中PZ1井钻井周期352.04 d，全井平均机械钻速1.45 m/h，共施工67趟钻，纯钻效率46.51%，单趟进尺90.30 m，雷口坡组井壁失稳致2次卡钻，严重制约了气藏的勘探与开发。

本文为破解该气田勘探开发的钻井技术难题，针对钻井提速的关键技术，如预弯曲防斜打直技术、PDC钻头耐磨锥齿优化、钻井参数优化、减摩提速工具应用技术、海相岩溶地层防塌钻井液体系进行了深入研究，形成彭州海相超深水平井钻井提速关键技术，为实现彭州海相超深井优快钻井提供技术条件，为国内其他地区海相超深井积累经验。

1 彭州海相超深水平井钻井难点

1.1 直井段地层钻井过程中易井斜

彭州海相气田核心区位于金马-鸭子河构造，地处龙门山前构造带北部，为一个北东向展布的断背斜构造[2]，表现出不对称的向斜，自上而下发育第四系、侏罗系的蓬莱镇组至白田坝组、三叠系的须家河组至雷口坡组，地质情况复杂，地应力强烈，地层倾角较大，上部侏罗系倾角10°～25°，三叠系须家河组倾角5°～10°，小塘子组及雷口坡组逐步放缓至3°以内，地层各向异性强[3]，自然造斜率高。前期Y3井在引进垂直钻井系统的情况下井眼井斜角仍然达到3.3°；DS1井在井深5 298.12 m时井斜达到了25.95°，超过设计要求致井眼回填侧钻。海相超深水平井造斜点深度接近5 000 m，造斜前直井井身质量控制不好后容易引起下部井段的扭矩、摩阻增加及套管额外磨损，甚至可能导致地质脱靶[4-5]，区块超长直井段防斜打直是超深水平井钻井提速提效、确保井身质量的关键。

1.2 强研磨高硬度地层机械钻速慢

区域地层岩石力学特性剖面，如图1所示，自蓬莱镇组至须三段地层岩石强度逐步增加，须二段、小塘子组致密石英砂岩地层岩石硬度达到最高，达到1 600～2 300 MPa，可钻性级值达到6～8，研磨性强，可钻性差[6-7]；马鞍塘组、雷口坡组碳酸盐岩地层岩石硬度相对较低，在1 000 MPa左右，可钻性级值降至4～7，但定向作业增加了钻井难度，摩阻扭矩大，起下钻次数多，平均机械钻速低，施工周期长[8]，如何提高深部地层钻进效率是全井提速难题。

图1 PZ1井地层岩石强度及可钻性级值剖面

1.3 雷口坡海相地层卡钻故障多

彭州区域钻井施工过程中井壁失稳导致故障频发，特别是深部雷口坡海相地层。前期所部署的6口直井施工过程中因雷口坡组井壁失稳累计发生12次卡钻。图2为岩样进行电镜扫描图，显示裂缝缝宽1～5 μm，缝长20～100 μm，溶蚀孔大小约为1～10 μm，微裂缝的存在及岩石胶结差，是区域井壁失稳的主因，严重制约该区域钻井的提速提效。

图2 雷口坡组地层电镜扫描图

2 钻井提速提效关键技术

2.1 预弯曲防斜打直技术

预弯曲防斜打直技术是利用特定钻具组合在井眼中的涡动特征，在钻头上形成一个大于钟摆降斜力的防斜力，从而使井眼保持垂直[9]。该钻具组合为单弯动力钻具+扶正器，在复合钻井过程中，利用动力钻具的高速旋转和钻具的涡动作用，实现防斜打直，关键技术是优化扶正器尺寸和位置。预弯曲钻具组合导向效果可由钻柱旋转一周在钻头上形成的合侧向力矢量来表示[10-12]：

(1)

式中：Fs—钻具旋转一周钻头上作用的导向合力，kN；Fsa—合造斜力，kN；Fsφ—合方位力，kN；n—计算点数。

彭州海相超深井二开直井段长、垂直钻井工具施工成本高，应用 “Ø333.4 mm钻头+0.75°单弯(Ø320 mm扶正块)+短钻铤+Ø330 mm扶正器”的钻具组合后，0.5°井斜时预弯曲钻具降斜力可达-6.8 kN，1.0°井斜时降斜力可达-7.6 kN，而钟摆钻具组合的降斜力一般小于0.3 kN，优化后的预弯曲钻具组合具有更好的防斜能力。

2.2 PDC钻头的耐磨锥齿优化技术

须家河组、小塘子组地层厚石英含量高[13]岩性致密、研磨性强、可钻性差，PDC钻头的优化主要在于提高钻头的耐磨性和攻击性。采用“平面齿+锥齿”的混合布齿方式，后排锥齿在钻压作用下有利于更好地吃入并犁削岩石，释放岩石应力，降低抗剪强度，提高平面齿的刮削破岩效率和机械钻速。

锥齿的优化在考虑锥顶半径、锥顶角等几何参数的情况下，取锥顶半径为2.0 mm，锥顶角75°，锥齿的吃入能力、耐磨性和抗冲击可达到较高水平[14]。平面齿优化时选取四种复合片进行磨耗比、抗冲击性、热裂纹温度和残余应力等综合对比实验。实验结果如图3所示，1#复合片两次室内测试磨损深度分别为0.56 mm、0.50 mm，耐磨能力最优；4#复合片两次室内测试磨损深度分别为1.32 mm、1.26 mm，耐磨能力最差。因此，选取1#复合片继续进行布齿实验。

图3 复合片耐磨测试对比图

优化后PDC钻头如图4所示，双排混合布齿结构，前排为高耐磨平面齿，切削角15°～20°，后排锥齿，切削角17°。

图4 锥齿PDC钻头布齿效果图

2.3 基于机械比能的参数强化技术

机械钻速的快慢一方面取决于钻头性能，另一方面取决于破岩能量，钻头破岩能量来自于钻杆或井下工具施加的钻压、转速以及水力能量等。Teale最早提出机械比能概念，可以用来判断钻井参数是否合理[15-16]，公式如下：

(2)

式中：MSE—机械比能，MPa；WOB—钻压，kN；RPM—钻头转速，r/min；T—钻头上的扭矩值，kN·m；dB—钻头直径，mm；ROP—机械钻速，m/h。

以PZ3-5D井为例，导管至三开平均MSE分别为373.17 MPa、904.02 MPa、1 435.23 MPa、575.50 MPa，MSE在一开、二开井段表现突出，如图5所示。因此，重点强化一开、二开钻井参数。

2.4 减摩提速工具优选应用技术

随着井斜的增加，摩阻扭矩逐渐增大，常规定向越来越困难，水力振荡器虽有降低滑动钻进摩阻、提高施工效率[17]，但存在4～5 MPa压降，在超深井难以得到大面积推广应用。振荡螺杆通过振荡短节产生高频的纵向冲击力，将马达驱动轴的旋转运动转化为工具外壳的轴向往复运动[18]，以提高钻进过程中钻压的传递效率。选用Ø185 mm振荡螺杆钻具在井斜大于30°井段进行应用，具有压降小(1～2.5 MPa)，冲击力大(32～42 kN)的优势，在深井使用效果突出。

2.5 雷口坡海相地层防塌钻井液技术

彭州海相气田目的层雷口坡组溶洞、溶孔及微裂缝发育，井壁失稳多发，地层温度150～160 ℃，含H2S，优选成膜封堵剂、井壁封固剂FT-3和纳米封堵剂FDFT-1、抑制剂JXA-1、液体润滑剂RH-220和减磨剂HWJM-1，形成高酸溶强封堵钾基聚磺钻井液体系。该体系具有良好的抗温性能和封堵能力，高温高压滤失量小于10 mL，2 mm微裂缝的承压能力达到5 MPa，200 mm微裂缝的承压能力也能达到2 MPa。老化后性能如表1所示，微裂缝封堵能力如图6所示。

表1 高酸溶强封堵钾基聚磺钻井液体系性能表

图6 微裂缝封堵试验分析曲线

3 现场应用效果

彭州海相超深水平井钻井提速关键技术在PZ3-5D、PZ3-4D、PZ8-5D等超深水平井集成应用，在直井变为水平井的情况下，全井平均机械钻速提高102.76%，钻井周期缩短25.87%。其中，PZ3-5D完钻井深达到7 482 m，水平段长度1 143.60 m，创造了本区域完钻井深最深、水平位移最大、水平段最长等纪录；PZ3-4D实钻周期169.60 d，全井平均机械钻速5.09 m/h，实现了区域钻井周期最短、全井平均机械钻速最高等纪录。

3.1 预弯曲防斜打直技术应用效果

预弯曲防斜打直效果如图7所示，PZ3-5D井造斜点以浅井段井斜控制在1°左右，PZ3-4D井4 000 m以浅井段井斜在1°左右，4 000 m至造斜点井斜在2°左右，PZ8-5D由于开孔偏斜，500～2 500 m井段井斜超2°，2 500 m以后井斜逐步降低至1°左右，三口井直井段均实现了低成本降斜打直提效果目的。

图7 预弯曲防斜打直实施效果图

3.2 PDC钻头耐磨锥齿应用效果

三口井在须家河组～小塘子组地层段的平均机械钻速分别为3.37 m/h、3.60 m/h、3.67 m/h，比同构造PZ1井同层位采用的进口平面齿PDC钻头的平均机械钻速1.46 m/h提高了130%以上。其中，须二段～小塘子组的平均机械钻速分别为2.96 m/h、3.83 m/h、3.13 m/h，比同构造PZ113井同层位的平均机械钻速0.92 m/h提高了221%以上，如图8所示。

图8 须二段～小塘子组机械钻速对比柱状图

3.3 参数强化技术应用效果

PZ3-5D井在试验前的1 850～1 880 m井段钻井参数为钻压120 kN，转速60 r/mim，排量55 L/s；1 880～1 910 m井段试验时钻压140 kN，转速80 r/min，排量64 L/s。在未做其他变动的情况下，钻井参数强化后平均机械钻速由11.13 m/h提高至18.58 m/h，提高66.87%，如图9所示。

图9 钻井参数强化前后机械钻速对比图

3.4 减摩提速工具应用效果

PZ3-5D井在5 492.62～5 913.59 m井段使用振荡螺旋杆工具后，进尺420.97 m，机械钻速5.37 m/h，摩阻监测图如图10所示，对比工具下入前后，摩阻减小约80～100 kN，滑动钻进过程中无托压现象，机械钻速分别提高147.46%、59.35%。

图10 PZ3-5D井摩阻监测图

4 结论与建议

(1)针对彭州海相超深水平井钻井提速提效技术难题，开展了预弯曲防斜打直技术、锥齿耐磨PDC钻头优化、钻井参数强化技术、减摩提速工具应用技术、岩溶地层防塌钻井液技术的研究与集成应用，形成了彭州海相超深水平井钻井提速提效关键技术。

(2)彭州海相超深水平井钻井提速提效关键技术能够有效提高钻井机械钻速、降低复杂时效、缩短钻井周期，为彭州海相天然气资源的勘探开发提供了技术支撑。

(3)受彭州海相区域复杂地质条件影响和效益勘探开发要求，当前钻井提速提效技术的针对性和适用性还存在进一步优化空间，需深入开展致密砂岩高性能长寿命破岩工具、长稳斜段一趟钻等技术研究，完善彭州海相超深水平井钻井提速提效技术。