元坝超深井钻井成本合理控制技术及对策

时间：2024-07-28

李莎莎吴建忠章成东

（1.中国石化西南油气分公司，四川成都 610041；2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川成都 610051）

0 引言

元坝气田位于四川盆地东北部的广元市苍溪县、阆中市及巴中市境内，为纵向多气藏组成的大型“三高”气田，目前中国石化在进行大规模开发。截止2012年底，完钻井39口，正钻井12口，测试井26口36层，20口井获工业气流，是继普光气田之后中国石化天然气增储上产的重点区块，勘探开发潜力巨大。但该气藏具有超深、高温、高压、物性较差且非均质性强等特点，部署开发井大多为大斜度井、水平井，开发难度大、风险高，较高的钻井成本成为制约该地区高效开发的瓶颈。通过分析该区域超深井钻井投资构成，研究钻井成本的影响因素，提出合理控制钻井成本的技术对策及管理方案，为元坝气田进一步高效开发提供技术支撑。

1 钻井成本影响因素分析

1.1 钻井投资结构

元坝超深井钻井成本主要包括钻前费用、钻井费用、测井费用和录井费用4个部分。钻前费用包括征租地、井场平整等费用；钻井费用包括钻井工程、固井、泥浆服务等费用；测井费用包括中途电测、完井电测等发生的费用；录井费用包括地质录井、综合录井、气测录井等费用。统计前期9口井投资预算，钻井工程占91.46%。按国际惯例［2］，元坝超深井采用钻井公司总承包模式。钻井投资结构分为钻前工程费用、钻井公司承包费、工程设计费、监督及现场技术服务、套管及附件费用等。在实际施工时，受施工难度、钻机类型、新技术新工艺应用、复杂情况等制约，钻井成本与预算差异较大。如YB103H井，实际与预算金额相差较大，由于钻井工作量增加而导致费用增加近4 500万元。

1.2 影响因素分析

1.2.1 周期因素

钻井设计时预测周期主要依据邻井资料并结合钻井技术综合确定，实际施工过程中往往因钻遇气层、水层、漏失层导致周期延长，结算成本与造价预算存在一定差异。根据完钻井情况，实际与设计的钻井周期平均相差155 d，单是钻机费用就相差1 900万元。

影响钻井周期的因素主要有4个方面：① 受复杂工程地质特征制约，处理井漏、卡钻等事故时效平均占9.31%，其中YB103H井第四次开钻斜导眼2次压差卡钻损失约291万元；② 受地层、工艺限制，钻井工艺技术未达到预期效果，造成了钻井投资高，延长了作业时间，其中如YB10-侧1井4次侧钻，YB124-侧1井5次侧钻才成功；③ 施工衔接不够紧密，停待、特种作业时间长，已完钻井的平均特种作业时间占到了153 d；④ 其他不可控因素（地震、洪水、暴雨等）的影响，如受5.12汶川地震影响，为确保安全，组织多口井停待。

1.2.2 材料因素

由于该区域目的层超深，钻井施工过程中材料消耗大，体现在：① 管材用量大，管材设计需考虑H2S、CO2和地层水的腐蚀；嘉陵江组存在膏盐层，需考虑使用厚壁套管提高抗挤强度；斜井段需考虑套管磨损。以完钻井深为7 500 m的水平井为例，按裸眼完井考虑，需要套管1 281 t，各种钻具10 000 m以上；② 固井材料耗量大，每口井需水泥浆850 t，各种外掺料和添加剂450 t，冲洗液、隔离液92 m3；③钻井液材料耗量大，钻井液应满足钻井正常循环、加重、堵漏等需要，往往储备1.5～2倍井筒容积的加重浆，配制的钻井液量较多，进入目的层前还需要储备足够的加重材料和堵漏剂。第二次开钻、第三次开钻常需转换钻井液体系。以完钻井深为7 500 m的水平井为例，需准备各种钻井液材料5 470 t，储备加重钻井液约1 000 m3；④油料消耗量大，按ZJ70钻机每天消耗5 t柴油，ZJ90钻机每天消耗6吨柴油计算，17口深井平均钻井周期539.42 d，平均单井消耗柴油2 724.78 t，柴油售价按8 000元／t计算，单井消耗柴油2 179.83万元。

1.2.3 特殊工艺应用因素

为了实现高效钻井，需要在定向、钻井液、固井、提速等方面引进特殊工艺技术，与常规钻井相比，租赁费、管理费等费用较高。如YB123井采用进口孕镶金刚石钻头+高速涡轮复合钻进，进尺153.52 m，作业时间6.42 h，与常规钻井相比，生产费用将增加约200万元；贝克和威德福旋转导向系统在斜井段应用，单是作业费用就高达20万元／d，按施工30 d考虑，费用超过600万元。

1.2.4 物价因素

元坝超深井钻井周期在360 d以上，签合同与费用结算周期在400 d以上。受全球金融危机、中国经济高通胀因素影响，钻井耗材、人工成本等逐年增加，结算费用高于钻井工程造价预算。以YB103H井为例，ZJ90型钻机日消耗柴油6 t，因油价一次性上涨400元／t，该井增加钻井成本约100万元。

1.2.5 环保因素

元坝地区年降雨量700～1 100 mm，深井钻机井场占地面积大，施工周期450 d以上；污水产生量大，处理量超过1 500 m3，费用16万元以上，污水转运费15万以上，泥浆贮备量1 000 m3以上，井下复杂、中完及完井作业排出泥浆超过500 m3，泥浆固化及转运费用超过25万元，固化费需要60万元，完井封盖5万元，单井环保治理费120万元以上。若试验特殊工艺，如降密度施工或转换钻井液体系，将增加固化物处理费用。

2 钻井成本合理控制技术对策

2.1 优选井位，降低钻前工作量

合理部署井位可大幅降低钻井成本。针对储层特性和井场位置，经过多次踏勘和论证才最终敲定元坝长兴组一期9口开发井井型和井位部署方案。如YB204-1H、272-1H和27-3H井由钻前设计的ZJ90钻机调整为ZJ70钻机，重新修订了土建工程、临时用地、青苗赔偿等预算，大大减少了钻前施工费用，既实现了地质目标又考虑了经济性。

2.2 优化轨道设计，降低钻井进尺和施工难度

轨迹设计时需要考虑施工难度和施工总进尺，应在保证钻达地质目标、减少施工难度的基础上，最大限度地降低钻进总进尺，减少回填进尺。轨迹设计时，通过调整造斜点位置，改变斜导眼井斜，可以降低钻井成本。对于邻井少、储层深度预测难度大的大斜度井和水平井，从降低钻井成本和减少预测误差考虑，宜采用斜导眼，且斜导眼井斜与水平井轨迹的调整段井斜一致。

2.3 优化井身结构，保障施工安全，减少管材用量

元坝长兴组至上而下钻遇常压、高压、超高压、常压、高压、常压多套压力体系，存在井漏、高压气层、卡钻等工程复杂情况。井身结构设计要考虑钻达地质目标要求，还应保障施工安全和降低钻井成本。尺寸越大、开次越多，施工的周期就越长、成本越高。

经前期论证和现场试验，井身结构优化可考虑① 若储层物性好，井壁稳定，且水平段较短，可试验裸眼完井。完钻井眼尺寸可优化为∅149.1 mm，相应的油层套管、技术套管均可依次缩小一级，套管抗压、抗挤强度均得到提高，同时，井筒容量减少，岩屑量、钻井液用量和环保压力也相应降低。第四次开钻以浅钻头尺寸缩小，相应的机械钻速提高，钻井周期降低；② 减少钻井开次，降低套管用量，缩短中完时间。针对嘉陵江组没有水层或水层压力较低（压力系数低于1.5）的区域，第四次开钻井段和第五次开钻井段可同时揭开，完钻钻井液密度低于1.6 g／cm3。这对钻井液性能，特别是润滑防卡、降摩减扭、储层保护等要求较高。若调整为四开制，可采用∅215.9 mm钻头完钻，无论是射孔完井、衬管完井还是裸眼完井都有回旋余地。可减少中完时间约18d，节约钻井成本约300万元（钻机费用16.5万元／d）。套管下至长兴储层顶，可节约套管185.1 t；③ 减少合金套管用量。若采用衬管完井，合金套管超过1 000万元，裸眼完井，合金套管约440万元。

2.4 推荐最优提速工艺，缩短钻井周期

优快钻井工艺的应用可提高机械钻速、缩短钻井周期。采用何种钻井工艺，需要从技术上和经济上共同考虑。如扭力冲击器、涡轮钻井、旋转导向钻井等，从技术上均适合元坝超深井，且利于提速提效，但施工费用较高是现场应用的瓶颈。

2.5 加强现场跟踪，及时优化调整工程方案

施工过程中，因钻遇复杂情况、地质靶点调整等，按原方案执行可能导致施工难度增大，增加钻井成本。可通过优化调整工程方案，降低钻井成本。

以YB225H井为例，为满足∅139.7 mm套管射孔完井需要，设计采用四开制井身结构，第二次开钻∅311.2 mm井眼须家河组钻遇多层气显示，异常活跃；据邻井分析，下部井眼出水可能性极大，若继续钻完嘉陵江组，出水后污染钻井液，且雷口坡组存在低压漏层，极可能出现又喷又漏的情况，若按设计钻至飞仙关组，在高密度钻井液条件下钻井周期长；若飞仙关组出气，钻长兴组钻井液密度将不会低于1.60 g／cm3，相对长兴组1.0左右的地压系数，井底压差将达到40 MPa左右，若钻遇较好油气显示高渗井段，仍存在发生卡钻风险。针对上述难点，调整工程方案，提前下入∅244.5 mm套管，并增加第一次开钻套管，将雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组与长兴组分隔开，缩短了同开次裸眼段长度，避免了同开次将钻遇不同的压力体系，优化后的井身结构，在保障井下安全的情况下，第三、第四、第五次开钻井段钻井成本大幅降低，钻井成本缩减2 000多万元。

2.6 提高材料、工具的循环利用效率

废弃后的钻井液还应进行环保处理。加强钻井液的回收和重复利用是降低钻井成本的一大途径，以YB204-1H井为例，该井开钻后从YB205-1、YB29-2H、YB225H井转运1.49～1.90 g／cm3聚合物钻井液744 m3，除去钻井液维护费、运费等，比新配钻井液节约120余万元；推广应用网电，减少柴油消耗，深井钻机日消耗柴油5～6 t，单井柴油费用超过2 000万元。若通过网电改造，柴油消耗将大大降低。