元坝超深水平井钻井设计的难点及对策

时间：2024-07-28

刘伟何龙李文生史堃

（中国石化西南油气分公司钻井工程处，四川成都 610041）

0 引言

川东北元坝地区的天然气资源丰富，作为川气东送工程资源接替的重要阵地，元坝地区已成为中国石化继普光气田之后天然气增储上产的又一重点探区。元坝地区无论是钻井施工还是设计都面临井超深、位移长、多压力系统并存、硫化氢和二氧化碳含量高等难题。钻井设计关乎气田的安全与高效开发，需要体现方案的先进性和针对性。近年来，钻井工程设计人员在总结借鉴已有钻井经验的基础上，不断论证和优化，按“地面地下一体化、地质工程一体化、技术经济一体化”的理念精心设计，根据区域的特殊性，提出有针对性的技术措施及对策，笔者就此作一深入的探讨分析。

1 钻井设计的难点

根据元坝地区的地质预测和已钻井资料分析，千佛崖—须家河组地层压力较高，压力系数为1.5～2.1，嘉陵江组若钻遇高压水层，压力系数为1.5～2.0，长兴组为常压，压力系数为1.0～1.1；自流井、须家河组易钻遇高压气层；嘉陵江组普遍存在水层，不同区域水层压力差异较大；钻井液密度超过1.7 g／cm3，斜井段易发生压差卡钻；陆相深部地层岩石可钻性级值普遍为5～8级甚至更高，属高硬度、高研磨性地层。

复杂的工程地质给钻井工程设计增添了诸多难题，主要体现在：

1）开发井超深、以大斜度井和水平井为主。试采区9口井平均完钻井深超过7 500 m，最大完钻井深近8 000 m，最大水平位移1 500 m，近期完钻的YB101-1H井完钻井深7 971 m，创陆上水平井最深纪录。

2）需兼顾多套砂组，地质对靶框要求高，水平位移长。受储层和钻井成本制约，往往需要钻遇多个层位，难免会设置多个靶点，定向施工时需要扭方位，如YB27-1井设置4个靶点，轨迹成倒“C”形，YB272H、YL301H井施工时根据砂体展布，多次调整靶点，轨迹起伏大［1］。

3）井身结构须满足不同完井方式的要求。不同储层、完井方式不同，选择何种完井方式还需要根据实钻情况和科研水平的深入情况而定，在设计初期无法针对一种完井方式进行设计，需要兼顾。

4）井位部署原则上不打斜导眼，对地质跟踪、轨迹控制要求高。为降低开发成本，试采区和滚动区以及陆相开发井均未设计导眼，在储层深度超过6 500 m的情况下，借鉴邻井资料卡层难度极大，井身结构设计满足轨迹调整的需要，能够根据地质要求实现水平段增降斜中靶。

5）钻井成本高，工艺技术优选需要考虑技术和经济性。第一口水平井YB103井应用了欠平衡钻井、旋转导向、进口钻井液等，在顺利成井的基础上，钻井成本也大幅增加。开发井需要进一步降低钻井成本。

2 钻井设计总体原则

水平井设计方案是在前期探井设计和施工基础上，依托开发方案和近期完钻井的资料，不断优化、调整而形成的，应遵循以下几点设计原则：①以气藏工程为基础，结合储层改造需求和完井要求编制钻井工程设计方案；② 井位部署尽可能利用地层自然造斜规律和已建井场；③ 钻井总进尺尽可能少，减少钻井成本；④ 管材、工具应满足酸性气田安全施工的要求；⑤ 钻井液体系应满足封堵、防塌、防漏及保护气层的要求；⑥ 固井工艺和质量应满足防气窜、防腐蚀要求；⑦ 钻井工程工艺应满足安全、快速、经济、环保的要求。

3 设计对策

针对元坝超深开发井的钻井难点，将技术调研、科技攻关成果应用于设计中，完善各层段钻井工艺。针对钻井工程设计的难点，采用了以下技术对策：

3.1 应对完井方式的不确定性，采用多功能井身结构设计方案

针对完井方式不确定的难题，井身结构主体设计为∅165.1 mm井眼完钻，满足3种完井方式；积极论证扩眼技术、长水平段固井技术，尽量增大尾管尺寸；及时跟踪钻井情况，根据水平段钻井情况优选完井方式［2］。根据已钻井特性及井身结构设计原则，将必封点进行优化，封雷四气层后，油层套管下至长兴组储层顶部，第五次开钻单独揭开长兴组，完钻后回接油层套管至井口。在实施过程中，根据地质认识、完井方式的优化以及现场试验情况，再对井身结构进行调整和完善。如YB272H井第四次开钻钻至6 006.89 m发现地层出水，调整钻井液密度至2.06 g／cm3，测得硫化氢浓度最高为600 mg／L。若以此密度打斜导眼揭穿长兴组，钻至长兴组底压差可达到68.34 MPa，根据元坝地区长兴组压差卡钻统计数据的分析，发生压差卡钻的风险极大。据此调整井身结构，油层套管下至飞一段。调整后的井身结构有利于后期侧钻施工，降低了工程风险，为后期开发评价奠定了基础。近期完钻的YB211井，第四次开钻裸眼段长2 277 m，技术套管只下至4 755 m，第四次开钻钻进未出现复杂情况，为井身结构进一步优化提供了更好的条件。

3.2 应对地质目标时常调整对策

超深井依靠地震资料很难精确预测储层深度，即使同井场施工，储层深度也可能相差数十米。在给定靶点坐标的垂直深度后，工程设计按靶心零位移中靶设计，若靶区要求苛刻或调整井段较短将存在脱靶的风险，无法钻达地质目的。鉴于此，钻井工程设计应与地质结合，预测出有利储层的顶底界面和靶点深度，轨迹设计时按空间中靶考虑，优选入窗点与轨迹，预留增降斜空间［3］；优选抗高温、性能稳定的测量仪器，水平段大于800 m后优先考虑旋转导向；钻至飞仙关组后，地质工程跟踪组协助卡层。如YB272H井根据钻井情况，地质工程相结合，先后6次调整轨迹，打成了区内首口台阶式水平井，钻遇各类气层732.3 m，为有效控制和动用多个礁滩体的储量积累了经验。

3.3 提高钻具安全性对策

斜井段受井身结构制约，水平段只能采用小尺寸钻杆施工，工程方案设计时，按第四次开钻深7 100 m、第五次开钻深7 800 m对5种钻杆、6套组合的抗拉安全系数、承受扭矩、拉力余量、施工泵压和环空携岩效果等进行了评价，单井设计时根据单井井型、井身结构、完钻井深等资料进一步演算和优化。从元坝地区钻具准备情况和减少物质准备等方面考虑，∅241.3 mm井眼优选∅139.7 mm×3 000 m＋∅127 mm组合，∅165.1 mm井眼优选∅139.7 mm×（3 500～4 500）m＋ ∅ 101.6 mm组合（表1）。从现场施工来看，推荐的钻具组合完全满足元坝超深水平井施工。

3.4 保障套管顺利下入和固井质量对策

元坝水平井由于井身结构复杂、套管层次多、环空间隙小，存在套管居中困难，顶替效率难以保证等难题，固井设计和施工一直是工程环节的重中之重。∅241.3 mm井眼需下入∅193.7 mm套管至长兴顶，套管下入难度大，本体环空间隙为23.8 mm，接箍位置间隙仅有12.7 mm。∅165.1 mm井眼中需要下入∅127 mm衬管至井底。在保障套管顺利下入方面，要求下套管前进行井眼几何学和管串力学相容性分析；强化通井、清洁井眼、注降阻剂等措施，确保安全顺利下入套管；采用螺旋刚性减阻扶正器、套管抬头工艺，减少下套管阻力；工具服务方提前安装调试好工具附件。在保障固井质量方面，应借鉴前期施工情况，在油层套管设计悬挂／回接固井（第五次开完钻后）时采用带顶封尾管悬挂器，使用抗盐领浆＋胶乳防气窜尾浆。

表1 完钻超深井常用钻具组合表

3.5 现有技术条件下保障套管强度对策

套管设计主要面临规范与管材实际设计要求的两难问题。普遍存在根据规范校核出的套管安全系数达不到规范要求的情况。以一口完钻井深7 600 m的水平井为例，套管柱采用SY／T 5724-2008套管柱结构与强度设计进行强度校核；抗内压按下开次最大井口关井压力、未考虑外载荷进行强度校核；抗外挤按各开次掏空深度、外载荷按预测地层压力进行强度校核。目前技术条件下，技术套管和油层套管抗挤强度普遍不足，全掏空时安全系数仅为0.6左右。工程设计应针对区域特殊性，在满足安全钻井和生产基础上，采取控制掏空深度的措施来满足抗挤需要，如技术套管，按控制掏空深度不大于1 650 m，油层套管按掏空深度不大于3 300 m计算，抗挤安全系数可达1.0以上。设计中一方面提示油气水层分布规律和邻井钻井情况，采取套管防磨措施，强化井控操作；另一方面与套管生产厂家交流，从工艺和加工中保障套管强度。

4 现场应用

截至2013年3月，元坝地区已有23口开发井（含完钻井）进入主要目的层，海相水平井完钻9口，均顺利中靶，未出现因设计因素导致的复杂情况。从钻井技术经济指标看，采用相应的钻井工艺对策后，无论是钻井周期还是日进尺均优于前期施工井，如YB204-1H、YB205-1、YB101-1H、YB1-1H井钻机平均月钻速均超过600 m，试采区水平井完钻井平均钻井周期为387 d，较前期完钻井平均钻井周期缩短近50 d。