江 波

(中國(guó)石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院,四川德陽(yáng) 618000)

元壩氣田是國(guó)內(nèi)首個(gè)大型生物礁超深高含硫化氫酸性天然氣田,目的層長(zhǎng)興組埋藏垂直深度達(dá)7 000 m,單井氣產(chǎn)量高[1]。長(zhǎng)興組生物礁氣藏大多分布分散,飛仙關(guān)組地層分隔,互不相連。隨著氣田進(jìn)一步穩(wěn)產(chǎn)、提產(chǎn)、降本的需要,由過(guò)去的一口井鉆單個(gè)生物礁氣藏向一口井鉆多個(gè)生物礁氣藏開(kāi)發(fā)模式轉(zhuǎn)變,井更深,超8 400.00 m,水平段更長(zhǎng),達(dá)1 400 m,較前期完鉆井平均水平段增長(zhǎng)一倍左右。分析前期完鉆井?dāng)?shù)據(jù),鉆井施工面臨陸相珍珠沖段、須家河組高研磨地層難鉆、鉆井周期長(zhǎng)、地層易漏等難點(diǎn)[2],采用一口井鉆多個(gè)礁氣藏超深長(zhǎng)水平段水平井施工還面臨超深井小井眼長(zhǎng)水平段摩扭矩阻大,控制軌跡中多個(gè)礁體靶點(diǎn)難度大,為后期酸化改造提供通道的打孔襯管在長(zhǎng)水平段裸眼中下入不到位風(fēng)險(xiǎn)高等難題。

為高效完成元壩超深長(zhǎng)水平段水平井施工,在深入研究元壩區(qū)塊地質(zhì)工程特征基礎(chǔ)上,開(kāi)展了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、提速鉆井工具和工藝優(yōu)配、鉆井液性能優(yōu)化、打孔襯管下入等關(guān)鍵技術(shù)的研究與實(shí)踐,順利完成了元壩區(qū)塊第一超深水平井元壩102-5H一口井鉆多礁施工,提速效果明顯。

1 地質(zhì)概況

元壩區(qū)塊北為九龍山背斜構(gòu)造帶南端,南為川中低緩構(gòu)造帶,北東與通南巴背斜構(gòu)造帶相鄰。地層基本為正常層序,由上至下分別為白堊系劍門關(guān)組、侏羅系蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組、上沙溪廟組、下沙溪廟組、千佛崖組和自流井組、上三疊統(tǒng)須家河組、中三疊統(tǒng)雷口坡組和下三疊統(tǒng)嘉陵江組、飛仙關(guān)組以及上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組。元壩區(qū)塊長(zhǎng)興組氣藏埋藏較深,儲(chǔ)層巖性以(溶孔)晶粒白云巖、(溶孔)殘余生屑(粒屑)晶粒白云巖為主,上段地層厚130～310 m,有效儲(chǔ)層厚度30～75 m,下段地層厚度30～50 m,儲(chǔ)層有效厚度為10～20 m。

元壩區(qū)塊巖心實(shí)驗(yàn)測(cè)定結(jié)果表明,陸相巖石抗壓強(qiáng)度較大,抗壓強(qiáng)度大多測(cè)值都在100.00 MPa以上,最高達(dá)148.05 MPa,最低68.89 MPa,平均為113.00 MPa,巖石內(nèi)聚力為13.48～71.77 MPa,平均為38.95 MPa;內(nèi)摩擦角分布于26.65°～48.44°,平均為37.44°。海相巖石抗壓強(qiáng)度測(cè)值都在100.00 MPa 以下,最高為84.21 MPa,最低50.17 MPa,平均為64.62 MPa,巖石內(nèi)聚力為30.76～62.07 MPa,平均為42.98 MPa;內(nèi)摩擦角為20.08°～31.16°,平均為26.62°。

實(shí)測(cè)資料顯示,元壩區(qū)塊沙溪廟組及以上地層氣顯示少,地層壓力低;自流井組、須家河組地層為異常高壓,壓力梯度為1.7～2.0 MPa/100 m以上;嘉陵江組地層壓力變化較大,在鉆遇鹽水層時(shí),地層壓力梯度可高達(dá)2.0 MPa/100 m以上;長(zhǎng)興組儲(chǔ)層為常壓,壓力梯度為1.0～1.1 MPa/100 m。

2 鉆井難點(diǎn)分析

結(jié)合元壩區(qū)塊地質(zhì)與工程實(shí)鉆資料,以及在礁相和礁灘疊合部位采取一口井鉆多礁氣藏的需求,鉆井主要面臨以下難點(diǎn):①長(zhǎng)興組生物礁地層以深灰色生屑灰?guī)r和溶孔白云巖為主,地層滲透性較好,鉆井過(guò)程易漏;②單井鉆單礁體氣藏施工井平均水平段長(zhǎng)約710 m,部署實(shí)施一口井鉆多礁井的水平段長(zhǎng)度增加一倍以上,在超深φ165.10 mm小井眼、長(zhǎng)水平段中控制軌跡多個(gè)礁相氣藏靶體和軌跡延伸難度大;③超深長(zhǎng)水平段打孔襯管下入難度大;④上部大尺寸套管下入易阻卡;⑤長(zhǎng)興組水平井鉆井周期較長(zhǎng),鉆井效率有待提高。

3 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

元壩區(qū)塊施工井設(shè)置四個(gè)必封點(diǎn)和采用五開(kāi)制井身結(jié)構(gòu)(表1),優(yōu)化前數(shù)據(jù)基本滿足鉆井施工需求[3-4]。隨著長(zhǎng)興組氣藏天然氣開(kāi)采壓力降低,采用一口井鉆多礁氣藏水平段超1 400 m井。考慮從井身結(jié)構(gòu)上優(yōu)化,防止長(zhǎng)水平段施工壓、高低壓同層和防漏,減少裸眼段長(zhǎng)度,降低施工難度?；陂_(kāi)采區(qū)長(zhǎng)興組地層壓力較原始地層壓力明顯降低的認(rèn)識(shí),地層壓力預(yù)測(cè)見(jiàn)表2。元壩102井區(qū)較原始的地壓梯度1.02 MPa/100 m大幅度降低至0.66 MPa/100 m,減少最后一開(kāi)次裸眼段長(zhǎng)度,降低井底壓差,預(yù)防井漏等考慮,優(yōu)化四開(kāi)必封點(diǎn)由原封至飛一段下部下移封進(jìn)入長(zhǎng)興組頂部斜深約5 m,不揭開(kāi)長(zhǎng)興組氣層,用套管將上部高壓層段隔開(kāi),實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層專打。

表1 優(yōu)化前和優(yōu)化后五開(kāi)制井身結(jié)構(gòu)

為利于三開(kāi)φ282.00 mm+φ273.10 mm+φ279.40 mm復(fù)合大尺寸套管下入,通過(guò)對(duì)井眼與套管尺寸匹配度和套管抗擠等分析,增大三開(kāi)套管與井眼環(huán)空間隙,三開(kāi)井眼尺寸由φ314.10 mm優(yōu)化為φ320.68 mm,理論上井眼尺寸增大6.58 mm,與φ279.40 mm套管環(huán)空間隙由之前的17.35 mm增到20.64 mm,環(huán)空間隙增大18.96%。三開(kāi)井眼尺寸增大后相應(yīng)二開(kāi)套管尺寸也隨之變化,優(yōu)選抗內(nèi)壓、抗外擠、抗拉性能均高于原φ346.10 mm的φ365.13 mm套管,其鋼級(jí)為125 V、壁厚13.88 mm、通徑332.60 mm。

上部二開(kāi)φ444.50 mm大尺寸井眼空氣鉆井越深,攜砂越困難,井壁附著巖屑越多,為減少二開(kāi)空氣鉆井加單根循環(huán)劃眼處理沉砂和中完轉(zhuǎn)換鉆井液下套管前處理附著在井壁上巖屑的時(shí)間,經(jīng)計(jì)算在滿足后續(xù)井段施工鉆具抗拉前提下,二開(kāi)必封點(diǎn)位置由沙溪廟組底部?jī)?yōu)化上調(diào)至沙溪廟組中部。優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)見(jiàn)表1。

3.2 軌跡設(shè)計(jì)與控制

上翹水平段軌跡相較于下傾水平段軌跡摩阻更大,不利于整體控制和管串下入。通過(guò)不斷優(yōu)化調(diào)整A靶點(diǎn)與B靶點(diǎn)在多個(gè)生物礁氣藏中位置,盡可能設(shè)計(jì)水平段井斜角小于90°,下傾軌道,避免出現(xiàn)軌道大幅上翹段。軌道設(shè)計(jì)中優(yōu)選利于控制和摩扭矩相對(duì)較小的長(zhǎng)曲率半徑“直-增-穩(wěn)-增-平”五段制軌跡剖面,造斜點(diǎn)避開(kāi)嘉陵江組高壓氣層、水層、鹽膏層等,造斜段全角變化率以(12°～18°)/100 m為宜,若A靶點(diǎn)與B靶點(diǎn)連線與井口線偏差較大,扭方位應(yīng)設(shè)計(jì)在上部小井斜段進(jìn)行。因一井鉆多個(gè)礁氣藏水平段較長(zhǎng),靶點(diǎn)位于多個(gè)不同礁之間,為利于軌跡控制和多穿儲(chǔ)層,在A靶點(diǎn)與B靶點(diǎn)之間設(shè)置控制點(diǎn)K,分段設(shè)計(jì)軌跡,控制點(diǎn)K到B靶點(diǎn)之間設(shè)計(jì)一段微調(diào)整井斜段,達(dá)到剩余井段以穩(wěn)斜、穩(wěn)方位鉆至B靶點(diǎn),該調(diào)整段全角變化率應(yīng)不超過(guò)6°/100 m。采用Landmark軟件設(shè)計(jì),確保設(shè)計(jì)軌道平滑。表3為一井鉆多礁相氣藏井元壩102-5H軌道分段設(shè)計(jì)參數(shù)。

表3 元壩102-5H井軌道設(shè)計(jì)參數(shù)

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井是實(shí)現(xiàn)精確控制軌跡最有效的技術(shù),因長(zhǎng)興組地層易漏和偶有掉塊產(chǎn)生,在φ165.1 mm小井眼中使用旋導(dǎo)工具存在較高阻卡風(fēng)險(xiǎn)。調(diào)研表明,斯倫貝謝等旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具標(biāo)稱耐溫為150 ℃,針對(duì)長(zhǎng)興組地層溫度高達(dá)157 ℃,暫時(shí)沒(méi)有能穩(wěn)定工作抗該高溫的小井眼旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具,只有MWD和螺桿鉆具能達(dá)到[5]。長(zhǎng)興組目的層礁體地質(zhì)空間展布清楚,儲(chǔ)層厚度10 m以上,所以選用常規(guī)MWD+螺桿導(dǎo)向鉆井進(jìn)行軌跡控制。MWD優(yōu)選耐溫175 ℃、耐壓約172 MPa的APS儀器。φ241.30 mm井眼造斜段選用外徑185.00 mm、5頭單彎螺桿,度數(shù)用造斜率相對(duì)較高的1.5°,螺桿底扶大小為236 mm,實(shí)現(xiàn)造斜起始段快速滑動(dòng)增斜,當(dāng)增斜趨勢(shì)形成后,采取半根滑動(dòng)半根復(fù)合鉆增斜控制。為利于φ165.10 mm井眼快速調(diào)控增、降斜著陸中A靶點(diǎn)和大斜度段為鉆頭施加足夠的扭矩,選用7頭、彎度1.5°、底扶尺寸158 mm、外徑127.00 mm單彎螺桿。中A靶點(diǎn)后選用7頭、彎度1.25°、底扶尺寸148.00 mm、外徑127.00 mm單彎螺桿,并在φ127.00 mm單彎螺桿之上加入φ148.00 mm欠尺寸扶正器,既能復(fù)合鉆穩(wěn)斜又能滑動(dòng)鉆微調(diào)控井斜。軌跡控制過(guò)程中實(shí)時(shí)根據(jù)地質(zhì)導(dǎo)向鉆井模型和預(yù)測(cè)地層延展方向,優(yōu)化調(diào)整控制點(diǎn)K的位置,便于通過(guò)微調(diào)整鉆井參數(shù)實(shí)現(xiàn)控制軌跡從一個(gè)礁鉆到另一個(gè)礁,盡可能避免進(jìn)入上部飛一段地層,實(shí)現(xiàn)軌跡有效控制。

3.3 高效破巖

基于長(zhǎng)興組以淺地層巖石可鉆性剖面和已完鉆井提速工藝的認(rèn)識(shí),結(jié)合地層巖性、井眼尺寸等,研選出針對(duì)各地層的破巖鉆頭與配套提速工藝[6]。沙溪廟組地層以淺井眼尺寸大,一開(kāi)φ660.40 mm和二開(kāi)φ444.50 mm井眼段分別采用成熟的泡沫與空氣鉆井工藝,破巖鉆頭分別選用強(qiáng)攻擊SKG515CGK和金屬密封、寬齒HJT537GK牙輪鉆頭。陸相自流井組東岳廟段、珍珠沖段含礫,須家河組地層石英含量高,自流井組、須家河組地層可鉆性級(jí)值大多高于7.0,部分層段可鉆性級(jí)值達(dá)到8.5～9.1,分析上述井段前期使用鉆頭顯示最明顯特征為鉆頭齒磨損較嚴(yán)重,部分發(fā)生蹦齒,行程進(jìn)尺低。從提高鉆頭行程進(jìn)尺、減少起下鉆趟數(shù)考慮,三開(kāi)φ320.68 mm井眼東岳廟段、珍珠沖段優(yōu)選抗研磨、耐沖擊的KMI13122孕鑲鉆頭和KPM1342DST鉆頭混合;須家河組地層用抗研磨性、破巖能力強(qiáng)的16 mm齒、5刀翼KS1652FGRTY鉆頭;剩余φ320.68 mm井眼段強(qiáng)化鉆頭對(duì)地層吃入能力,增大復(fù)合片尺寸,選用19 mm 齒、5刀翼KS1952FGRTY鉆頭。海相雷口坡組至長(zhǎng)興組可鉆性級(jí)值為6.7～7.7,可鉆性和研磨性均低于須家河組地層,已完鉆井?dāng)?shù)據(jù)顯示相較于陸相地層更容易鉆,地層對(duì)鉆頭損傷小,該段鉆頭以提高鉆井效率為原則,故雷口坡組至長(zhǎng)興組頂部φ241.3 mm井眼直井段和造斜段優(yōu)選強(qiáng)攻擊16 mm齒、5刀翼KS1652FGRTY和定向能力強(qiáng)的KS1653DGR鉆頭,長(zhǎng)興組φ165.10 mm井眼著陸段和長(zhǎng)水平段選用壽命與攻擊性兼顧的16 mm齒、5刀翼KS1652DGR和KSD1652FPTY鉆頭。

PDC結(jié)合螺桿復(fù)合鉆井工藝是利用螺桿輸出的的轉(zhuǎn)速和扭矩直接作用于鉆頭,同時(shí)疊加轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速,鉆頭轉(zhuǎn)動(dòng)相比單一采用轉(zhuǎn)盤鉆井時(shí)速度更高,目前仍然是最經(jīng)濟(jì)、最有效的提速手段在各大油氣田廣泛應(yīng)用,因此,元壩區(qū)塊直井段除采用泡沫與空氣鉆工藝提速外,剩余直井段均優(yōu)配應(yīng)用PDC+等壁厚大扭矩螺桿復(fù)合鉆井工藝[7-8]。φ320.68 mm鉆頭匹配5頭、外徑244.50 mm直螺桿,其中東岳廟段、珍珠沖段采用孕鑲鉆頭匹配高轉(zhuǎn)速3頭螺桿鉆進(jìn)。φ241.3 mm井眼直井段鉆經(jīng)海相雷口坡組、嘉陵江組地層,選用5頭、外徑185.00 mm、0.75°單彎螺桿匹配PDC鉆頭復(fù)合鉆進(jìn)破巖[9-10]。

3.4 高效鉆井液

三開(kāi)珍珠沖段、須家河組、雷口坡組與五開(kāi)長(zhǎng)興組地層是整口井施工的關(guān)鍵開(kāi)次,對(duì)井壁穩(wěn)定、攜砂、防卡、防漏要求高。

針對(duì)三開(kāi)鉆經(jīng)陸相與海相長(zhǎng)裸眼井段地層,主要采用由氯化鉀+磺化酚醛樹(shù)脂+無(wú)鉻磺化褐煤+磺化單寧+改性瀝青+井壁封固劑+褐煤樹(shù)脂類降濾失劑+抗溫抗飽和鹽潤(rùn)滑劑+石墨類固體潤(rùn)滑劑等構(gòu)成的鉀基聚磺防塌鉆井液體系[11]。根據(jù)地質(zhì)預(yù)測(cè)三開(kāi)地壓系數(shù)最大為2.0,進(jìn)入高壓氣層前鉆井液密度走設(shè)計(jì)高限,并隨時(shí)了解地質(zhì)錄井情況和加強(qiáng)鉆井液出口的觀察,若發(fā)現(xiàn)鉆井液氣侵嚴(yán)重,應(yīng)根據(jù)實(shí)際情況逐步提高鉆井液密度,確保壓穩(wěn)氣層。隨著井深增加、鉆井液密度升高,應(yīng)逐步減少聚合物加入量,加大磺化處理劑、磺化瀝青、潤(rùn)滑劑的加量,封堵劑與防塌劑加量宜保持上限,增強(qiáng)鉆井液潤(rùn)滑防卡、防塌、抑制性能。在進(jìn)入海相地層前預(yù)加入0.5%的堿式碳酸鋅,同時(shí)將pH值調(diào)整為10～11,施工過(guò)程中根據(jù)硫化氫含量檢測(cè)結(jié)果確定除硫劑加量。

五開(kāi)長(zhǎng)水平段施工主要采用用由磺化酚醛樹(shù)脂+無(wú)鉻磺化褐煤+磺化單寧+納米-微米聚合物成膜封堵劑+超細(xì)碳酸鈣+井壁封固劑+抗溫抗飽和鹽潤(rùn)滑劑+石墨類固體潤(rùn)滑劑等關(guān)鍵處理劑構(gòu)成的高酸溶性聚磺防卡鉆井液體系。鉆掃水泥塞時(shí)加入純堿除鈣,用聚合物膠液調(diào)節(jié)鉆井液流變性,利用固控設(shè)備充分清除水泥顆粒和坂土固相,并加入少量消泡劑清除泡沫,防止氣泡長(zhǎng)期干擾鉆井液性能。水平段施工過(guò)程中液體潤(rùn)滑劑、防塌劑等加量至設(shè)計(jì)上限值,以使鉆井液具有較強(qiáng)的抑制和防塌潤(rùn)滑性。鉆進(jìn)中若觀察到鉆桿接頭有偏磨或非正常磨損現(xiàn)象,可加大固體極壓潤(rùn)滑劑和減磨劑的用量。由于長(zhǎng)興組儲(chǔ)層段的滲透性較好,存在局部高滲地層,鉆井液安全密度窗口窄,鉆進(jìn)中采用“即打即封”方式,每鉆進(jìn)200～300 m主動(dòng)采用由2 mm以內(nèi)的細(xì)顆粒堵漏材料等配成的高潤(rùn)滑性堵漏漿進(jìn)行一次承壓擠堵,地層承壓當(dāng)量密度提高至1.26 g/cm3即可。

水平段鉆進(jìn)需重點(diǎn)預(yù)防形成巖屑床,鉆井中觀察巖屑返出量和巖性,采用機(jī)械與水力相結(jié)合預(yù)防和清除巖屑床。一是盡可能使用大排量洗井,通過(guò)landmark軟件模擬計(jì)算,使用排量不低于18 L/S可保持環(huán)空返速大于其形成巖屑床的臨界環(huán)空返速,對(duì)預(yù)防巖屑床有利;二是在保證返速的情況下,控制合適的鉆井液黏度和動(dòng)塑比,如井下凈化情況不良時(shí)應(yīng)適當(dāng)提高動(dòng)切力,動(dòng)塑比控制為0.6～0.8,以增強(qiáng)其攜巖能力;三是每次起鉆前注入8～10 m3高黏切清掃液循環(huán)攜砂;四是鉆進(jìn)中加強(qiáng)劃眼和短程起下鉆,破壞巖屑床。

3.5 管柱下入

3.5.1 下大尺寸套管前井筒準(zhǔn)備

元壩陸相珍珠沖段地層含礫和須家河組地層含石英,地層硬,研磨性強(qiáng),常規(guī)鉆井對(duì)上述層段井徑擴(kuò)大率、井壁修整不明顯,須家河組煤線層易掉塊,軟硬交錯(cuò)段易形成“糖葫蘆”井眼等,是導(dǎo)致三開(kāi)下φ282.00 mm+φ273.10 mm+φ279.40 mm大尺寸復(fù)合套管發(fā)生阻卡的主要因素。為利于下三開(kāi)大尺寸套管柱對(duì)井眼修整顯得尤為重要。為此,研選出鉆柱式雙心隨鉆偏心微擴(kuò)眼器可對(duì)井眼進(jìn)行修整(圖1)。該工具本體上有上下兩組突出刀翼,鉆進(jìn)時(shí)下刀翼隨鉆對(duì)井壁擴(kuò)眼修整,起鉆倒化眼作業(yè)時(shí)上刀翼對(duì)井壁擴(kuò)眼修整,能修整井下微小臺(tái)階與微擴(kuò)井眼,使井眼更圓滑。針對(duì)三開(kāi)φ320.68 mm井眼,優(yōu)選本體外徑203.00 mm,最大外徑320.00 mm的微偏心擴(kuò)眼器,理論擴(kuò)眼直徑為326.00 mm,安裝位置與最上端一個(gè)扶正器間隔不低于4根鉆鋌位置處或鉆鋌與鉆桿(加重鉆桿)之間,工作時(shí)需要鉆柱旋轉(zhuǎn)即可。

圖1 微擴(kuò)眼器入井

下套管柱前采用不低于套管串剛度的鉆具組合模擬下套管通井劃眼也十分必要。經(jīng)計(jì)算分析,模擬通井鉆具φ320.68 mm牙輪鉆頭+φ228.60 m鉆鋌×1根+φ318.00 mm扶正器×1只+φ228.60 mm鉆鋌×1根+φ316.00 mm扶正器×1只+φ228.60 mm 鉆鋌×4根+φ203.20 mm鉆鋌×8根+φ203.20 mm震擊器×1根+φ139.70 mm加重鉆桿+φ139.70 mm鉆桿與下φ273.10 mm+φ279.4 mm套管串剛度相匹配。實(shí)際模擬通井操作中,需結(jié)合測(cè)井井徑數(shù)據(jù),對(duì)井徑變化幅度明顯,存在縮徑與“糖葫蘆”井段、打鉆過(guò)程中記錄的起下鉆遇阻段、珍珠沖段與須家組河高研磨性地層等主動(dòng)劃眼,使井眼更圓滑,將滯留井筒內(nèi)巖屑攜帶出井。

3.5.2 打孔襯管柱下入

根據(jù)開(kāi)次需要,地層目的層主要采用外徑φ127.00 mm,壁厚9.19 mm,鋼級(jí)110SS級(jí)打孔襯管,孔眼尺寸。分布情況為:孔徑12 mm、90°相位,16孔/m(4列,每列4孔/m)。

鑒于打孔襯管下入遇阻,通過(guò)循環(huán)將堆積在打孔襯管段砂子攜帶出井難以實(shí)現(xiàn),減小下入過(guò)程中壓差卡管柱風(fēng)險(xiǎn),通過(guò)開(kāi)展小井眼清砂模擬,研選清砂工具和基于井筒壓力降低井筒液柱壓力等方面研究,形成以下利于打孔襯管順利下入配套技術(shù)。一是采用由兩只扶正和10只清砂接頭組成的清砂鉆具組合,即φ165.10 mm牙輪鉆頭+回壓閥+φ101.60 mm加重鉆桿1根+φ162.00 mm扶正器+φ101.60 mm加重鉆桿1根+φ160.00 mm扶正器+(φ101.60 mm鉆桿1根+清砂接頭1只)×3+(φ101.60 mm鉆桿3根+清砂接頭1只)×7+φ101.60 mm鉆桿串+φ139.70 mm鉆桿串,對(duì)165.10 mm裸眼段以不低于21 L/s排量全程進(jìn)行正劃眼和倒劃眼主動(dòng)修整井壁與清砂;二是用自鉆頭以上每相隔1根φ101.60 mm鉆桿分別加入外徑尺寸為162、160、160 mm三個(gè)扶正器構(gòu)成的模擬管柱,全程不開(kāi)轉(zhuǎn)盤和鉆井泵,靜放模擬打孔襯管柱下入,通過(guò)下入摩阻變化,判斷井眼是否具備下入襯管柱條件;三是在水平段泵入潤(rùn)滑劑含量不低于10%的高潤(rùn)滑封閉鉆井液,降低長(zhǎng)水平段摩阻;四是為降低接箍對(duì)井壁的傷害,將打孔襯管、引鞋接箍全部由90°倒角到45°;五是選用扶正能力強(qiáng)、通過(guò)性好,由整根合金管制造而成的整體式彈性扶正,模擬計(jì)算每間隔兩根套管安放一個(gè),與前端引鞋連接的短套管處安放一個(gè),起到套管抬頭作用,減少下套管阻力[11];六是打孔襯管柱出上層套管前,在確保井控安全前提下,按計(jì)算量泵注低密度膠液,適當(dāng)降低井底3 MPa左右壓差。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果分析

元壩102-5H井是部署在元壩氣田長(zhǎng)興組氣藏礁灘疊合區(qū)元壩102井區(qū)第五口開(kāi)發(fā)接替水平井,優(yōu)化設(shè)計(jì)軌道數(shù)據(jù)見(jiàn)表3,井身結(jié)構(gòu)和必封點(diǎn)見(jiàn)表1優(yōu)化后數(shù)據(jù)。設(shè)計(jì)完鉆井深8 210 m。通過(guò)綜合運(yùn)用本文所述鉆井關(guān)鍵技術(shù),順利鉆達(dá)設(shè)計(jì)井深,并于2022年11月10日鉆至8 425 m完鉆,比原設(shè)計(jì)井深加深215 m,水平段長(zhǎng)1 464 m,實(shí)鉆技術(shù)指標(biāo)見(jiàn)表4。該井鉆井周期235.92 d、平均機(jī)械鉆速3.89 m/h,30趟鉆完鉆,仍然保持著西南油氣分公司水平井井深最深和五開(kāi)制超深井水平段最長(zhǎng)、鉆井周期最短、機(jī)械鉆速最高、鉆井趟數(shù)最少5項(xiàng)鉆井紀(jì)錄,三開(kāi)φ320.68 mm井眼平均機(jī)械鉆速1.78 m/h,φ165.10 mm井眼水平段單趟進(jìn)尺856 m,打破元壩區(qū)塊三開(kāi)機(jī)械鉆速最高,小井眼單趟進(jìn)尺最高2項(xiàng)鉆井紀(jì)錄。與元壩前期水平井鉆井工期最短井元壩102-3H相比,井深增加697 m,鉆井周期縮短了44.79 d,縮短率15.87%,平均機(jī)械鉆速提高了23.88%;精確控制軌跡穿越多個(gè)目標(biāo)礁體(圖2),順利完成φ282 mm+φ273.10 mm+φ279.40 mm大尺寸復(fù)合套管和打孔襯管一次性下至預(yù)定位置,提速提效明顯。

圖2 元壩102-5H井軌跡穿越多個(gè)目標(biāo)礁體示意圖

表4 元壩102-5H井與前期鉆井技術(shù)指標(biāo)靠前井對(duì)比

5 結(jié)論與建議

1)優(yōu)化了二開(kāi)、四開(kāi)必封點(diǎn)位置和二開(kāi)套管尺寸以及三開(kāi)井眼尺寸,能更有效封隔復(fù)雜情況和滿足長(zhǎng)段水平井安全鉆進(jìn)。

2)集成的各層段鉆井關(guān)鍵技術(shù)通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用驗(yàn)證,能滿足以鉆探元壩長(zhǎng)興組氣藏超深水平井鉆井提速與軌跡控制等需求。

3)針對(duì)大安寨組、珍珠沖段含礫和石英含量高可鉆性差的須家河組地層優(yōu)選的鉆頭對(duì)鉆速有一定改善,建議進(jìn)一步開(kāi)展破巖工具研究,繼續(xù)提高上述地層鉆速。