深层水平井钻井提速技术

深层水平井钻井提速技术

古秀留

中石化胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司 257000

摘要：松辽盆地地层岩性复杂，天然气含量丰富，深层水平井是开发深层天然气的主要手段之一，深层水平井施工过程中还存在一些问题：一是深层地层研磨性强，钻头效率低、寿命短；二是提速工具单一应用效果显著，未形成系统化应用；三是深层水平井摩阻大、携岩困难；四是深层目的层多样化、天然裂缝及破碎带发育，易发生井漏、井塌等复杂；五是钻井周期长、非生产时间比例大、投资成本高。针对以上问题，从钻井顶层优化设计、自主研发提速工具、钻井液性能改进完善等方面出发，开展技术攻关与现场试验，实现深层水平钻井提速提效目标。基于此，本篇文章对深层水平井钻井提速技术进行研究，以供参考。

关键词：深层水平井；钻井提速技术；应用

引言

随着社会发展和人类的进步，能源紧缺已成为难以逾越的世界难题，尤其我国油气能源的紧张局势日趋严重。预计未来几年中国油气对外依存度还将继续上升，我国目前油气能源受到国外能源的制约，能源资源安全问题日益加剧。地下煤气化技术有希望成为解决我国油气能源危机的重要手段之一

1深井、复杂结构井安全高效钻井完井技术

1）深井特深井钻井完井技术。针对塔里木盆地、四川及周缘地区深井特深井钻井机械钻速低、钻井周期长和施工风险大等重大技术难题，开展了深井特深井优快钻井、钻井提速工具研制等方面的研究。形成了井震融合指导钻井技术，突破了钻头前方未钻地层超前描述难题，实现了钻井工程地质环境随钻评价、技术方案动态优化和钻井风险的实时防控，现场应用30余口井，复杂故障时效同比降低37.3%。构建了基于拓宽安全密度窗口、减少套管层次的井身结构优化方法，顺北油气田探井井身结构由六开优化为五开，开发井井身结构由六开优化为四开，完钻井眼直径扩大至143.9mm，提高了井眼定向效率和井下复杂情况处理能力。提出了硬地层钻井提速“合适的钻头、足够的破岩能量和钻头稳态工况”的三要素理念，研制了高效PDC钻头、抗高温长寿命大扭矩螺杆、液动射流冲击器等新型提速工具，形成了超深小井眼钻井提速技术，可使硬地层平均机械钻速提高40%以上。研制了线性压降调控节流阀，创立了四参量、四级反馈的井底压力控制方法，开发了高温随钻封缝堵气、气滞塞和缝洞型储层钻井安全控制技术，井下溢流监测的发现流量最小为80L，压力波动控制精度小于0.25MPa，现场应用效果突出，气侵量减少超过90%、气窜速度降低超过75%。开发了基于钻井地质环境因素的钻井设计软件和石油工程远程决策支持系统，实现了关键环节、重点技术方案的远程决策与指导。

2深井施工难点

（1）松辽地区深井地层研磨性强、可钻性差，硬度可达到2000~5000MPa，可钻性级值8~10.38级，火山岩地层钻头行程钻速低，地区砾石层及高硬度、高研磨性砂泥岩发育，机械钻速慢，却尔却克组泥岩段平均钻速仅0.4m/h。（2）松辽地区深井地温梯度3.8℃~4.1℃/100m，4500m深井井底温度180℃，个别井可达220℃以上，对钻井液、完井液、随钻仪器、动力钻具等抗高温要求高。（3）目的层钻进井塌井漏问题严重，松辽地区深井营城组裂缝较发育，存在煤层、破碎带，塔东地区储层裂缝、孔洞发育。

3提速技术优化

3.1提速工作思路

坚持“靠安全、靠生产、靠技术、靠装备”提速理念，以安全生产为前提，强化生产组织工序衔接减少非生产时间，提升装备水平降低设备维修时率，坚持“分层分段，优选优化，集成配套”的技术路线，以井身结构优化、高效钻头优选、应用提速利器为重点，加强提速术规模化应用，进一步提高深井行程钻速。

3.2井身结构优化

根据不同区块、不同地质目的，考虑安全、地质及提速等要求，开展了各开次井身结构优化。表层套管下至稳定泥岩段，以满足后续管串和井口装置承载需求，防止井口沉降。技套要考虑减少三开裸眼段长，降低摩阻、扭矩和施工风险。对于承压能力低、有漏失风险的地层，采用尾管+尾管回接方式固井，不仅能防也能减缓气窜的发生，能够更好地保证固井质量。

3.3钻头优选

统计研究发现，深层“易钻岩性”主要为玄武岩、安山岩（其石英含量50%左右，达深为代表），“难钻岩性”主要为砾岩、流纹质角砾岩、流纹岩（石英含量一般在60%~80%，其中流纹岩的石英含量高达80%，研磨性最强，徐东为代表）。在深层难钻岩性中砾岩、流纹质角砾岩、流纹岩的可钻性差，且抗压强度较高，其中流纹岩可钻性最差，抗压强度最高，依据PDC钻头吃入极限理论（抗压强度不大于18000psi）和地层含砾情况，建立了深层各区块常规PDC使用极限深度。针对登楼库组及以下地层特点，通过个性化钻头优选、改进与试验，形成了深层高效钻头序列。

3.4安全钻井液密度窗口的确定

针对地层易失稳、钻速慢、施工周期长的问题，分别对不同井斜不同钻井方位条件下的坍塌压力、原始地层孔隙压力、破裂压力等参数进行了模拟预测，在此基础上提出了安全钻井液密窗口。1）原始地层孔隙压力确定。大规模水力压裂后地层孔隙压力增加导致实测数据偏大，因此分别采用了Eaton法、定容封闭气藏物质平衡法分析低渗页岩孔隙压力的压裂增压机制、考虑渗透率影响的井壁围岩孔隙压力等求取方法得到了该地区压裂前原始地层孔隙压力。分析结果认为：钻井时考虑钻遇裂缝的情况下原始地层孔隙压力当量钻井液密度为1.35~1.60g/cm3。2）地层坍塌压力确定。坍塌压力系数为1.60~1.80，水平段沿着水平最小主应力方向钻进，井壁相对最不稳定，坍塌压力系数最高可达1.80；井水平段轨迹方向主体沿断层方向，与水平最小主应力方向有一定夹角，井壁稳定性良好，坍塌压力系数为1.60左右。因此，考虑坍塌压力，水平段钻井液密度下限为1.60g/cm。3）安全钻井液密度窗口推荐。由于工区破裂压力系数总体较高，钻井液当量密度为2.50~3.20g/cm3，目前使用的钻井液密度范围不会压破地层导致井漏。因此，综合地层坍塌压力、破裂压力、页岩地层原始孔隙压力和钻遇裂缝时页岩地层动态孔隙压力的分析结果，以及气井的钻井液密度设计要求，即气井附加值（0.07~0.15g/cm3）确定了储层的钻井液密度窗口。

结束语

通过持续开展理论研究和技术攻关，并应用于现场示范，形成具有自主知识产权新理论、新技术、新产品、新产业，探索松辽盆地深层气高效勘探开发方法，集成一套深层施工提速提效配套技术，提升松辽盆地深层井施工效率。

参考文献

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