川东北元坝区块井身结构优化设计

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元坝地区超深探井复杂地层固井难点及对策

元坝地区超深探井复杂地层固井难点及对策李真祥;王瑞和;高航献【摘要】四川元坝地区固井面临井深、高温、盐膏层蠕变、固井安全密度窗口窄、防漏防窜矛盾突出等诸多技术难题,给固井作业带来了很多挑战.针对元坝地区已经完成的11口探井存在的固井工艺技术不够完善、固井质量不稳定的现状,分析了该地区固井存在的主要技术难题,并对不同地层固井的水泥浆体系进行了针对性选型,强化了通井技术措施,综合应用了提高顶替效率的技术措施等.在元坝12井等井固井中应用,已经初步取得了成效.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2010(038)001【总页数】6页(P20-25)【关键词】超深井;探井;水泥浆;固井;元坝地区【作者】李真祥;王瑞和;高航献【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东,东营,257061;中国石化,勘探南方分公司,四川,成都,610041;中国石油大学(华东)山东,东营,257061;中国石化,勘探南方分公司,四川,成都,610041【正文语种】中文【中图分类】TE256+.3元坝地区是中国石化在川东北地区的主要勘探开发区块,固井面临诸多技术难题[1-4],主要有:1)海相飞仙关组和长兴组气层是主要目的层,埋藏深度都在7 000 m左右,属常压气藏,但储层温度高(井底温度可达160℃),且含H2S和CO2;2)上部陆相地层主要包括沙溪庙组、千佛崖组、自流井组和须家河组地层,其中,千佛崖组和自流井组地层水敏性强,须家河组地层是高压低渗气层,上沙溪庙组地层底部坍塌严重,为平衡气层和坍塌层,钻井液密度最高达到2.10 kg/L,元坝3井、元坝101井和元坝22井等井的须家河组地层压力系数为1.83～1.86;3)嘉陵江组5段和4段地层的岩性主要是石膏和盐,存在蠕动性盐膏层和高温高含硫气层,元坝2井发生盐膏层段挤毁套管的事故,元坝102侧1井在盐膏层段发生了卡钻;4)固井作业还要面对复杂的井筒环境,如压稳与防漏、长封固段窄间隙等难题。

元坝地区超深井井身结构优化及应用

Ｓｈａｎｄｏｎｇ，２５７０１７，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＹｕａｎｂａＡｒｅａｗｉｔｈｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｆａｃｅｓｍａｎｙｄｒｉｌｌｉｎｇｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓａｎｄａｎｕｍ—
元坝地区超深井井身结构优化及应用
葛鹏飞，马庆涛，张栋
（中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营２５７０１７）
摘
要：元坝地区钻井存在地质条件复杂、钻井难度大、不确定因素多等难点，井漏和溢流的频发层位集中在
ｕｐｐｅｒＳｈａｘｉｍｉａｏｆｏｒｍａｔｉｏｎ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｐｒｏｂｌｅｍｓｓｕｃｈａｓｓｈａｌｌｏｗｃａｓｉｎｇｓｅｔｄｅｐｔｈａｎｄｉｎｔｅｒａｃｔｉｏｎｉｎｔｈｅ
ＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎａｎｄＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＵｌｔｒａ－ＤｅｅｐＷｅｌｌＣａｓｉｎｇＰｒｏｇｒａｍｉｎＹｕａｎｂａＡｒｅａ
ＧｅＰｅｎｇｆｅｉ，ＭａＱｉｎｇｔａｏ，ＺｈａｎｇＤｏｎｇ
Hale Waihona Puke 自流井组和上沙溪庙组。针对该地区前期井身结构存在表层套管和技术套管下深浅、裸眼段地层相互制约等问题，进行了超深井井身结构优化设计，优化了套管层次，选择了合理的必封点，增大了一开、二开和三开套管下深，增加了下部地层套管尺寸。优化后的井身结构不但能够有效封隔复杂层位，而且为空气钻井等新技术的应用和后期产层的高效开发创造了有利条件。现场应用表明，井漏由原来的平均每井４．４次减至１＿９次，溢流由平均每井１．６次减至０．４次，空气钻井平均进尺增加５１．２６，平均钻速提高６４．３。井身结构优化后，钻速提高，钻井周期

川东北河坝区块井身结构的优化与实践

段，有待于进一步探索，成使用方便的模型或一还形体化计算机应用程序。３）为了加快南方深部油气勘探开发步伐，加应快合理井身结构与气体钻井、头选型技术、钻复杂深井钻井液技术等多方面技术的配套研究，为南方复
钻探技术，０９３（）４ — ２２０，７６：８５．
ＣｈｎＪｆｎＬｉＧｅｓｅｇ，ａｆＣｈｌｎｅｎａｕｒ— ｅｉｅｇ，ｎｈｎＷｎＬｉｕ．ａｌｇｓａｄｍｅｓｅｅ
出了钻井周期１８ｄ建井周期１４ｄ的川东北地０、３
［］边培明．层海相气井井身结构优化及应用［］钻采实施难点为技术套管重量大，要
求钻机负荷足够大。
３现场应用
优化后的三开井身结构系列（５０．ｆ５８０ｍｍ一
优化后的四开井身结构系列（５０９５８ｍｍ—
ｊ３．５９７ｍｍ一声２３１３７．ｍｍ声１３７ｍｍ一１９７９．３．
ｍｉ或９４．ｎ无接箍）河坝区块河坝１１ｉ１５６１ｒｍ１在０
［］陈济峰，修良，航献．东北地区气体钻井技术实践与认识４燕高川［］石油钻探技术，０９３（）３ — ２Ｊ．２０，７４：９４．
ＣｈｎＪｆｎｅｉｅｇ，ＹａｕｉｎＧａＨａｇａｎＸｉｌｇ，ｏａｎｘｉｎ．Ｇａｒｌｉｇｅｈ— ｓｄｉｌｔｃｎ

元坝272-1H井超深水平井钻井技术

元坝272-1H井长水平段超深水平井钻井技术董志辉，孙连坡，汪海波，仇恒彬（中石化石油工程公司钻井工艺研究院山东东营257000）摘要：元坝272-1H井是位于元坝区块的一口超深长水平段水平井，存在地质情况复杂、多套压力体系并存、气藏埋深超过6500m、井底温度高达156°C等技术难题。

施工中通过钻井提速技术、井眼轨迹控制技术、高温定向工具使用技术、井眼清洁技术、摩阻扭矩监测控制技术、高温钻井液技术、安全钻井技术等先进技术，克服了裸眼段长、摩阻扭矩大、岩屑清洁效率低、井眼轨迹控制困难、工具仪器耐高温高压挑战性高等难点，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录，为同类超深水平井的施工积累了丰富经验。

关键词：元坝272-1H井；超深水平井；钻井技术；长水平段；1元坝272-1H井概况元坝272-1H井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地川东北巴中低缓构造上的一口超深水平井，以长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层，该井位于元坝区块长兴组4号礁带。

完钻井深，完钻垂深，造斜点位于，水平位移，水平段长，钻穿气层长度，创造了元坝区块水平井水平位移最长、水平段最长、钻遇含气储层最长三项纪录。

井身结构釆用五开制，实钻井身结构与设计井身结构对比如下。

（1）直井段优快钻井、防斜打直困难⑷。

直井段长6050m,钻遇地层多，地层复杂。

上沙溪庙组有小水层，底部存在区域垮塌层；千佛崖组压力较高；自流井组底砾岩蹩跳严重；须家河组区域高压，石英砂岩可钻性极差；嘉陵江组顶部盐膏层发育，嘉五-四段、嘉二段局部层段见高压盐水层；极易发生井喷、井漏、井塌等复杂情况。

（2）摩阻扭矩大、深井定向困难。

使用PDC钻头定向钻进，由于井眼深度大, 摆放工具面困难，很难摆放到位且容易偏移，裸眼段长，摩阻大，通过钻压控制工具面难度大，工具面不稳，滑动钻进常有托压现象，易憋泵。

（3）储层调整频繁，轨迹控制难度大。

钻头打捞技术的应用

钻头打捞技术的应用摘要元坝H井是钻井三分公司布置在四川盆地川东北巴中低缓构造元坝区块的一口开发井，设计井深7780m，以上二叠统长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层。

2020年8月1日四开中完钻水泥塞至4112m时因扭矩异常，起钻检查，8月3日起钻完发现旁通阀异常打开，钻头落井。

后经一次通井，两次下母锥打捞，10日将牙轮钻头成功打捞出井。

本文通过对事故做全面的分析总结，通过案例总结，吸取教训。

关键词：钻头、脱扣、打捞一、基本情况（一）事故发生的经过2020年8月1日8:15下钻至4096m后至16:45循环处理泥浆（后效显示:全烃最高2.177%,密度由2.49↓2.37g/cm3，粘度241s，排量：15-17l/s，泵压27-28MPa）；16:45开始钻水泥塞，17:55钻水泥塞至4112m扭矩由5.76KN.m↑9.50 KN.m（扫塞参数：钻压60KN、转速50RPM、泵压28MPa），停转上提遇阻，多次逐步上提至悬重136T后回到原悬重（原悬重113T），提出后下放至4110.10m遇阻,开始时扭矩正常、平稳，大约钻10-20分钟后开始蹩钻，无进尺，蹩钻后上提钻具遇卡，检查返出水泥颗粒中未发现铁屑和胶皮块，多次上提下放，试钻，无进尺，悬重、泵压无变化后于2日2:30起钻检查钻具及钻头。

2020年8月3日10:15起钻完发现钻头(HJT537GK)落井，双母接头下端胀大（见图1），双母接头及浮阀翻板以下塞满水泥，水泥非常坚硬，旁通阀异常打开。

图1 出井的双母接头（二）基本数据1、井身结构2、钻水泥塞参数：钻压60KN、转速50RPM、排量: 17L/S、泵压28MPa；3、泥浆性能：出口密度(g/cm3):2.48粘度(S):117失水(ml):1.0 泥饼(mm):0.6初切(Pa):19终切(Pa):28.5含砂 (％):0.3 PH值:11 动切20 Pa 塑粘120m.pas；4、钻水泥塞钻具组合：Φ165.1m三牙轮钻头HJT537GK×0.20m＋330×310双母×0.50m＋浮阀×0.50m＋311×4A20×0.50m＋4A211×4A20(双密封)×0.49m＋Ф101.6mm加重钻杆×60根×560.35m＋4A211(双密封)×4A20×0.49m＋Ф139旁通阀×0.40 m＋Ф101.6mm钻杆×216根×2043.44m＋4A21×520×0.43m＋Ф139.7×10.54mm钻杆；5、落鱼情况：落鱼为1只Φ165.1HJT537GK三牙轮钻头，长0.29m（包括丝扣），鱼顶位置4110.40m。

元坝103-1H井超深井钻井配套技术

3102
775~3102
8.16
13 YB273-1H 井 2960
2960
702~2918
10.27
14 YB10-1H 井 3362
3294
497~3283.48
15.53
15 YB103-1H 井 3102
3099
706~1443.23
13.05
2.2.2 元坝103-1H井二开钻头选型技术
泥浆钻机械钻速 /m·h-1
表1 元坝区块2013-2015年完钻井二开施工情况
二开设
序
二开完钻井空气钻井段空气钻机械钻速
井号
计井深
号
深/m
/(m-m)
/m·h-1
/m
1 YB1-1H 井
3505
3316
502~3316
15.01
2 YB27-3H 井 3072
3146
708.50~3146
11.30
3
YB29-1 井
3515
8
T1655B 百施特
所钻层位上沙溪庙组上沙溪庙组
井段/(m-m) 进尺/m 2506.02~2507.50 1.48 2507.50~2513.09 5.59
机械钻速/ m·h-1
0.99
0.56
备注
等新钻头到井期间，第三次入井钻头泥包
9 MS1951 百施特上沙溪庙组
2513.09~3099 585.91
1.66
2.3 三开、四开“NEW-DRILL+孕镶/PDC钻头”复合钻井技术
钻速分别达到3.07m/h、1.66m/h，平均机械钻速2.34m/h，是其他井泥浆钻机械钻速的7.55倍，

元坝地区超深高酸性气田钻井提速技术

2提速技术元坝气田针对区块存在的钻井难点在第一期产能建设井的钻井过程中大量采用新技术新工艺，从科技提速、安全提速、管理提速三方面提高元坝气田产能建设井的钻井速度。
2.1科技提速2.1.1井身结构优化技术科学合理的井身结构是能以尽可能少的套管程序封隔地层必封点，并采用合理的井眼尺寸以避免钻井复杂事故，提高钻井速度，有效保护油气层的井身结构。元坝地区第一期产能建设井均采用五开制井身结构，其示意图如图1所示。
该井身结构一开采用囟660.4mm钻头开孔，泡沫钻井至井深500~700m左右，下入囟508.0mm套管，封隔上部剑门关组、蓬莱镇组易漏、易坍塌及浅部水层；二开采用囟444.5mm钻头，采用气体钻井钻至上沙溪庙底部垮塌层，下入囟346.1mm套管，封隔上部易塌、易漏地层；三开采用囟314.1mm钻头钻进至雷三段60m左右，下入囟273.1mm+囟282.6mm复合套管，封隔雷四顶部气层以上高压地层；四开采用囟241.3mm钻头钻进长兴组5m左右，先悬挂囟193.7mm+囟203.1mm复合套管固井，封隔长兴组顶部以浅地层，并在嘉四和嘉五地层选用厚壁套管，再回接囟193.7mm油层套管；五开采用囟165.1mm钻头，使用低密度钻井液钻至目的层，采用衬管完井，再回接囟193.7mm油层套管固井。在井身结构确定的基础上，元坝气田在套管的选材上实现了系列化、程序化、标准化，具体选材标准见表1。
元坝地区超深高酸性气田钻井提速技术
摘要院元坝气田是国内埋藏最深的海相大气田，其存在气藏埋藏深、酸性气体含量高、压力层系多、地层岩性复杂等世界级钻井技术难点。文章在对元坝超深高酸性气田钻井技术难点分析的基础上，介绍了井身结构优化技术、空气钻井技术、扭力冲击器钻井技术等关键提速技术和钻井液性能维护、套管防磨、井控等安全管理措施及其应用效果，最后给出了元坝地区超深高酸性气田的钻井提速技术系列。

川东北井身结构设计

三开： Φ311.2mm×Φ244.5×4153.18m
四开： Φ215.9mm×Φ139.7mm×7025.25
整理ppt
一、井身结构设计国内外现状
4.国内深井井身结构现状
Φ914mm导管：×5m Φ760mm伸长导管×30.57m
胜利乌拉尔2井
一开： Φ660.4mm×Φ508mm×650m（封漏层、浅气层）
4.国内深井井身结构现状
川东北普光主体
导管： Φ508mm×50m
一开：
Φ444.5mm×Φ339.7mm×700m
二开： Φ314.1mm×Φ273.1mm×4200（封过须家河组）
三开： Φ241.3mm×Φ177.8mm（先下尾管再回接）
整理ppt
一、井身结构设计国内外现状
4.国内深井井身结构现状
套管接箍与井壁间的间
隙14mm
德国在钻KTB超深井时，采用了自动垂直钻井系统。
系
套管接箍与
列
井壁间的间
隙12.7mm
5
整理ppt
一、井身结构设计国内外现状
3.国外井身结构现状
系列6
应用：拉丁美洲和墨西哥海湾地区优点：
Latin A merica 3 6 -in ,B ,5 5 0 ft 3 0 -in ,B ,1 8 0 0 ft
一、井身结构设计国内外现状
1.井身结构设计发展过程
➢ 经验积累阶段(1900年～ 20世纪60年代末)
确定了井身结构基本形式确定了API规范统一了井身结构设计规程
➢ 理论发展阶段(20世纪60年代末期～80年代末期)
提出了满足防止套管鞋处地层压裂、避免压差卡钻、必封点等确定了以两条压力剖面为依据，自下而上的设计方法井身结构设计的量化方法

元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策(最新版)

( 安全论文 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策(最新版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策(最新版)摘要：川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，其钻井完钻井深超过7000m，属于超深含硫气井。

针对该区陆相地层研磨性强、可钻性差，井身质量控制难度大、海相地层盐膏层发育、井漏和井控安全问题突出等施工难点，提出了安全快速钻井技术对策：①运用气体钻井技术提高机械钻速，减少井漏复杂事故；②结合邻井资料，优选钻头类型，优化钻井参数；③制订井下安全钻井技术措施，预防地层掉块和键槽卡钻、缩径和压差卡钻、断钻具和钻头等井下复杂情况的发生。

关键词：元坝地区；气体钻井；钻头优选；钻井参数；技术；四川；北0前言川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧，属于川中低缓构造带的一部分。

从邻井钻探结果表明，飞仙关组飞三段鲕滩储层、嘉陵江组嘉二段粒屑滩储层、三叠系须家河组砂岩储层、下侏罗统自流井组、大安寨组介壳灰岩储层在该区亦可能发育，成藏条件优越，是川东北地区寻找大型气藏的有利区带。

从区域沉积特征及邻井钻井资料、露头资料综合分析，该区陆相层系可能发育有须家河组砂岩、千佛崖组砂岩、自流井组砂岩及介壳灰岩储集层。

海相碳酸盐岩储层可能发育有中三叠统雷口坡组中上部白云岩储层、下三叠统嘉陵江组嘉二段砂屑云岩储层、下三叠统飞仙关组飞三段鲕粒石灰岩储层、长兴组-飞仙关组飞二段礁滩相白云岩储层。

川东北元坝区块井身结构优化设计

摘要元坝区块是中国石化在川东北地区的重点勘探区块，由于气藏埋藏深，地质条件复杂，其钻井难度与风险极高。

根据元坝区块的地质特点，针对目前井身结构存在的表层套管不能将低承压地层封固以及技术套管不能将高压层位完全封固的问题，对套管下深和套管尺寸进行优化，提出了非常规井身结构和水平井井身结构设计的优化方案，并对不同井身结构的特点进行了分析总结，认为非常规井身结构的大尺寸钻头进尺相对较小，有利于提高机械钻速，而水平井井身结构能提高元坝区块的单井产能。

关键词四川东北元坝区块井身结构优化设计川东北元坝区块井身结构优化设计陈明窦玉玲李文飞王光磊（中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营257017）收稿日期：2009－07－20修订日期：2010－01－06作者简介：陈明（1979－），硕士，工程师，从事钻井工程设计及科研工作。

E －mail ：chen0621@中图分类号：TE256.1文献标识码：AVol.4，No.3Jun.2010文章编号：1673-9035（2010）03-0044-04天然气技术Natural Gas Technology2010年第4卷·第3期0引言元坝区块位于四川盆地东北部的巴中、南充及广元地区，构造位置位于九龙山构造带南翼、通南巴背斜带西南侧，属于元坝低缓构造带的主体部分。

长兴组及飞仙关组是本区的主力储集层，也是其主要目的层。

上三叠统须家河组及以上为陆相地层，砂泥岩互层频繁，软硬交错变化大，砂岩胶结致密、硬度大、研磨性强。

雷口坡组及以下为海相地层，可钻性较好。

区块内所钻井普遍发生过溢流、井漏、垮塌等复杂事故，机械钻速低，施工周期长。

井身结构设计是钻井工程设计的重要内容之一。

它不仅关系到钻井施工的安全与顺利，而且还关系到钻井作业的经济效益。

因此，对元坝区块进行合理的井身结构设计，对于最大限度地避免漏、喷、塌、卡等工程事故的发生，保证钻井作业安全顺利进行，最大幅度地减少钻井费用与降低工程成本具有重要作用。

元坝地区超深井优快钻井配套技术研究

元坝地区超深井优快钻井配套技术研究元坝地区是中国石化川气东送工程的重要能源接替阵地。

前期的钻探实践表明，该地区地质因素复杂，钻井过程中普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故，机械钻速低，施工周期长，严重影响了元坝地区的勘探开发进程。

综合考虑元坝地区复杂的地质特点及前期钻井期间出现的复杂情况，对元坝地区井身结构进行了优化设计，使得处理井下复杂情况的能力得到了显著提升。

通过开展气体钻井、液相控压钻井、下部陆相地层使用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头钻井，以及海相地层使用抗高温长寿命螺杆配合高效PDC复合钻井等新技术的研究，形成了一套适合元坝地区超深井提速的配套新技术体系。

通过在元坝10井等5口井的超深井技术集成试验，取得了显著的提速效果，平均机械钻速2.0m/h，相比试验之前提高了26.58%，平均钻井周期331.86d，较试验前缩短了138d。

试验结果表明，所形成的提速配套技术能够解决目前元坝地区的技术难题，适合在元坝地区进行深入的推广应用。

标签：超深井；井身结构优化；钻井提速；气体钻井；控压钻井；复合钻井元坝地区是继普光气田之后，中国石化集团公司天然气增储上产的又一重点探区，也是川气东送工程的重要能源接替阵地，目的层位于海相地层的飞仙关组、长兴组和龙潭组，完钻井深7000m左右。

该地区地质因素复杂，存在陆相地层厚度大、砂泥岩互层频繁、可钻性差以及自流井-须家河超高压、压力窗口窄等特点，所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故。

探区前期钻井过程中的平均机械钻速仅为 1.58m/h，平均故障复杂时效为9.25%，平均钻井周期高达470d[1-4]。

为了加快元坝地区的勘探开发进程，综合考虑该地区复杂的地质特点和前期出现的复杂情况，对元坝地区的井身结构进行了优化设计，结合气体钻井、液相控压钻井、涡轮配合孕镶钻头钻井，以及抗高温螺杆配合高效PDC复合钻井等新技术的研究及在元坝10、元坝124等几口超深井的技术集成试验，形成了一套适合元坝地区超深井钻井提速的配套新技术体系，对于今后元坝地区的钻井施工具有重要的指导意义。

元坝含硫超深水平井井身结构优化技术_王剑波

四、研究成果与应用效果
1．研究成果在分析前期地质研究成果、已钻井实钻资料基， 272H 础上结合元坝等国内外类似井成功经验及完井方案要求，元坝气田优化后的井身结构设置了四个封隔点：第一必封点选择在井深 700 m 左右，封隔上部易漏层和浅部水层，利于二开空气钻井；第二必封点选择在井深 3 100 m 左右，封隔上沙以浅低利于三开揭开陆相高压地层；第三必封压易塌地层，点选择在井深 4 900 m 左右，封隔雷四以浅地层与陆相深部高压层，为海相地层钻进创造条件；第四必封隔长兴组储层以浅高封点选择在飞仙关组底部，压地层，利于五开单独揭开长兴组低压储层。采用五开制井身结构设计（见表 2 ），五开专层专打长兴组水平段。
钻
采
工
艺
2014 年 7 月
July 2014
· 16·
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
深部井段还需考虑单质硫的影响；嘉陵江组存在膏盐层，需要使用厚壁套管来提高抗挤强度；斜井段需要考虑套管防磨和安全下入问题。因此，套管的材壁厚、钢级选择要求严格。质、 4．满足井控安全的井身结构难以兼顾钻柱强度主要储层含 H2 S，按含硫气井井控要求，需要采用抗硫钻杆，先回接油层套管后，再进行水平段的施工。通过模拟计算，如果先进行回接，水平段钻井过但水平段施工只能程中的井控风险可以显著降低，这就导致钻杆选用 101． 6 mm 或 88． 9 mm 钻杆，拉力余量小，按 7 500 m 计算，采用 101． 6 mm + 88． 9 mm 复合钻杆时最小拉力余量仅为 300 kN，施工风险大，预测最高泵压将达到 35 MPa 以上，机泵条件难以满足要求。

川东北优快钻井技术

速达到４．６１ｍ／ｈ。实践证明氮气钻井既较好解决了空气钻井的燃爆问题，又发挥了气体钻井机械钻速高的优势，是安全、高效钻穿含气层段的一项有效技术。
（３）雾化／泡沫钻井技术。气体钻井技术在钻遇出水地层后，由于钻屑遇水易在井壁形成泥环，使得钻屑无法正常返出，易导致井下复杂情况，初期多改为常规钻井液钻进。
２）气体钻井安全钻进工艺。（１）出水量预测。钻前水层的准确预测对气体钻井顺利实施至关重要，这需要重点解决地层流体的性质判断、地层物性的解释、地层压力的解释、出水量的计算等一系列问题。根据不同测井信息对地层物性、含流体性质有不同的响应特征，目前通过分析地下存在水层时的测井响应特征，利用声波、密度、中子、电阻率等测井资料结合水文地质情况对水层进行识别，然后根据渗流力学原理及测井资料确定地层出水量，并进行定量综合预测。（２）井壁稳定分析。气体钻井由于避免了液柱压力对井底岩石的围压效应，大大提高了钻井机械钻速。但井眼周围岩石的力学、物理、化学平衡环境发生相应变化，原有的平衡关系被打破，经常出现井壁坍塌等复杂情况，迫使提前结束气体钻井，达不到预期的目的，浪费了时间和成本。因此，在钻前进行井壁稳定性分析是实施气体钻井技术的关键技术之
３）气体钻井配套技术。（１）空气锤钻井技术。在气体钻井中应用空气锤技术能显著提高机械钻速［５］，同时由于需要的扭矩和钻压较低，对控制井斜极为有利；另外由于井底清洗及冷却条件好，延长了钻头的使用寿命，故在许多方面优于目前油田使用的常规气体钻进技术。空气锤和空气锤钻头是其最重要的井下工具之一，前期均为国外引进工具。应用初期常发生断落事故，后期经过不断改进，空气锤可靠性大大提高，国内相继研发出替代产品，其在气体钻井进尺中所占比例不断扩大，目前已达到５０％以上。现场试验表明，采用空气牙轮钻井方式较钻井液方式提高机械钻速２～５倍，而采用空气锤，可进一步提高约两倍。（２）氮气钻井技术。川东北须家河组地岩石坚硬、研磨性强、钻头寿命短、机械钻速极低，钻井周期至少２个月以上，同时该段地层多含有高压气层，出于钻井施工安全考虑，前期气体钻井技术主要应用在须家河组以上地层。为保证施工安全，后期重点研究应用了氮气钻井技术，当天然气含量大于３％时应用该技术，可有效解决井下燃爆问题。在普光１０２－３等１０多口井上应用氮气钻井技术成功安全穿越了须家河组地层这一“ 瓶颈井段” ，平均机械钻

多软件综合利用对川东北元坝地区的精细构造解释和属性分析

多软件综合利用对川东北元坝地区的精细构造解释和属性分析摘要：本文通过Discovery，landmark，petrel三款软件的综合使用，对川东北XX地区进行了构造精细解释、地质综合研究以及多属性分析等工作, 取得了预期的效果。

研究结果表明,在构造解释和属性分析过程中多种软件的结合使用，可以充分各种软件的优势，达到最佳效果的实现。

是一种值得推广的地震解释方法。

关键字：构造解释、属性分析、landmark、dicovery、petrel构造精细解释XX地区于2006～2007年完成了三维地震勘探。

从地震剖面品质分析来看，由于XX地区位于川中平缓褶皱带，受构造运动影响小，断裂不发育，该区为白垩系和侏罗系覆盖区，激发和接受条件较好，因此，地震资料品质普遍较好。

本次储量计算利用XX地区已经完钻的YB1井、YB101井、YB102井、YB11井、YB12井资料和二维、三维地震资料开展了精细构造解释。

图1、川东北XX地区工区范围一、地震资料分辨率分析利用LANDMARK中的Poststack中的频谱分析模块中进行目的层位的频谱分析。

从频谱分析图（图3-6-1）可见本区长兴－飞仙关组地震资料剖面视主频较低，仅在25-30Hz，频带宽度较窄约65-70Hz（-24db），按6000m/s的速度计算，地震纵向分辨率约为50～60m，薄储层的预测难度稍大。

二、构造精细解释由于Discovery中的地震合成记录模块存在缺陷，教landmark中的SYNTOOL模块存在较大差距，而discovery中作层位解释简单方便，故本次解释采用在landmark中做合成地震记录，在discovery中进行层位解释。

本次储量计算主要利用了XX气田二、三维资料精细解释成果，重点对飞四底、飞二底、飞一底（长兴组上储层顶）、二叠系、志留系反射层进行了三维连片构造精细解释成图。

利用已有井的声波、密度测井资料，制作合成地震记录，通过与井旁地震剖面的对比，可准确确定地震地质层位，同时利用邻区、邻井的资料进行类比验证。

川东北井身结构优化

复杂地层钻井技术
针对川东北地区复杂的地层条件，研究并应用相适应的钻井技术，包括防斜打直技术、井壁稳定技术、防漏堵漏技术等，确保井身质量和安全。
高效破岩技术
为提高钻井速度和降低钻井成本，研究并应用高效破岩技术，如高压喷射钻井、旋转导向钻井等，提高钻头破岩能力和钻井效率。
实施措施与步骤
1 2 3
方案一：三开制井身结构
结构特点
采用三开制井身结构，包括表层套管、技术套管和生产套管。
优点
结构简单，施工周期短，成本相对较低。
缺点
对地层适应性较差，可能存在井壁失稳、漏失等风险。
方案二：四开制井身结构
结构特点
在三开制基础上增加一层中间套管，形成四开制井身结构。
优点
提高了井身结构的稳定性和安全性，降低了复杂事故的风险。
关键技术创新
在井身结构优化过程中，形成了一系列关键技术，包括高效钻头设计、优质钻井液体系、井眼轨迹控制技术等。
现场应用成功
经过多个现场试验，证明了优化后的井身结构在川东北地区具有良好的适应性和应用前景。
未来发展趋势预测
智能化发展
随着人工智能和大数据技术的不断发展，未来井身结构优化将更加智能化，实现自动化设计和优化。
03
应用效果初步分析
对现场应用实例进行了初步的效果分析，包括钻井周期、钻井成本、油
气层保护等方面的评价指标。
效果评价指标体系建立
钻井效率指标
01
包括钻井速度、钻遇率、复杂情况处理时间等，用于评价井身
结构优化对钻井效率的影响。
钻井成本指标
02
包括钻头费用、钻井液费用、固井费用等，用于评价井身结构
优化对钻井成本的影响。

元坝区块提高钻井速度技术方案探析

元坝区块提高钻井速度技术方案探析周延军;陈明;于承朋【摘要】在总结分析前期钻井经验的基础上,从地质因素、钻井复杂情况、岩石可钻性、地层温度、钻井液密度、井身结构等方面分析了目前影响元坝区块深井钻井速度提高的因素.指出井身结构层次有限,不能完全有效封隔不同压力体系的地层以及须家河组地层可钻性差、埋深较深、段长,不能利用空气钻进行钻进是影响机械钻速的2个最重要原因.提出了气体钻井方案、钻头选型方案、进口动力钻具配合高效钻头钻须家河地层方案,以及采用特种井眼尺寸井身结构方案,为元坝区块深井钻井提供技术支持.【期刊名称】《探矿工程-岩土钻掘工程》【年(卷),期】2010(037)005【总页数】4页(P1-4)【关键词】深井钻井;井身结构;机械钻速;元坝区块【作者】周延军;陈明;于承朋【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东,东营,257061;胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东,东营,257017;胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东,东营,257017;胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东,东营,257017【正文语种】中文【中图分类】TE242川东北元坝区块主要钻遇中生界和上古生界地层,自上至下依次为蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组,其厚度和埋藏深度变化较大。

三叠系须家河组及以上为陆相地层,陆相地层特点是:砂泥岩互层频繁,软硬交错变化大;砂岩胶结致密、硬度大、研磨性强;沙溪庙组至千佛崖组易塌,自流井组含炭质泥岩、须家河组含煤层和煤线,极易剥蚀掉块。

雷口坡组及其以下为海相地层,海相地层主要岩性是膏岩、灰岩、白云岩,可钻性较好。

所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故、机械钻速低,施工周期长。

提高钻井速度成为降低钻井成本的关键。

1.1 地质因素(1）在纵向上分布多套压力层系统。

从实际的钻井情况来看,纵向压力分布为常压-高压-常压,沙溪庙组包括千佛崖组及以上地层为常压,千佛崖组及部分下沙溪庙有气层;自流井-须家河组有异常高压,从油气藏特征分析认为是高压低渗,多为裂缝性气藏;部分井雷口坡地层可能存在高压气层;飞仙关和长兴组同为一个常压力系统,以溶孔性气层为主。

测井资料划分川东北元坝地区长兴组有利相带

第 31 卷第 7 期
地
质
勘
探
# 27 #
滩; 元坝 102 、元坝 101 井长兴组自然伽马平均值为 10 API, 岩性以白云岩、灰质云岩及云质灰岩为主, 储集物性好, 成像图上高角度缝、网状缝及溶蚀孔洞发育,
蜓的化石等, 测井相为台地边取心见孔虫类、腕足类及缘礁滩相 , 亚相为生物礁 , 具有利于储层发育的礁盖和
礁核沉积微相特征 ; 而过渡到元坝 3~ 元坝 4 井长兴组自然伽马逐渐增大, 平均值由 21 API 增加至 27 API, 泥质含量相对较重 , 岩性以含泥灰岩为主, 储集物性差, 成像图上层理发育, 储层不发育 , 其测井相为斜坡 ) 浅水陆棚沉积 [ 6] 。同时, 储层参数横向对比 ( 图 3 - c) 反映元坝 12~ 元坝 101 井储层发育 , 储集物性好, 以 Ò、 Ó类储层为主 , 储层含气性好, 测试获得天然气产能为 30 @ 104 ~ 120 @ 104 m 3 / d, 可能为台地边缘礁滩相沉积特征。地层厚度变化特征同样也反映了上述研究确定的相带沉积特点。地层厚度对比表明 ( 图 3 - a) , 不同的沉积相带长兴组厚度也存在明显差异, 从元坝 12~ 元坝 102~ 元坝 4 井长兴组厚度呈先增后减的变化趋势 , 其厚度由 170 m 增加到 265 m, 然后递减到 43 m, 反映出元坝 102 井具有生物礁隆起的正性地貌沉积特征, 这也进一步说明了其由台地边缘浅滩、台地边缘生物礁过渡到礁前斜坡、浅水陆棚的沉积过程( 图 3 - b) 。通过测井相对比分析 , 从元坝 12~ 元坝 102~ 元坝 4 井 , 长兴组沉积相为台地边缘礁滩 ) 礁前斜坡 ) 浅水陆棚的沉积过程。有利相带沉积特征为台地边缘礁滩相沉积, 亚相为生物礁和礁后浅滩 , 微相为礁盖、礁核、生屑滩和砂屑滩, 这类相带的储层裂缝及溶蚀孔洞发育, 以 Ò、 Ó 类储层为主, 储层含气性较好 , 为勘探开发井部署的首选目标。 3. 2 地震相特征元坝地区长兴组某方向的地震剖面 ( 图 4) 显示地震相特征主要表现为台地边缘浅滩相、台地边缘生物礁相及礁前斜坡相, 与测井相所反映的沉积特征一致。台地边缘生物礁为/ 低频、弱振幅、内部杂乱、透镜状反射结构0 地震相特征

元坝超深水平井井身结构优化设计

元坝超深水平井井身结构优化设计罗朝东;王旭东;龙开雄;龚德章【摘要】由于元坝区块地层压力系统复杂、储层高温高压、海相地层含H2S,元坝超深水平井井身结构设计时对必封点选择难度大,且钻头足寸和套管尺寸选择范围窄.分析了四种常用用井身结构设计方法及存在的主要问题,提出了优化设计方案,避免了因井身结构而导致的压差卡钻,为元坝地区实现优快钻井奠定了基础.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2012(026)004【总页数】3页(P98-100)【关键词】元坝地区;超深水平井;井身结构;优化设计;压差卡钻【作者】罗朝东;王旭东;龙开雄;龚德章【作者单位】中国石化西南石油局钻井工程研究院,四川德阳618000;中国石化西南石油局钻井工程研究院,四川德阳618000;中国石化西南石油局钻井处;中国石化西南石油局钻井工程研究院,四川德阳618000【正文语种】中文【中图分类】TE22元坝区块位于四川盆地东北部的巴中、南充及广元地区，构造位置位于九龙山构造带南翼、通南巴背斜带西南侧，属于元坝低缓构造带的主体部分［1］。

长兴组及飞仙关组是本区的主力储集层，也是其主要目的层。

该区块勘探、开发潜力巨大，为了高效开发元坝海相储层，已在该区块部署了多口水平井［2］。

地质条件复杂，地层高陡、倾角较大，高温高压高含硫，多套压力系统共存且压力跨度大，陆相海相地层共存等成为该地区地质构造的普遍特征［3］。

井身结构设计是钻井工程设计的重要内容之一，合理的井身结构设计既能最大限度地避免漏、喷、塌、卡等工程事故的发生，使得各项钻井作业得以安全顺利进行，又能最大幅度地减少钻井费用，使工程成本达到最低［4－6］。

1.1 构造特征元坝地区北为九龙山背斜构造带南端，南为川中低缓构造带，北东与通南巴背斜构造带相邻。

从地震资料及区域构造特征分析，元坝地区位于三个大型正向构造的衔接部位，受三个构造的遮挡，构造形变弱、断裂不发育。

通过三维地震剖面的解释，认为元坝低缓构造带在纵向上同样可划分为上变形层和下变形层两个构造层，以嘉陵江组中上部膏盐岩滑脱层为界，但该区膏盐层滑脱构造不明显，上变形层与下变形层在构造上具一定的协调性。

旋转导向钻井技术在川东北元坝地区超深水平井的应用

Value Engineering 0引言元坝气田是中国石化天然气增储上产的一个重要勘探开发区域，为我国埋藏最深的大型海相气田。

为加快元坝气田开发力度，开发方案以钻水平井为主，实现在储层中更多钻进以保证单井产能最大化。

元坝超深水平井设计造斜点在6400m 左右，完钻井深8000m 左右，采用常规滑动定向存在到轨迹控制难度大，施工摩阻、扭矩大，施工泵压高等钻井难题。

为确保元坝超深水平井的顺利实施，采用了贝克休斯的旋转导向钻井技术。

旋转导向钻井技术是20世纪90年代初期发展起来的一项钻井新技术，可以实现井眼轨迹的连续控制，代表了钻井技术发展的最高水平。

与传统的滑动导向钻井相比，旋转导向钻井技术由于井下工具一直在旋转状态下工作，因此井眼净化效果更好，井身轨迹控制精度更高，位移延伸能力更强。

在国外和中国海上油田开发中，旋转地质自动导向钻井技术得到了广泛应用，取得了良好的经济效益。

1旋转导向钻井系统组成及工作原理1.1系统组成旋转导向钻井技术包括地面监控系统、井下旋转导向钻井工具系统和随钻测量系统。

地面监控系统用来完成旋转（地质）导向二维建模、定向井水平井剖面设计或修正设计、底部钻具组合受力分析、井下信号解释处理、井眼轨迹参数计算等工作。

井下旋转导向钻井工具系统包括导向装置、双向通讯和动力模块、无磁模块稳定器等等井下工具。

随钻测量系统包括传感器模块、优化旋转密度仪和动态与压力模块等随钻地质特性和钻具特性测量工具。

旋转导向钻具组合主要由导向装置、传感器模块、双向通讯和动力模块、模块马达以及其他配套工具组成。

1.2工作原理导向装置（Steering Unit ）：导向装置造斜率的大小与每个造斜肋块在单位进尺中的伸缩次数无关。

在导向造斜模式下，液压系统可以对导向装置提供7500个动力矢量，使其按照给定工具面和给定动力进行导向钻进，而且，可以随时通过下传指令重新定向。

———————————————————————作者简介：崔庆东（1962-），男，云南宣威人，工程师，研究方向为钻井工程作业安全。