元坝272-1H井超深水平井钻井技术教学内容

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℃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7788.00m，完钻垂深6549.66m，造斜点位于6050.00m，水平位移1501.65m，水平段长1073.30m，钻穿气层长度820.00m，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。井身结构采用五开制，实钻井身结构与设计井身结构对比如下。

表1 实钻井身结构与设计井身结构对比

开次

井眼套管

备注井眼尺

寸/mm

设计井

深/m

实钻井

深/m

套管尺寸/mm设计下深/m实际下深/m

导管914.4 32 32 720.0 0-30 0-31.75 根据需要设置1 660.4 502 504 508.0 0-500 0-501.45 封上部易漏层和

水层

2 444.5 3050 2992 346.1 0-3048 0-2990.01 封上沙以浅地层

3 314.1 4922 4978 273.1/282.6 0-4920 0-4292.3

4 封雷三水层以浅

地层

4 241.3 6580 6580 193.7/206.4 0-6578 3593.96-6580 封长兴组顶界以

浅地层

5 165.1 7790 7788 127 6528-7788 6525-7788 衬管完井2钻井主要难点分析

（1）直井段优快钻井、防斜打直困难［1］。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。长兴组储层礁体小，储层较薄，且水平方向变化大，准确穿行优质储层难度大。为了钻穿更多优质储层，根据实钻情况及时调整轨迹，调整轨迹难度大。水平段岩性变化大，复合钻进井斜变化规律差异较大，甚至某一井段复合钻进增斜率异常，更增加了轨迹控制的难度。

（4）泵压高、排量小、井眼清洁难度大。五开井眼小，循环泵压高，水平段长，易形成岩屑床，井眼清洁困难，钻具摩阻大、扭矩高并且不稳，钻具组合、钻井参数优化困难，井眼清洁难度大。

（5）井底温度高，定向工具、仪器性能要求高。井底循环温度最高152℃，静止温度最高156℃，在井底高温环境下，MWD仪器不稳定，容易出现故障，螺杆钻具在高温环境下，其工作寿命大幅降低，定向工具仪器耐高温性要求高。

（6）钻井液性能维护难度大。钻井液高温稳定性、流变性、润滑性、携岩要求高，维护难度大。同时深部地层定向段水平段泵压高、泵排量小的影响，井眼净化难度大，如何保证良好的钻井液流变性和携岩效率，避免井下复杂情况是一个难题［2］。

3钻井技术实施

3.1 钻井提速技术

3.1.1 气体钻井技术

气体钻井具有提高机械钻速、延长钻头使用寿命、减少井下复杂情况和卡钻故障、降低钻井综合成本等优势［3］。元坝272-1H井一开采用泡沫钻井，使用一趟钻，钻进井段32～504m，进尺472m，机械钻速5.28m/h。二开采用气体钻井，使用三趟钻，钻进井段504～2992m，进尺2488m，机械钻速

10.36m/h，是常规钻井液钻井的10倍左右，提速效果显著［4］。

3.1.2复合钻井技术

三开、四开大部分直井段采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，该技术能大幅提高机械钻速，并减少起下钻次数，是深井超深井钻井提速的有效手段［5］。特别是本井海相地层以灰岩、白云岩为主，岩性相对均质，非常适合PDC 钻头，为了更好地发挥PDC钻头高转速低钻压的优势，采用钻头和螺杆钻具相配合的复合钻井技术钻进海相地层。实钻表明，采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，通过对螺杆钻具选型、优化钻具组合、优选钻井参数和优化匹配螺杆钻具与PDC钻头等技术手段, 大幅提高了海相地层机械钻速[6]。平均机械钻速达到3.53 m/h，提速效果明显。

3.2 井眼轨迹控制技术

3.2.1 侧钻纠斜施工技术

直井段钻进至井深5464m时测得井斜偏大，不利于后期水平井的施工，决定侧钻纠斜。长裸眼超深井侧钻难度大，主要原因为：侧钻点在5000m以下，钻杆柔性相对较大，侧钻钻具工作状态可控性差；由于三开套管未下到位，裸眼段长，复杂井段未封隔，井眼不稳定，井壁摩阻大，易粘卡，侧钻送钻困难大；直井段侧钻新老井眼不易分离，侧钻成功后仍需要钻进1000m直井段，侧钻后井斜不能太大。

回填至井深5042m，侧钻井段地层为雷口坡组，主要岩性为白云质灰岩、膏质灰岩、白云岩，岩性相对均质。扫塞至5110m（井斜3.80°），考虑侧钻点地层岩性基本稳定、可钻性相对较好，以及考虑侧钻井眼轨迹圆滑度，选用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻。摆好侧钻所需工具面，在侧钻点以上15m井段反复划眼4h，然后控制钻速0.2-0.3m/h滑动钻进至5122m，捞砂显示地层岩屑含量达到80%，改控时为小钻压继续滑动钻进至井深5134m，捞砂显示岩屑含量达到100%，测得井斜3.81°(老井眼井斜5.38°)，判断侧钻成功。通过以上措施，使用“牙轮+ 1.5°螺杆”侧钻，实现了长裸眼超深井一次侧钻成功，较好地解决了长裸眼深井侧钻问题。

侧钻纠斜成功后，下入“PDC+直螺杆+钟摆钻具组合”钻进。钻达造斜点6050m实测井斜0.97°、位移35.64m，直井段最大井斜4°，位于井深

5113.77m，为后续定向施工打下良好基础。

3.2.2 井眼轨道优化技术

四开增斜段后期，滑动钻进变得异常艰难，经常憋泵、上提遇阻，随时面临卡钻事故风险。主要原因如下：三开套管未下到位，造成长达685.66m大尺