2014, Vol. 36
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元坝气田纵向上发育深层海相和中浅层陆相多套含气层系，长兴组主力气藏埋藏深度6 300~7 200 m。气田地质情况复杂，陆相地层厚度大、异常高压、可钻性和井壁稳定性差。海相地层多压力系统、非均质性强、天然气硫化氢含量高。常规直井、定向井产量难以达到经济极限要求，开发方案设计采用水平井或大斜度井达产开发。针对气田超深水平井钻井周期长、复杂事故多、轨迹控制难、安全风险高等突出问题，从地层三压力剖面、井壁稳定性、井身结构、定向钻具组合等方面展开研究和试验，形成了针对元坝气田长兴组礁滩相气藏的井身结构优化和轨迹控制技术，并成功应用于元坝27-1H、元坝101-取得了很好的应用效果。
1 地层三压力特征元坝地区地层三压力(孔隙压力、坍塌压力、破隙压力)梯度在总体上具有平面变化小，纵向分层分段明显的特征，如表 1所示。
| 表1 元坝地区三压力剖面特征 Table 1 Three pressure profile in Yuanba Area |
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地层孔隙压力纵向上具有明显的分带特征，陆相上沙溪庙以上为常压，地层压力梯度1.00~1.10 MPa/(100 m)；下沙溪庙-千佛崖组属过渡压力带，地压梯度1.20~1.50 MPa/(100 m)；进入自流井组出现异常高压特征，地压梯度随深度逐渐增加，须家河组达到2.00 MPa/(100 m)以上。海相雷口坡-飞仙关组为高压地层，地压梯度1.30~1.55 MPa/(100 m)(嘉陵江水区异常高压，地压梯度1.70~2.00 MPa/(100 m))；长兴组为常压地层，地压梯度1.00~1.15 MPa/(100 m)。
1.2 地层破裂压力地层破裂压力纵向上具有明显的分层特征，陆相地层起裂压力大于2.70 MPa/(100 m)；海相地层起裂压力2.30~2.90 MPa/(100 m)，当地层微裂缝发育时，破裂压力可降至2.00~2.50 MPa/(100 m)。
1.3 地层坍塌压力地层坍塌压力纵向上具有明显的分段特征，陆相蓬莱镇-千佛崖组地层坍塌压力梯度1.00~1.30 MPa/(100 m)；自流井-须家河组1.30~1.7 MPa/(100 m)，属于中-高坍塌压力地层；海相地层坍塌压力梯度变化不大，整体低于1.20 MPa/(100 m)，属于低坍塌压力地层。
2 水平井钻井难点元坝气田长兴组属台缘礁滩相沉积，礁滩体小、埋藏深、储层薄、气水关系复杂，给水平井钻井带来诸多困难，主要存在下述难点[1-3]。
2.1 海相多压力系统，必封点选择存在风险长兴组地层压力系数1.00~1.18，其上的嘉二水层压力系数1.70~2.00，飞二气层压力系数1.5~1.95，早期直井将海相地层设计为一个开次，实钻过程中在长兴组常发生井漏，造成气侵、黏卡等复杂事故，很有必要在飞仙关组与长兴组之间设置一个必封点。但必封点位置选择很关键，前期元坝272H斜导眼井刚打开长兴顶即发生井漏，水平井将必封点设置在飞一底后，因距A靶较近，致使造斜段全角变化率达44.5°/(100 m)才中靶，影响到后期顺利钻井和完井；元坝102-2H井将必封点设置在飞一中上部，因飞一中下部泥晶灰岩段过长，后期钻井过程中掉块较多，起下钻阻卡严重。
2.2 钻遇地层复杂，水平段轨迹调整较多长兴组礁滩体规模小，水平段(600~1 000 m)多设计穿两个以上的礁滩储层。由于钻遇地层复杂，实钻水平井的靶点和轨迹不明确，需要根据礁滩体的形态和储层空间展布特征，结合现场地质跟踪导向，不断进行轨迹的优化调整，通过及时增斜降斜，在薄储层中蛇行钻进，达到长穿优质储层的目的。
2.3 地层高温高压，对定向仪器、钻井液性能要求高长兴组气藏平均埋深6 800 m，井底温度在160℃左右。目前，国内生产的定向仪器只能用于125℃以下的工作环境，高温仪器主要依靠国外进口，技术服务费用高，工具性能不稳定，施工中经常出现井下无信号现象。同时，超深井起下钻过程中静止时间长，对钻井液的抗高温稳定性要求高。
2.4 造斜点深，井眼轨迹控制难度大元坝地区设计在嘉一段灰岩造斜，造斜点深度6 100 m左右，温度约为140℃，钻具柔性增大，井下工具面难以摆到位。随着井斜的增加，钻具在重力作用下斜躺在下井壁上，钻铤施加的钻压不能有效传递到钻头上。特别是水平段，根据地质导向要求实施变轨钻进中摩阻和扭矩随着水平位移的增加迅速增大，采用常规定向工具难以有效控制井眼轨迹。
3 井身结构优化针对元坝地区水平井钻井难点，进行了井身结构优化。
3.1 优化原则井身结构优化主要按以下原则进行[4-5]： (1)确保实现地质目的、满足完井和采气要求；(2)有效封隔复杂层段，避免钻井过程中发生井下复杂情况；(3)有利于采用先进的钻井工艺和工具，提高钻井速度；(4)有利于水平井轨迹控制和安全优快钻井。
3.2 优化设计 3.2.1 必封点设置统计分析前期完钻井资料，发现有共性的4个问题：(1)剑门关组普遍存在渗透性或失返性井漏；(2)蓬莱镇-上沙溪庙组空气钻井提速效果明显，超过3 400 m存在气层，返砂困难，井壁稳定性变差；(3)自流井-须家河组普遍存在异常高压气层；(4)雷口坡-飞仙关组多井钻遇高压气水层。
根据地质研究成果，参考超深井钻井技术[6]，结合三压力剖面和实钻资料分析，对元坝地区超深井设置4个必封点，如图 1所示。
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| 图1 元坝超深井必封点设置 Fig. 1 Seal point of ultra-deep well in Yuanba Area |
元坝地区超深水平井井身结构优化以安全、优快钻井为根本出发点[7]，采用五开制井身结构有效封隔必封点，井身结构优化设计如表 2所示。
| 表2 超深水平井井身结构优化设计表 Table 2 Optimization data in design of ultra-deep well structure |
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参考水平井井身结构优化设计方法[8]，五开制井身结构示意图如图 2所示，其中三开用ϕ273.1 mm}技术套管封住雷三以上高压气水层，四开采用ϕ241.3 mm钻头至飞一底部，下入ϕ193.7 mm油层套管尾管段，五开采用ϕ165.1 mm钻头和低密度泥浆揭开长兴组产层，水平段钻进到设计井深衬管完井，最后回接油层套管至井口。
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| 图2 五开制井身结构示意图 Fig. 2 Schematic diagram of the well body structure |
元坝长兴组高温高压特征要求定向仪器和工具必须耐压150 MPa、耐温160℃以上。通过调研国内外常用定向技术的特点和优势[9]，结合元坝早期试验效果对比，虽然旋转导向系统在井眼轨迹控制方面具有较高的精度，轨迹平滑，但费用高出滑动导向工具近千万元，考虑到项目经济评价的有效性，元坝超深水平井选用高温螺杆+高温MWD施工的轨迹控制方案。
目前，国产高温螺杆的纯钻时间已达到100~h以上，可供元坝海相地层复合钻井选择。而无线随钻测量仪器，国外MWD在抗高温高压方面优势明显，国产MWD最高工作温度只能达到125℃，国外MWD最高工作温度可达175℃以上，完全能够满足施工要求，适合元坝超深井的高温MWD主要依靠国外进口。
4.2 钻具组合设计元坝超深井采用“直-增-稳-增-平”五段制剖面，根据已钻井资料，结合造斜工具造斜能力、地层可钻性以及实钻井斜数据选择造斜点，进行钻具组合设计[10-11]。
造斜段根据设计造斜率和地层造斜难易程度选择定向弯接头或弯壳体动力钻具，配合MWD随钻监控轨迹，进行定向造斜或扭方向施工。常用钻具组合为：钻头+直壳体动力钻具+定向弯接头+无磁钻铤(或无磁钻铤+钻铤)，为减小摩阻、扭矩，解决滑动钻进过程中托压问题，采用倒装钻柱组合，增斜率控制在18°/(100 m)以内。
稳斜段采用带稳定器的钻具结构，通过增大下部钻具组合的刚性，控制下部钻具在钻压作用下的弯曲变形，达到稳定井斜和方位的效果。同时，考虑到地层自然增斜，在钻具组合中加入双扶正器，通过调整钻压和改变扶正器尺寸来获得微增或微降的钻具组合效果。
水平段采用常规稳斜钻具组合，根据地质跟踪研究提出的轨迹调整方案，及时调整钻井参数和钻具组合，进行滑动增斜或降斜钻进，实现“变轨”长穿礁滩薄储层。
4.3 钻井液优化技术针对元坝超深井水平段钻井难点和特点，着力开展减阻防卡研究。通过认真总结已钻井资料[12]，深入进行现场实践，形成了超深水平井润滑防卡技术思路：
(1)在安全许可的情况下，尽量降低钻井液密度，减少井底压差。
(2)调整固相粒径级配，形成薄而致密的泥饼，减少钻具与泥饼的接触面积。
(3)主动挤堵或加入沥青及非渗透材料，在近井壁地层形成一段渗透率极低的屏蔽带，降低地层渗透率阻隔压力传递。
(4)固液润滑剂相结合，降低摩阻系数。推荐采用非渗透+复合润滑防卡钻井液配方，主要性能指标： ①钻井液密度1.25~1.32 g/cm3，pH值≥11；② API失水≤4.0 mL，HTHP 150℃失水≤10.0 mL；③动切力10~18 Pa，动塑比0.4~0.8，初切2~6，终切6~14；④ 45 min的黏附系数≤0.07；⑤坂含≤40 g/L，含砂≤0.2%。
钻井液优化的研究成果应用于元坝27-1H、元坝101-1H等11口超深水平井，均较好地实现了阻隔压力传递、复合润滑防卡和有效保护储层，水平段钻井摩阻、扭矩正常，没有发生严重托压现象和压差卡钻事故。
4.4 井眼净化技术水平段井眼净化主要是防止形成岩屑床，增大钻具上下活动的摩擦阻力和钻进时的扭矩，产生卡钻、断钻具等井下事故[13-16]。根据已钻超深水平井经验及岩屑运移特点，确保环空返速和加强钻井液性能控制是井眼净化的关键： (1)提高钻井液动切力，动塑比控制在0.6~0.8，增强悬浮携砂能力，保持低黏高切流变性，降低岩屑沉降速度；(2)提高钻井液泵排量以达到正常携岩要求；(3)钻进时，每50~100 m进尺进行一次短起下划眼通井，或采用旋转钻具，加大排量循环，破坏岩屑床；(4)每次起钻前注入8~10 m3高黏切清扫液，防止岩屑床的形成。
4.5 现场应用情况超深水平井井身结构优化与轨迹控制技术现场应用于元坝204-1H、元坝101-1H等10口井，全部安全优快完钻，平均完钻井深7 732.2 m，平均钻井周期394.8 d，较早期直井缩短100.0 d以上；顺利打成了元坝272H首口超深台阶式水平井；元坝101-1H和元坝121H创造了高硫气藏完钻水平井最深(7 971.0 m)和水平段垂深最深(6 981.0 m)两项世界纪录；元坝272-1H井完钻井深7 788.0 m，水平段长度1 073.0 m，闭合距1 502.0 m。同时，10口超深井采用进口MWD+高温螺杆进行定向施工，不仅成功实现水平段轨迹的多次精细优化调整，提高了有效储层钻遇率，完井测试均获得近百万方高产，而且单井定向施工费用较旋转导向节省成本近千万元，应用效果良好。
5 结论(1)针对元坝地区复杂的地质特征，海相钻井设置4个必封点，采用五开制井身结构优化设计，较好地解决了施工中常出现的塌、漏、涌、卡等井下复杂问题，保障了方案部署新井安全优快钻井。
(2)应用高温MWD+高温螺杆滑动钻进有效控制超深水平井轨迹，实现了轨迹优化调整，取得与旋转导向技术相近的应用效果，降低了钻井成本。
(3)攻关形成的以井身结构优化和轨迹控制技术为主导的元坝超深水平井关键技术，运用效果良好，不仅创造了多项国内外钻井工程新纪录，而且取得了好于预期的地质成果。可以推广应用于其他高含硫气藏，有效支撑超深水平井的安全优快钻井。
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