四川短半径超深水平井YUNAN002-7井Ф215.9mm井眼超深、超长段安全钻井技术实践

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【摘要】yunan002-7井是目前川渝地区Ф215.9mm井眼最深的一口定向井（井深6619米）。该井Ф215.9mm井眼井段长达2463米，是一口Ф215.9mm井眼井段超深超长的高难度井，对该井钻井技术进行了分析总结，为今后该区块的开发和Ф215.9mm井眼超深超长钻井技术积累了宝贵的经验。

【关键词】Ф215.9mm井眼 超深超长 定向钻井 井眼轨迹控制

1 主要技术难点1.1 窄密度窗口钻井

Ф215.9mm井眼压力系统复杂，存在低压漏失层，为保持压力平衡钻井，易发生漏、喷同存的复杂局面，处理难度大。Ф215.9mm井段气侵、气测异常达55次，发生井漏25次，发生溢流2次。在层位栖一组井深6520.77m、6555.44m发生溢流，钻井液密度由1.61g/cm31.77g/cm31.81g/cm3，发生井漏9次，从而导致Ф215.9mm井段漏层不清，同时井漏诱发后效严重，导致井漏、溢流、卡钻风险同存，为继续钻进至石炭系顶（6619m）带来很大风险。

1.2 定向难度大，井眼轨迹控制要求高

第一造斜点井深4400m，第二造斜点井深达5300m。井筒摩阻大，滑动钻进困难。加之地层倾角变化大，造斜能力差，龙潭组地层倾角由30°增加到80°，茅口组地层、栖霞组地层又降至14°。同时井底温度较高，容易造成仪器失灵和损坏，增加定向难度。同时该井Ф215.9mm井段长达2464.82m，设计地质目标斜深达6619m，井斜最大67°，井眼轨迹控制和监测难度较大。

1.3 井筒摩阻扭矩大

5300m以下稳斜段采用￠213mm双扶正器钻至井深6428.31m，，扭矩极大（以120KN钻压钻进扭矩最大26KN.m，正倒划眼时扭矩最大35KN.m），易导致钻具事故和卡钻。井段6200m-6619m后，钻具负荷重，上提摩擦阻力达到65吨，钻具上提最高吨位275吨，接近钻具提拉强度极限。

2 主要技术措施

2.1 实时调整钻井液密度，长兴组～茅一采用衡钻进

该井长兴组～茅一设计钻井液密度1.67～1.80g/cm3。在井深6229.19m发生键槽卡钻后，处理过程中总结出了长兴组～茅一安全钻井泥浆密度为1.57～1.61g/cm3，降低了井漏、压差卡钻的风险，也提高了长兴组～茅一的机械钻速。2.2 优选钻井参数

Ф215.9mm井段从井深4400m开始造斜，5300m后井斜超过50°时，为克服井下摩阻，牙轮钻头钻压160KN～180KN，避免不合理钻压时钻头掉牙轮和外排齿提前损坏。采用大排量（22～25L/S）循环、钻进，有效清洁井底，消除沉淀床现象。2.3 钻井液维护处理

2.3.1？控制钻井液粘切，使其具有很强的携砂能力，防止岩屑床形成？

Ф215.9mm井眼使用排量25～28L/S，控制井浆坂含 25～20g/l，加入足量的JD-6、SRP、SMP-1、配合使用CaO、KPAM、CMC-7，混入柴油加 OP-10，使井浆显示出低剪切速率下的初始凝胶强度，高温高压流变仪 3 转/分，可较好低实现弱凝胶转化特性，清除井下的岩屑床。在井段5156～5946m水平位移达到1000m时，水基钻井液粘度低于43s，初切/终切（Pa）1/8-9，有阻卡出现，考虑是否有岩屑床形成，能基本满足井下要求。在井段5946～6157m水平位移达到1300m，水基钻井液粘度高于48s，初切/终切（Pa）1～2/10～12，原钻具起下钻无明显阻卡情况，能较好地满足井下要求，防止井下形成岩屑床。另外本井段通过加入足量的JD-6、SRP、SMP-1、配合使用CaO、KPAM、CMC-7混入柴油加 OP-10，以高浓度碱比胶液维护，达到控制井浆粘、切，满足井下要求，钻井液有较强的携砂能力。

2.3.2？控制聚磺-聚合醇钻井液的高温高压失水，提高抑制能力及高造壁能力？

龙谭、梁山组，岩性复杂、夹层多，层理微裂缝发育，易引起双重坍塌的关键是透过微裂缝渗进地层的水。采取的措施为：一是尽量降低滤失量，二是改变渗入水的性质。依据“屏蔽封堵”原理，选用各种处理剂，务求封严封实，尽量减少滤液进入地层，控制薄而韧的的滤饼，提高防塌造壁能力。性能为HTHP/K（130°）控制在10ml/2mm内。 钻进中岩样代表性好，保证了井眼的稳定，特别是在钻进龙谭（密度1.60g/cm3）、梁山（密度1.80g/cm3）过程中未发现有垮塌物；起下钻每次均到底，开泵畅通，无沉砂；在换顶驱过程中，在井深6014m，井温 130℃，静止 240h 后，下钻通井都顺利到底，而且泥浆性能几乎未变化性能。说明井内钻井液热稳定性好。

2.3.3？强化本井段钻井液性能。

在该井段钻井液技术的关键是控制Kf小于0.10，HTHP控至在10ml内，坚持每趟起下钻在井底垫入0.5%～1%的固体剂（RGJ）。

2.4 井眼轨迹及井身质量控制技术

（1）四开井段，定向结束后采用单、双扶正器通井，确保井眼畅通。稳斜段采用短棱双扶正器很好地控制井眼轨迹，为7″尾管固井提供基础，确保单扶通井后顺利将7″尾管送入井底。

（2）严密注意侧钻点、漏层、垮塌层、气漏同层的复杂情况，在钻头及扶正器通过该井段时严格控制起下钻速度（120s/柱），严格控制遇阻卡吨位，遇阻卡后耐心、精心划眼，防误操作，防压差卡钻故障。

（3）钻至井深6520m发生溢流，加重密度发生井漏后，采取衡钻进，钻进中全烃保持10%以下，每次接单根有后效，同时通过短程起下钻，控制钻井液密度，确保起下钻在安全周期内。同时为了防止井漏，采取分段循环排后效（循环井段要错开井漏、垮塌、石膏层等复杂井段），循环时控制排量降低环空压耗。3 认识与建议

（1）上部地层倾角达51°，建议使用VTK垂直钻井技术，以解决直井段的防斜问题，同时提高机械钻速。

（2）采用针对性强的钻井液体系防止上部地层垮塌以及膏岩溶解。

（3）215.9mm井段井漏频繁，要严格控制好钻井液密度，溢流压井防压漏地层。

（4）要充分认识地质复杂带的地层特性，超深定向井的井眼轨迹必须严格控制，确保井眼平滑。

参考文献

[1] 张德军，等.四川超深井定向井龙岗8井钻井技术实践[J].钻采工艺，2009，32（2）：6-8

[2] 郭建国.深井、大斜度井尾管悬挂固井工艺[J].石油钻采工艺，2005

作者简介

张春林（1982-），工程师，2005年毕业于江汉石油学院钻井专业，一直在钻井生产一线从事技术工作。