普光气田钻井技术综述与展望课件

普光气田钻井技术综述与展望中原石油勘探局钻井工程技术研究院二OO七年九月张金成普光气田钻井技术综述与展望中原石油勘探局钻井工程技术研究院张汇报内容普光气田概况普光气田钻井技术发展历程普光气田钻井技术展望汇报内容普光气田概况第一部分

普光气田概况第一部分

普光气田概况

普光气田地理环境位于四川东北部达州市宣汉县境内地面海拔300～900m，总体地势偏陡，相对高差20～200m气候温暖潮湿，年平均气温13.4℃，最低温为-5.3℃，最高温可到41.3℃普光气田地理环境位于四川东北部达州市宣汉县境内勘探情况及规模截至2006年底，探明普光气田含气面积约28km2，可采储量2511×108m3。是四川盆地目前已发现的国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田。

1986年2002年4月1999年4月2003年5月开始勘探普光1井获高产工业气流成立南方勘探开发分公司加大勘探力度成立南方海相项目经理部展开规模勘探勘探情况及规模截至2006年底，探明普光气田含气面积约28地质剖面岩性特征1、孔隙类型目的层：飞仙关组为孔隙和裂缝两种类型，以孔隙型为主。裂缝类型：压裂性微裂隙原始张性裂隙2、流体性质H2S含量：12.31-17.5％CO2含量：7.89-9.07%系组段厚度岩性描述提示剑门关组680-1100棕红色泥岩与灰白色岩屑长石石英砂岩防漏防垮防喷防H2S侏罗系蓬莱镇组600-1000棕红色泥岩与棕灰、紫色长石岩屑砂岩遂宁组310-420棕红色泥岩夹细粒岩屑砂岩上沙溪庙组13.5-2273棕紫色泥岩夹绿色岩屑长石石英中、细砂岩互层，含钙质团块下沙溪庙组327.5-530棕紫色泥岩与细粒长石岩屑砂岩不等厚互层，顶有黑色页岩，底部发育厚层砂岩千佛崖组274-504中下部以泥岩与浅灰、灰绿色细中粒岩屑砂岩不等厚互层，中部夹深灰、黑色页岩自流井组253-464顶有灰褐色介壳灰岩，中下部灰绿色、灰色泥岩，与灰色岩屑砂岩互层三叠系须家河组468-1000中上部黑色页岩、泥岩夹岩屑砂岩、煤线，中下部灰白色块状细粒岩屑砂岩、深灰色灰色泥岩互层，夹煤线，底部黑色页岩雷口坡组三段12-333深灰色灰岩、云岩为主夹硬石膏灰岩防漏防垮防喷防H2S二段55-590深灰色云岩、灰岩夹或与硬石膏互层一段32.5-243硬石膏夹云岩及砂屑灰岩，底为“绿豆岩”嘉陵江组五-四段88-673硬石膏、盐岩互层，夹云岩、膏质灰岩、云质灰岩、灰质云岩三段100-230灰色云岩夹硬石膏及砂屑灰岩二段99-211云岩、砂屑云岩，间夹硬石膏防漏防喷防H2S一段263-382深灰色、紫灰色灰岩、泥灰岩互层飞仙关组四段25-74灰紫色泥岩与硬石膏，灰白色云岩三一段400-640部分为鲕粒云岩与灰色灰岩；部分地区为灰色灰岩，紫灰色泥岩、泥灰岩二叠长兴组92-240灰色生物灰岩和/或溶孔云岩，含燧石层防垮防喷防H2S龙潭组91-210灰色燧石灰岩含燧石层，底为黑色页岩地1、孔隙类型系组段厚度岩性描述提示剑门关组680-1100第二部分

普光气田钻井技术发展历程第二部分

普光气田钻井技术发展历程2005年12月28日，以普光D-1第一口开发井的开钻为标志（首次采用气体钻井技术），普光气田钻井进入大提速阶段，即气体钻井阶段2001年9月2003年06月2006年1月探索阶段发展阶段气体钻井阶段第一口探井普光1井钻井施工推广应用钻头优选、双驱复合钻井等技术提高钻井速度，因此发展阶段也可称为提速阶段2005年12月28日，以普光D-1第一口开发井的开钻为标志（一）探索阶段普光一井井身结构图导眼φ660.4mm×22.60m导管φ580.0mm×22.60m水泥返高：地面一开φ444.5mm×302.65m表套φ339.7mm×302.65m水泥返高：地面二开φ311.1mm×3472.28m技套φ244.5mm×3472.22m水泥返高：地面三开φ215.9mm×5700.00m油套φ177.8mm×5670.37m水泥返高：地面造斜点：2283.54m该阶段只打了1口井，即普光1井。该井是部署在普光气田的第一口探井，为大位移定向井，原设计井深5509m，水平位移1289m。2001年11月3日开钻。2003年4月27日完钻。钻井概况（一）探索阶段普光一井井身结构图导眼φ660.4mm×22.钻井周期540.27d(18个月）建井周期630.08d平均机械钻速0.99m/h共耗用钻头124只一开φ444.5mm井眼1.50m/h二开φ311.15mm井眼0.86m/h三开φ215.9mm井眼1.18m/h完成指标情况完钻井深5700(位移1340)m完钻层位:下三迭统飞仙关组

取芯24.54m，芯长24.28m，岩心收获率98.9%。发现异常显示层累计92层/235m，获得了高产工业气流。钻井周期540.27d(18个月）建井周期630.08d平均上部地层硬度高、研磨性强、可钻性差。须家河组石英砂岩硬度达8级，上部陆相地层可钻性平均值为6.03，一般在5～8之间，再加上当时的钻头等钻井工具对普光地层的适应性较差，致使机械钻速很低。岩性多变，岩石坚硬，跳钻严重，断钻具事故频繁发生。2001年12月1日，井深919.94m时断钻具，损失时间1天；2002年2月19日，井深2355.11m时断钻具，损失时间19天。构造高陡，井斜问题突出。普光构造属于褶皱构造，地层倾角一般在30～800之间，地层具有较强的自然造斜能力，极易发生井斜。存在的钻井难题上部地层硬度高、研磨性强、可钻性差。须家河组石英砂岩硬度达8井壁失稳严重。该地区部分地层为裂缝性地层，极易发生井漏，部分地层漏失非常严重。该井在89～154m井段出现5次井漏，共漏失泥浆164m3，平均漏速2.73m3/h；由于钻井液的漏失，地层遭到钻井液的浸泡，强度降低，再加上由于漏失钻井液柱提供的支撑力不够，出现恶性井塌。上部须家河组地层稳定，但可钻性差，研磨性强，钻头寿命短。定向井套管及钻具磨损严重。部分层段高含H2S等有毒气体，对钻井设备和作业人员的安全带来很大威胁。由于地层压力预测不准，井身结构设计不合理，频繁出现钻井复杂。井壁失稳严重。该地区部分地层为裂缝性地层，极易发生井漏，部分采用的钻井技术下沙溪庙和千佛崖地层，选用SH33系列钻头比HJ537系列钻头的钻速有明显提高。在自流井和须家河地层，改变原HJ537系列的齿型与布齿结构，平均机械钻速由原来0.48m/h提高到0.98m/h，大幅度缩短了钻井周期。与川石、百施特合作开发适应本地区三开使用的PDC钻头，在雷口坡和嘉陵江地层使用，综合效益提高150％。（1）合理优选，积极改进，取得了该区块

钻头选型的一些经验采用的钻井技术下沙溪庙和千佛崖地层，选用SH33系列钻头比H钟摆钻具满眼钻具塔式钟摆为控制上部井斜，相继使用了以下钻具组合进行防斜纠斜（2）优选钻具结合和参数，轨迹得到有效控制钟摆钻具满眼钻具塔式钟摆为控制上部井斜，相继使用了以下钻具组加强井下安全的措施使用减震器

单扶正器钻具组合确定合适钻井液密度提高钻井液防塌性能严格钻具管理推广LET丝扣使用18度斜台阶钻杆使用随钻震击器控制起下钻速度使用顶驱装置（3）初步探索出了一套加强井下安全的方法加强井下安全的措施使用减震器单扶正器钻具组合确定合适钻井(4)新技术、新工艺和新工具的应用新技术新工艺新工具单扶正器钻具组合MWD跟踪LET丝扣使用顶驱防磨减扭接头找漏技术钻井液技术

改进牙轮钻头牙齿形状和布局PDC钻头(4)新技术、新工艺和新工具的应用新技术新工艺（5）钻井液技术针对钻井过程中出现的井漏、H2S、CO32-

、HCO3-含量超标、钻井液密度低等问题，经多方调研，对该区块地层进行了全面分析后，将钻井液转化为聚合醇聚磺钻井液体系，同时采取了一些有力措施来提高钻井液的携砂和防塌能力、高温稳定性、润滑性以及消除CO32-

、HCO3-

对钻井液性能的影响。（6）防斜打快技术采用了“钟摆+单扶”钻具组合和PDC钻头+井下动力钻具复合驱动钻井方式。（7）套管防磨技术应用FM系列钻柱式防磨减扭接头，有效保护了技术套管。（5）钻井液技术（二）发展阶段井号开钻日期完钻井深(m)钻井周期(d)机械钻(m/h)钻头用(只)轮次P22003-09-265353225.732.3178第二轮P32003-11-116110421.671.2978P42003-12-276122361.071.5680P52005-02-016090296.501.6856第三轮P62005-01-235510209.181.9152P72004-12-085936316.801.6759P82005-10-35930274.001.5664第四轮P92005-09-086389262.001.7755P112005-10-266163328.661.57平均5956299.511.7065该阶段也可称为提速阶段，主要通过推广应用钻头优选、双驱复合钻井等技术提高钻井速度。在该阶段先后钻了9口探井，分为3个钻井轮次。钻井概况（二）发展阶段井号开钻日期完钻井深(m)钻井周期(d)机钻井周期机械钻速钻头用量540.23天299.51天124只65只44.56％0.99m/h1.70m/h71.72％发展阶段与探索阶段钻井指标对比图47.58％钻井周期机械钻速钻头用量540.23天299.51天124只钻井轮次井号完钻井深(m)钻井周期(d)机械钻速(m/h)钻头用量(只)第一轮P15700540.230.99124第二轮P2、P3、P45862336.161.7279第三轮P5、P6、P75845274.161.7556第四轮P8、P9、P116161288.221.6360普光气田各钻井轮次的钻井指标对比情况各轮次钻井速度对比图钻井轮次井号完钻井深钻井周期(d)机械钻速(m/h)钻头采用的钻井技术（1）钻头优选技术

在雷口坡地层，白云岩地层硬度高，研磨性强，使用M1375钻头其肩部主力切削齿先期磨损速度较快，影响钻头使用寿命，推荐使用M1385钻头；在嘉陵江及飞仙关组，推荐钻头型号：M1375；长兴、龙潭组地层硬度相对较高，极少量的井段含有燧石结核，但大段岩性均质，燧石结核对金刚石钻头冲击破坏性大，使用金刚石钻头时需密切注意钻时变化，可避开含燧石结核的井段使用PDC钻头。采用的钻井技术（1）钻头优选技术在雷口坡地层，白云岩（2）双驱复合钻井技术双驱复合钻井技术在海相地层得到了较好的应用。在提速方面见到了较好的效果。通过在雷口坡、嘉陵江和飞仙关组尝试PDC钻头+螺杆复合钻进，钻井速度明显得到提高，最高机械钻速超过了10m/h，创造了PDC钻头的最高指标。（2）双驱复合钻井技术双驱复合钻井技术在海相地层得到井号层位（组）段长（m）牙轮进尺（m）PDC进尺（m）牙轮钻速（m/h）PDC钻速（m/h）提高倍数普光2井雷口坡379.18245.33133.851.682.191.3嘉陵江941.07168.07773.002.443.231.3普光3井雷口坡513.02215.67297.350.942.542.7嘉陵江903.13290.32612.810.402.075.2普光4井雷口坡449.24172.35276.891.782.481.4嘉陵江783.49406.77376.721.281.751.4飞仙关777.81376.13401.681.003.443.4

普光区块复合钻井牙轮钻头与PDC钻头钻速对比井号层位段长牙轮进尺PDC进尺牙轮钻速（m/h）（3）防斜打快及垂直钻井技术中石化中原石油勘探局

垂直钻井（简称VDS）技术源于1988年联邦德国的KTB计划。系统利用可以伸缩的近钻头稳定器控制井斜，采用井下闭环自动控制，可以在地层倾角很大的情况下把井眼控制在几乎垂直的状态，而且钻压得到了解放。自上世纪90年代末至今，自动垂直钻井发展很快，国外同类技术及产品已经相当成熟，并进入大规模商业化阶段。比较有代表性的是斯伦贝谢的Power-V、贝克休斯的Verti-Trak和德国的ZBE5000。（3）防斜打快及垂直钻井技术中石化中原石油勘探局

P7井引进试验的POWER-V垂钻系统最低机械钻速1.32m/h，最高2.32m/h，机械钻速有所提高，试验井段最大井斜2.890，绝大部分井段的井斜控制在20以下，防斜效果较好。但由于费用高，无自主关键技术，需要从研究和引进技术应用方面寻求解决办法。控制机构转向机构P7井引进试验的POWER-V垂钻系统最低机械钻（4）防漏堵漏钻井技术

通过对普光气田漏失性质和漏失机理的分析，采取以下措施实现了防漏和堵漏：确定合理的钻井液密度；在易漏井段，尽可能降低钻井液的密度和液柱压力波动范围，尽量采用欠平衡或近平衡钻井；严格控制钻井液的流变性，降低环空摩阻。普光地区承堵技术难点在于裸眼段长、漏层及缝洞孔吼尺寸难确定、存在张开性裂缝和岩石骨架承压能力低等特点，采用桥塞堵漏方法效果不理想。（4）防漏堵漏钻井技术通过对普光气田漏失性质和中石化中原石油勘探局

NFJ-1凝胶堵漏技术对不同大小的漏失通道适应性好，堵漏材料与地层胶结成高强度的封堵层，承压能力15MPa以上，能够满足钻井中承压堵漏的需要，酸溶降解性好，能用于储层堵漏。NFJ-1在PA-2、老君2等五口井上进行了中完、完井承压堵漏试验，取得了很好的堵漏效果，证实该技术具有现场适应性好和堵漏强度高的特性，能满足普光地区承堵需要。中石化中原石油勘探局NFJ-1凝胶堵漏技术对不（5）防塌防卡钻井技术中石化中原石油勘探局由于构造应力较大，普光气田的沙溪庙组、自流井组和须家河组含有泥页岩，并且裂缝发育，极易发生严重垮塌，从而造成卡钻。采取的措施主要有：采用合理的钻井液密度，达到物理防塌的目的；添加降滤失剂、防塌剂等添加剂，达到化学防塌的目的；适当提高钻井液的粘度，降低滤失量；强化封堵，提高泥饼的封固质量，提前添加合适的随钻堵漏剂，实现对裂缝的随钻封堵。（5）防塌防卡钻井技术中石化中原石油勘探局由于（三）气体钻井阶段

自2006年初以来，气体钻井技术在普光气田开始试验、应用。通过课题研究、项目攻关与现场实践，已完成28口井次的钻井施工，气体钻井进尺达到总进尺的40％以上，平均机械钻速9.1m/h，取得了非常好的效果，实现了普光钻井提速的目标。目前气体钻井已经成为加快普光气田勘探开发步伐的核心技术。

（三）气体钻井阶段自2006年初以来，气体钻井技术在普气体钻井技术在PD－1井的首次试验情况普光D-1井是普光气田部署的第一口开发井，位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造西南翼，设计井深5506m。该井于2005年12月28日开钻，于2006年1月17日首次采用气体钻井技术钻进，标志着普光气田进入大提速阶段。气体钻井技术在PD－1井的首次试验情况普光D-1井是普光气田空气钻井主要设备空气钻井施工涉及到的主要设备有空气压缩机、增压机、管汇系统、旋转控制头、钻具止回阀、排岩管线、仪器仪表等。空气钻井主要设备空气钻井施工涉及到的主要设备有空气压缩机、钻井液钻进564m

339.7mm×563.86m444.5mm×564.0m

273.1mm×3530.0m314.1mm×3532.0m泥浆钻进空气钻进3002m现场实际空气钻井井段示意图2006年1月7日2006年2月6日钻井液钻进339.7mm×563.86m273.1mm×

普光D-1井使用空气钻井，从2006年1月17日凌晨3时开始正式施工，从564米开始二开钻进，至2月6日凌晨1时钻进到3002.07米进入须家河地层顶部，进尺2438.07米，占全井设计深度的44.3％，仅用20天，与目前最快的普光6井同井段相比，节省了62天（普光6井从551米钻进到3019米，进尺2468米，用了82天），机械钻速同比提高了3～8倍。极大地提高了钻井速度，达到了预期提速的目的。普光D-1井空气钻井施工效果普光D-1井使用空气钻井，从2006年1月17

普光D-1井空气钻井在钻头选型上，结合地层特点和普光气田已钻井钻头使用经验，选用了川石的SH33G、ST537GK钻头和江汉的HJT517GK钻头。空气钻井井段共使用钻头5只，其中第2只钻头和第4只钻头是由于发生断钻具事故而起钻。从各钻头整体表现来看，无论是进尺还是钻速都取得了满意效果。钻头选型使用情况普光D-1井空气钻井在钻头选型上，结合地层特点和普光

空气钻井过程中，开始钻进井段坚持每100m左右进行测斜，钻进300m后每200m左右进行测斜，根据测点井斜情况调整钻压。施工井段最大井斜出现在2536.22m，测斜3.64°，其余测点井斜都在3°以下，且变化均匀，井身质量合格。井斜也得到有效控制序号

测深（m）

井斜（°）

序号

测深（m）

井斜（°）

1

642.0

0.78

9

1927.3

1.35

2

763.0

0.28

10

2119.6

2.86

3

855.0

0.44

11

2225.01

2.28

4

1028.0

0.82

12

2316.91

1.99

5

1210.6

1.37

13

2536.22

3.64

6

1316.3

1.35

14

2612.00

2.02

7

1518.2

1.43

15

2708.00

1.82

8

1700.7

1.19

井斜也得到有效控制序号测深（m）井斜（°）序号测深（钻进相同进尺用时最短，从564m钻进到3002m仅用时20天；钻进相同进尺钻头使用数量最少，从564m钻进到3002m仅用钻头5只；单只钻头钻进进尺创造新高，川石的SH33G钻头进尺776.39m；单只钻头陆相地层平均机械钻速创造新高，平均机械钻速达到11.31m/h；单只钻头钻穿自流井地层，川石的ST537GK钻头从2348.54m的千佛崖地层一直钻进3002m到须家河地层，第一次完整的穿越了自流井地层；空气钻井施工创造的普光气田纪录钻进相同进尺用时最短，从564m钻进到3002m仅用时20天

2006年气体钻井技术在普光气田的应用情况井号井眼(mm)钻进井段(m)进尺(m)机械钻速(m/h)钻进时间(d)钻头(只)复杂事故1P2-2444.531.5～601569.58.551雾化(35m)311.1601～2907230612.6194+4无2P4-2444.532～6025707.761雾化(130m)314.1602～3032243013.9162无3P5-2444.540.5～561.55217.251500m出水转换314.1701～2291159012.0112泡沫转化塌卡4PD-3314.1701～2980227912.9122无5PB-2314.1500～3156265611.9214+2无6PD-1314.1564～300224388.5205断钻具2次7PA-2314.1649～303623874.53510断钻具3次8P6-3314.1703～335026476.4245断钻具1次9P10314.1880～300321237.920210P101314.1638～355429164.85812多次钻具损伤合计/平均25439.125.25.72006年气体钻井技术在普光气田的应用情况井号井眼钻进井段从10口井的气体钻井实践来看，气体钻井与常规钻井液钻井相比，机械钻速同比提高4～8倍，钻井周期缩短60～90d；井斜控制良好；避免了因地层吸水膨胀引起的井眼复杂；有效地避免了井漏的发生；提高了单只钻头进尺，大幅度节约了钻头使用量；节省了钻井液费用，有利于环境保护。

气体钻井已经成为加快普光气田上部陆相地层钻井速度最重要、最实用的钻井新技术。从10口井的气体钻井实践来看，气体钻井与常规钻井液钻气体钻井技术在普光气田的全面推广应用

2007年，在普光气田全面推广应用气体钻井技术，又在18口井上进行了应用。同时在须家河地层开展了氮气钻进的先导性试验。井号进尺/m机械钻速/(m/h)钻进方式P301-3248.530.87泥浆钻井P301-4P202-1P102-3371.734.89氮气钻井650.584.53730.025.75氮气钻井技术在须家河的成功突破，完全解决了制约普光气田陆相地层的最后一个提速障碍，大大加快了普光气田开发步伐气体钻井技术在普光气田的全面推广应用2007年，在普井号原井号开钻日期完钻井深(m)钻井周期(d)机械钻(m/h)钻头用量(只)P302-1PD－1200512305526183.292.5242P103-2P6－3200602016091324.542.1454P102-2P6－3200602056250297.811.8142P201-2P2－2200603225816264.043.2133P301-3P6－3200604075889175.53.5238P104-2P4－2200605016138274.332.2427P303-2P5－2200606235440223.562.2331P302-3PD－3200609015805159.793.2231P301-4P6－4200612285795110.54.7123P202-1PC－1200701145484108.334.7720P102-3P6－3200702216150124.415.5225平均5853204.193.2633普光气田气体钻井阶段已完钻部分井的基本情况井号原井号开钻日期完钻井深(m)钻井周期(d)机械钻(m钻井周期机械钻速钻头用量204.19天49.23％299.51天1.70m/h3.26m/h65只23只47.9％31.82％钻井周期机械钻速钻头用量204.19天49.23％299.5钻井周期机械钻速钻头用量540.23天124只299.51天0.99m/h1.70m/h3.26m/h5.00m/h65只33只204.19天114.41天23只各钻井阶段钻井指标对比图钻井周期机械钻速钻头用量540.23天124只299.51天中石化中原石油勘探局1、气体钻井工艺技术研究；2、气体钻井环空多相流理论研究；3、气体钻井可行性分析及设计技术研究；4、气体钻井安全钻进技术研究；5、雾化、泡沫钻井技术研究；6、空气钻井技术研究；7、防斜打快技术研究；8、气体钻井钻井复杂及事故预防技术研究；9、气体钻井转换原则及工艺技术研究气体钻井技术研究中石化中原石油勘探局1、气体钻井工艺技术研究；气体钻井气体钻井技术研究中石化中原石油勘探局从工艺形式上：

试验应用了空气钻井；试验应用了氮气钻井；试验应用了雾化钻井；试验应用了泡沫钻井；试验应用PDC钻头空气钻井。气体钻井技术研究中石化中原石油勘探局1.纯空气钻井（平均机械钻速6.42m/h，井斜一般小于6°）序号井号井眼(mm)钻进井段(m)进尺(m)机械钻速(m/h)钻进时间(d)钻头(只)井斜（°）1PD-1314564～300224388.5205<2.02PA-2314649～303623874.53510<3.53P6-3314703～335026476.4245<3.74P10314880～300321237.9202<2.65P101314638～355429164.85812<6.0中石化中原石油勘探局1.纯空气钻井序号井号井眼钻进井段进尺机械钻速(m/h)钻进2.氮气钻井（在须家河获得突破）中石化中原石油勘探局井号介质井段（m）进尺（m）周期（d）钻速（m/h）钻头（个）P301－4氮气3314.4～3686.1371.764.891P202－1氮气3008～3658.6650.6114.532P102－3空气3309～4040731125.02井号介质井段(m)进尺(m)钻头(个)钻速(m/h)周