吐哈盆地北部山前帶深層致密氣藏水平井鉆井技術

錢 峰 楊立軍

（1.長江大學石油工程學院，湖北荊州 434023；2.吐哈油田公司勘探公司，新疆鄯善 838202；3.吐哈油田公司工程技術研究院，新疆鄯善 838202）

我國致密砂巖天然氣資源豐富，形成了四川、鄂爾多斯和吐哈等致密砂巖氣分布區。北部山前帶和斜坡區是吐哈致密氣藏勘探開發的重點領域，北部山前帶、斜坡區致密砂巖氣藏主要目的層為下侏羅統八道灣組，埋深3 500～3 900 m，具有多層系、單層厚，裂縫較發育的特點，儲集空間類型主要為孔隙式，儲層物性差，主要為低滲致密儲層，儲層孔隙度和滲透率均較低，極差的物性導致前期采用直井開發效果較差。水平井作為目前公認的致密砂巖氣藏最有效的開發方式和增產方式，可以最大限度增加氣層的出氣面積，提高單井產能，改善開發效果，節約鉆井投資和產能建設成本。轉變氣藏開發模式，大力發展水平井鉆完井技術,是實現致密氣有效開發的重要途徑。

1 鉆井技術難點

北部山前構造帶斷層發育，破碎帶地層多，地層傾角大，地層條件極為復雜，地層縱向巖性變化大，各段地層鉆井情況有著顯著差異，給水平井鉆井施工帶來極大的挑戰。

1.1 直井段防斜與打快矛盾突出

北部山前帶為高陡沖斷背斜構造，西山窯以下地層傾角變化大（40～70°），易斜，直井段井身質量控制難度大，鉆井參數制約嚴重，阻礙了鉆井速度提高。

1.2 造斜段巨厚煤系地層井壁失穩與安全鉆井難題

北部山前帶煤系地層發育，主要分布于西山窯組、三工河組，煤層跨度長（最長2 243 m）、層數多（最多84層）、總厚度大（最大260 m）、單層厚度大（最厚73 m）、埋藏深。斜井狀態下煤層易垮塌，造成惡性循環，煤層垮塌后，大塊煤矸石不容易返出，易造成井下復雜；而且煤系地層夾層多，定向工具面難以穩定，導致造斜率差異大，井眼軌跡預測、控制難度大。

1.3 下部地層段可鉆性差，研磨性強，鉆頭優選困難

儲層埋藏深（3 500～3 800 m），巖性主要為炭質泥巖、致密砂巖，屬硬地層，可鉆性級值達7～8級，研磨性級值達4～6級，常規尺寸鉆頭進尺70～80 m，小井眼鉆井鉆頭優選難，機械鉆速慢。

1.4 小井眼長水平段，循環壓耗大，攜巖能力差，后期軌跡控制難度大，水平段延長困難

深層小井眼水平段長，鉆具柔性大，鉆壓傳遞困難，加之目的層差異性大，水平段軌跡調整頻繁，摩阻扭矩高，頻繁發生拖壓及鉆具自鎖等問題，而且循環壓耗大，排量低，攜巖困難，易出現井下復雜事故。

2 鉆井技術措施

2.1 井身結構優化設計

為滿足水平段多級大規模壓裂要求，完井采用裸眼封隔器+滑套方式。根據煤層發育情況及是否有導眼，優選三層、四層兩套套管結構方案，確保技術套管封住巨厚煤層，降低水平段鉆進風險，確保水平段多級復雜完井管柱的順利下入，具體井身結構見圖1、圖2。

圖1 四層套管結構

圖2 三層套管結構

采用上述井身結構，有效地封隔了復雜地層，減少了鉆井復雜情況的發生，保障了鉆井安全，完井水平段直接下入裸眼完井分段壓裂管柱，為吐哈油田致密氣藏水平井提供了一種可靠的完井工藝和增產措施。

致密砂巖水平井井眼軌跡優化設計，煤層上部造斜主要采用雙增或三增剖面［1］，優選造斜點，以小井斜穩斜穿越巨厚煤層，減少穿越煤層長度；優化定向段煤線地層造斜率，保證煤層安全定向與套管順利下入。

2.2 直井段MWD+高效螺桿復合防斜打快鉆井技術

北部山前帶地層傾角大、自然增斜力大，常規的鐘擺鉆具組合、滿眼鉆具組合、偏心鉆具組合均不能滿足防斜打快要求，若采用常規定向鉆具糾斜不僅井身質量差，而且鉆井效率低，達不到防斜打快的鉆井目的。MWD+高效螺桿復合防斜打快鉆井技術［2］可靠性強，操作簡便，使用成本相對低廉，可以滿足北部山前帶控制井身質量和大幅度提高鉆井速度的需求。

考慮到北部山前帶多夾層、互層以及煤層分布，優選底部鉆具結構的基本形式為：鉆頭+1°單彎螺桿+變徑穩定器+MWD+鉆鋌+鉆桿。選用低轉速高扭矩螺桿，外徑尺寸縮小一級，增大螺桿過流面積。上穩定器優選液壓式變徑穩定器，利于防卡；下穩定器去掉螺桿彎向一側扶正塊，提高井眼內的可通過性；穩定器間距7～8 m。

應用MWD+低速單彎螺桿復合防斜技術，在保證井身質量的同時，實現了提速，與鄰井相比，應用段平均節約周期21 d，提速幅度17.87%，平均單井節約鉆頭用量3只。

2.3 煤系地層安全定向鉆井技術

（1）煤系地層防卡鉆頭。北部山前帶地層復雜，砂礫巖、泥巖、煤層交錯互層，煤系地層井徑不規則、井壁不穩定，掉塊多，掉塊硬度高、不易被破壞，難以循環出井底，因而極易發生卡鉆事故。為解決此問題，開展了防卡鉆頭的研制和試驗。

首先改進鉆頭外形，增加鉆頭在井筒中的可通過性，改進鉆頭水眼，減少射流對井壁的破壞，使井徑規則，增大中心噴嘴直徑，降低水功率，減弱噴射效果；其次安裝倒劃齒，提高鉆頭破碎井壁掉塊的能力，削減牙輪巴掌之間部分，以獲得更大的環空間隙。

（2）螺桿鉆具改進。北部山前帶煤層段地層復雜，復雜、事故頻發，對螺桿外形進行防卡改進，?216 mm井眼使用螺桿鉆具外徑由172 mm降低到165 mm，?241 mm井眼使用螺桿鉆具外徑由197 mm降低到185 mm；優選不帶扶正器的低速單彎螺桿，扭矩更大，壽命更長［3］；而且增加螺桿鉆具的通過性，避免了穩定器在井眼中被卡死的可能；鉆井方式主要以滑動鉆進方式為主，即可以通過降低鉆柱振動減少對井壁的機械碰撞，同時有利于煤層段軌跡控制。

煤層段采用定制低轉速高扭矩螺桿，增加了軸承和動力頭的強度，使螺桿鉆具承受鉆壓提高60%；將轉速降至牙輪鉆頭適應的轉速，鉆頭壽命增加58%，同時螺桿鉆具的使用壽命得到了大幅度提高。此外有利于強化鉆井參數，牙輪鉆頭單只進尺提高33%，有效減少了煤層起下鉆次數，大幅度地降低了煤層段鉆進的風險?？?4H等4口井造斜段穿越大段煤系地層，平均單井累計穿煤層170.38 m，穿越最大單層煤層厚度68 m，穿越大段煤層最大井斜角達到61°，施工順利，未發生復雜事故，后續作業均順利完成。

2.4 致密砂巖小井眼個性化鉆頭優選與試驗

水平段地層為八道灣組，巖性主要包括灰色砂礫巖、粗砂巖、深灰色泥巖、灰色粉砂巖，夾煤層。以砂巖為主，砂巖含量超過60%，平均抗壓強度124 MPa，可鉆性差（7～8級），研磨性強（4～6級），且含大量礫石夾層，易對PDC鉆頭造成沖擊破壞。

水平段鉆遇可鉆性差、研磨性強地層，根據地層可鉆性分析和鄰井鉆頭使用情況，確定水平段鉆頭優選原則：高攻擊性切削角、高抗研磨性、強保徑設計；適合配合馬達和旋轉導向系統工具鉆進；鉆井井底造型平滑，震動低。優選了6主刀翼13 mm、16 mm切削齒PDC鉆頭，具備高攻擊性切削角，在井底振動低、工作平穩，適合在高硬高研磨地層使用。

在柯33H、柯34H井水平段試驗?152 mm史密斯MDI616、MDI613型號高抗沖擊性、高抗研磨性PDC鉆頭，平均單只進尺提高56.7%，平均機速提高195%。

2.5 旋轉導向應用優化

（1）定向造斜段使用螺桿鉆具定向鉆進。定向造斜井段一般較短，出現托壓的可能性相對較小，其機械鉆速與旋轉導向系統的機械鉆速相差不多，而且費用低得多。斜井段采用螺桿鉆具鉆進更合理［4］。

（2）入靶段、水平段應用旋轉導向鉆進。北部山前帶地層差異性大，鄰井可對比性差，導致入靶找目的層工作量大、水平段需要頻繁調整軌跡，隨著水平段的延伸，摩阻扭矩逐漸增大，螺桿鉆具定向鉆進時會出現“托壓”現象，軌跡控制實現非常困難。水平井段選用旋轉導向系統施工，保證井眼軌跡平滑、提高機械鉆速。當轉盤轉速可以達到90～120 r/min情況下，選用PowerDrive旋轉導向系統［5］；當受鉆機設備條件限制或發生鉆具偏磨套管情況，導致轉盤轉速低于90 r/min時，則選用PowerDrive vorteX附加動力旋轉導向系統。

在柯33H、柯34H井水平段成功進行了PowerDrive旋轉導向和PowerDrive vorteX附加動力旋轉導向系統先導試驗，水平段摩阻扭矩大幅降低，水平段提速效果顯著。從施工情況來看，旋轉導向系統具有較強的井斜控制能力，曲率變化平緩，井眼軌跡平滑，克服了滑動鉆進方式摩阻扭矩過大的問題，摩阻扭矩較小。水平段旋轉導向鉆進中摩阻（鉤載）在680～730 kN 之間，扭矩在 14.5～16 kN·m 之間（如圖3所示）。

圖3 柯34H井水平段摩阻扭矩沿井深分布

相對常規的滑動鉆進，摩阻扭矩大幅度降低，有效地避免了鉆具自鎖現象發生，確保了水平井快速鉆進和裸眼分段壓裂管柱的順利下入。應用PowerDriver旋轉導向系統的柯33H井水平段平均機械鉆速為0.91 m/h，柯34H井平均機械鉆速1.45 m/h，而使用常規螺桿鉆具的柯30P井水平段平均機械鉆速僅為0.61 m/h，提速效果明顯。

2.6 強封堵、強抑制鉆井液體系

北部山前帶地層煤、砂、泥巖交錯，部分地層裂縫發育，地層承壓能力低，導致劃眼、卡鉆等復雜事故頻發。為此研發了新型鋁胺基鉆井液體系，該體系具有很強的抑制性，高溫穩定性及流變性好，且具有突出的封堵性能，可封堵煤層微裂縫，達到防塌的目的［6-10］。

對聚磺、聚醚多元醇、鋁胺基和KCl聚磺4類鉆井液進行抑制性、封堵防塌性能對比評價。鋁胺基鉆井液具有較高的滾動回收率，二次滾動回收率達到76.8%，其濾液對巖心的膨脹率較低，僅有15.4%（見表1）。鋁胺基鉆井液高溫高壓滲透失水小于其他鉆井液，其高溫高壓砂床濾失量也較小，30 min只有11.6 mL（圖4）。鋁胺基鉆井液抑制頁巖水化膨脹效果明顯優于其他鉆井液，填充孔隙及封堵效果好，鉆井液濾餅致密，滲透性小，對于維護井眼穩定有較好的效果。

表1 4種鉆井液體系抑制性能評價

圖4 4種鉆井液體系濾失性能評價

在柯33H等井進行鋁胺基鉆井液現場試驗，定向段順利鉆穿煤層10套共計68 m、炭質泥巖13套共25 m；水平段鉆遇砂泥巖互層，鋁胺基鉆井液表現出良好的防塌性能和潤滑性、摩阻小，保證了水平段安全鉆進。

3 現場實施效果

在吐哈油田北部山前帶已成功完成3口深層致密氣藏小井眼水平井先導性鉆井試驗，通過新型鋁胺基鉆井液、深層煤系地層定向技術的配套應用，煤層安全鉆井效果顯著，與前期煤層定向段相比，平均鉆井周期同比降低22.9%，平均機械鉆速提高32.8%，單井鉆頭用量減少13.5%。首次引進和試驗了旋轉地質導向鉆井技術+個性化PDC鉆頭，成功實現長水平段復雜地層軌跡控制與地質發現，平均水平段長346.15 m，平均油層鉆遇率81.8%。滿足了6段壓裂完井管柱順利下入并成功完井的要求。

4 結論與建議

（1）通過多口深層小井眼水平井的鉆井攻關、探索和實踐，初步形成了適合吐哈油田北部山前帶深層致密氣藏小井眼水平井的井身結構與剖面優化設計、個性化鉆頭序列、鉆具組合優化與軌跡控制等鉆井配套技術系列，滿足了鉆井施工和地質開發的要求。

（2）研發了新型鋁胺基鉆井液體系、防卡鉆頭，打破了大段煤層不宜使用螺桿鉆具常規觀念，優選動力鉆具滑動鉆進，成功實現大段煤層安全定向鉆井。

（3）繼續開展個性化小井眼PDC鉆頭、水平段防塌鉆井液攻關研究與長水平段鉆井工藝攻關，以便提高鉆井速度和水平段鉆進長度，使水平段鉆井長度突破1 000 m，以滿足10級以上分段壓裂改造要求，進一步探索提高致密氣藏單井產量和降低鉆井綜合成本的可行性。

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