蘇里格氣田水平井快速鉆井技術研究與應用

姚立新 王均良 諶建祁 王俊海

（中國石油川慶鉆探長慶鉆井總公司，陜西 西安 710018）

0 引言

蘇里格氣田是典型的低壓、低滲透、低豐度的“三低”氣田，是2015年長慶天然氣產能實現350×1012m3的主力氣田。美國及其他國家在低滲透、致密氣藏開發中總結形成了“三維地震+水平井+水力壓裂”“組合拳”開發模式［1］，長慶油田公司確立了“面對現實，依靠科技，簡化工藝，走低成本開發道路”的蘇里格氣田開發理念。基于這些理念和經驗，以單井多產，降低開發成本為目的的水平井技術在蘇里格氣田得到了迅速發展。2009年以來，在完成的水平井中，單井日產量提高到了近10×104m3，是富集區Ⅰ類直井的5倍以上。因此，轉變氣藏開發模式，大力發展水平井鉆完井技術，是實現蘇里格氣田有效開發的重要途徑。

1 地質概況

蘇里格氣田位于內蒙古自治區烏審旗境內，區域構造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶，寬緩淺水三角洲沉積體系，目的層頂界構造圖展示該區構造形態為不完全南西向單斜，坡降大致為3～10 m／km。氣田氣藏分布受構造影響不明顯，主要受砂巖的橫向展布和儲集物性變化所控制，屬于砂巖巖性氣藏。主力氣層為山西組山1、石盒子盒8，氣藏壓力系數平均為0.7～0.98。

2 水平井井身結構優化

2008年試驗第三次開鉆大井眼井身結構為：?444.5 mm鉆頭／?339.7 mm表套+?311.2 mm鉆頭入窗／?244.5 mm技套+?215.9 mm鉆頭（水平段）／?139.7 mm篩管，如圖1所示。并實施導眼，施工過程中暴露出?311 mm井眼造斜效率低、井壁坍塌、攜巖困難等問題。之后試驗第三次開鉆小井眼井身結構：?346 mm鉆頭／?273 mm表套+?241.3 mm鉆頭×造斜點／?177.8 mm套管×入窗+?152.4 mm鉆頭／?101.6 mm篩管，如圖2所示。鉆井速度明顯提升，鉆井周期縮短到了100 d左右。隨著對儲層展布的進一步明晰，同時引進了裸眼封隔壓裂技術，2009年后期，率先在桃7區塊試驗了取消導眼的裸眼分隔器分段完井的第三次開鉆結構水平井，并采用同一裸眼異徑井眼（第二次開鉆直井段?241 mm、斜井段?215.9 mm），鉆井周期縮短到了60 d以內，降低了鉆井成本。

3 水平井快速鉆井技術

3.1 個性化PDC鉆頭優選

針對蘇里格水平井施工中PDC鉆頭在斜井段、水平段滑動定向工具面不穩定、施工效率低的問題，開展個性化導向 PDC鉆頭研究。該鉆頭具有5個特征：① 六刀翼結構，主切削齒直徑為16 mm，并帶輔助切削齒，外錐部位布置分壓平衡墊，降低鉆頭的縱向振動。② 鉆頭心部直列布齒，增強穩定性，保證鉆頭工作平穩和工具面的穩定。③ 分割獨立式流道，避免水力干涉，最大限度發揮水力功效，以保證鉆頭水力分布合理、切削齒及時冷卻、排屑通暢及鉆頭流道表面抗液流沖蝕。④ 采用較淺內錐和較短的外錐剖面結構，增強鉆頭的側向攻擊性及使用壽命。⑤ 長保徑設計，保證鉆頭工作平穩和井壁光滑，并布有倒劃眼齒。個性化耐磨導向PDC鉆頭的成功研制實現了斜井段、水平段PDC鉆頭的推廣應用，取得了斜井段一趟鉆的突破。

圖1 第三次開鉆大井眼井身結構圖

圖2 第三次開鉆小井眼結構圖

3.2 井身剖面優化設計

剖面設計以增加PDC鉆頭復合鉆進，提高效率、降低消耗為目的，將靶前距由350 m延長至500 m，將平均造斜率降低至3°～4°／30 m。改變了以往先設計剖面再選鉆具組合的思路，根據鉆具特性，模擬實鉆情況設計剖面，從根本上提高了軌跡控制效率，使復合鉆井段比例達到了70%以上，為全井段推廣PDC鉆頭的應用提供了有利條件。

3.3 軌道精確控制技術

針對“不施工導眼、儲層不確定”的問題，堅持“略高勿低、先高后低、寸高必爭、早糾偏移、穩斜探頂、動態監控、矢量進靶”的軌跡控制原則［2］，實時動態分析計算工具造斜能力，及時校正待鉆井眼的設計，在靶點垂深上下調整10 m的情況下，均可準確入靶。根據鉆具實鉆特性，合理預算，及時校正待鉆井眼設計，確保待鉆井眼曲率控制在PDC鉆頭復合鉆進的造斜能力范圍內，提高了軌跡控制效率。

3.4 鉆具組合優化技術

直井段堅持防斜打快思路，形成了具有預彎曲防斜特性的鉆具“?241 mmPDC+7LZ197×0.75°單彎螺桿+?238 mm鉆具穩定器”復合鉆井技術，解放了鉆井參數，機械鉆速由15.22 m／h提高至18.24 m／h。斜井段由原來定向、增斜2～3套鉆具簡化為1套鉆具，為斜井段充分發揮PDC鉆頭優勢奠定了基礎。水平段應用“?152 mmPDC+單彎螺桿（自帶148穩定器）+?146 mm鉆具穩定器”強穩斜鉆具［3］，復合鉆進比例達到了90%以上。

3.5 長水平段降摩減阻技術

應用水平井摩阻扭矩分析軟件，對影響摩阻／扭矩的因素進行分析，建立三維井眼鉆柱軸向力、扭矩的計算模型，現場根據實鉆情況，反演校正摩阻、扭矩，為水平段延伸提供科學依據［4］；使用強穩斜鉆具結構，采用滑動導向和復合鉆進交替實施方式，實現井眼軌跡平滑控制；配套使用水力加壓工具，有效克服長水平段鉆進托壓難題，滑動機械鉆速同比提高了32.5%。已完成水平段1 200 m以上的井有15口，其中蘇5-3-16H1井水平段長2 606 m。

3.6 鉆井液分段優化

直井段采用無固相強抑制聚合物體系，鉆井液密度為1.00～1.02 g／cm3，黏度為28～30 s。通過提高抑制劑濃度加強直羅、延長組底部坍塌，在確保井下安全的同時，極大地解放了機械鉆速。斜井段針對使用三磺分散型鉆井液體系，“雙石”層易發生坍塌和PDC鉆頭泥包的問題，依據“雙石層”特性及坍塌機理，創新試驗了具有強抑制、填充封堵［5］、力學穩定等多項功能的無土相強抑制復合鹽鉆井液體系，通過化學作用和力學平衡，提高了體系的防塌潤滑效果，有效解決了坍塌和PDC鉆頭泥包。在完成的80口水平井中，斜井段全部應用了該體系，未發生鉆頭泥包，無井下復雜情況發生。水平段應用無土相低傷害暫堵鉆井（完井）液體系，具有密度可調、失水低、耐溫高達150℃、流變性好、抑制強、酸溶率高等特點，能夠有效保護儲層，現場試驗最高傷害率為9.59%，屬于輕度傷害。該體系在桃7-9-5AH水平井應用，獲得無阻流量為150×104m3／d的高產氣流。

4 應用效果

2009年以來，累計在80口井應用了水平井快速鉆井配套技術，平均鉆井周期由74.36 d縮短至45.87 d；平均機械鉆速由6.87 m／h提高至9.62 m／h，提高幅度達40%，提速效果明顯。蘇36-15-12H1井以23.25 d的鉆井周期，創造了蘇里格氣田水平井最短鉆井周期記錄，單隊年進尺實現了6次開鉆6次完鉆。2009-2012年蘇里格水平井技術指標統計對比情況如表1所示。

表1 2009-2012年蘇里格水平井技術指標統計對比表

5 結論

1）第二次開鉆同一裸眼使用“?241 mm+?215.9 mm”異徑井身結構，大大提高了斜井段鉆井速度。

2）試驗改進的長保徑、淺內錐耐磨導向PDC鉆頭實現了全井段使用PDC鉆頭，是水平井提速的關鍵。

3）創新試驗的無土相復合鹽鉆井液體系，有效解決了PDC鉆頭泥包和坍塌問題，該體系的應用是蘇里格水平井提速的前提和保證。

4）以最多復合鉆進、最短時間、最低消耗、安全鉆進為宗旨，優化長半徑水平井剖面設計，增加了PDC鉆頭復合鉆進井段，充分發揮了PDC鉆頭優勢。

5）針對不施工導眼、儲層不確定的問題，及時校正待鉆井眼設計，并將待鉆井眼曲率控制在PDC復合鉆進造斜能力范圍內，提高了復合鉆進的比例。

6）平滑軌跡控制、降低固相含量、使用水力加壓器等是降低長水平段鉆進摩阻的有效手段。

［1］沈忠厚.現代鉆井技術發展趨勢［J］.石油勘探與開發，2005，（32）1：89-91.

［2］王清江，毛建華，韓貴金，等.定向鉆井技術［M］.北京：石油工業出版社，2009.

［3］馮志明，頡金鈴.階梯水平井鉆井技術［J］.石油鉆采工藝，2000，（22）5：22-26.

［4］唐志軍.水平井鉆井技術在大牛地氣田的應用［J］.石油鉆采工藝，2009，（31）6：40-43.

［5］張民立，李再均，張津林，等.DH1-H3深階梯水平井鉆井液技術［J］.鉆井液與完井液，2007，（24）4：85-88.