蘇5－15－17AH井超3 000m 水平段的鉆井技術

石崇東 楊碧學 何輝 李星

中國石油川慶鉆探工程公司長慶鉆井總公司

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田屬于典型的低壓力、低滲透氣田。隨著該氣田勘探開發的不斷深入，完井工藝的不斷完善，水平井的水平段長度不斷增加。長水平段水平井對于低孔低滲油氣藏來說，長水平段增加了泄流面積，有效改善油氣藏的開發效果和提高單井產量。蘇5－15－17AH井水平段設計3 000m，實際完鉆井深6 706m，水平段段長3 056m，創國內陸上天然氣水平井最長水平段紀錄。蘇5－15－17AH井的順利完鉆對蘇里格氣田的增儲上產和低壓力低滲透油氣藏的高效開發具有重大意義。

1 長水平段水平井設計特點與難點

1．1 設計特點

蘇5－15－17AH井在第二次開鉆采用215．9mm鉆頭鉆造斜段和1 200m長的水平段，下177．8mm套管至井底注水泥漿固井，再采用152．4mm鉆頭鉆1 800m水平段（圖1）。

圖1 井身結構示意圖

1）該結構施工長水平段過程中，摩阻扭矩相對小，工具面易調整，有利于井眼軌跡控制在最有效的儲層中穿越。

2）剖面設計靶前距500m，采用“單增”剖面，通過優化鉆具組合，提高鉆具組合的復合增斜率［1］。

1．2 長水平段施工技術難點

1）靶前距的不同，決定著斜井段井眼曲率的不同。優選靶前距，實現摩阻扭矩最小化，成為施工長水平段水平井的前提條件［2］。

2）該井設計水平段3 000m，前1 200m水平段采用215．9mm井眼，首次將177．8mm套管下入長1 200m的215．9mm井眼內。施工方案、鉆進參數及鉆井液性能的選擇等需要逐步摸索，增加了施工的難度。

3）隨著水平井長度的增加，鉆具剛性變弱，工具面調整困難，井眼軌跡控制難度增大；由于小鉆具剛性較弱，水平段達到2 000m后，摩阻較大，滑動鉆進過程中，鉆頭上無法施加有效鉆壓，施工困難。

4）隨著水平井長度的增加，環空壓耗逐漸升高，鉆井液排量選擇受到限制，排量小滿足不了攜帶巖屑的要求，容易形成巖屑床，滑動鉆進過程中摩阻大。

5）儲層連續性差，鉆遇泥巖概率高，軌跡調整頻繁，復合鉆進過程中扭矩大。

6）裸眼段長，長時間的鉆井液浸泡容易造成井壁坍塌，鉆井液需要具有良好的防塌性能。

2 井眼軌跡控制技術

2．1 斜井段施工關鍵技術

鉆具組合：215．9mmPDC＋172mm螺桿（1．5°）＋MWD接頭＋165mm無磁鉆鋌＋轉換接頭（461×410）＋127mm加重鉆桿×45根＋127 mm鉆桿。

斜井段井眼軌跡控制技術采用復合鉆進與滑動鉆進交替進行。采用“PDC鉆頭＋1．5°螺桿”組合直接定向造斜，堅持“少滑動、多旋轉、微調勤調”原則［3］，保證井眼規則、井壁穩定。通過收集鄰井地質資料，分析斜井段穿越每個層位的巖性。根據該套鉆具組合在不同巖性中的增斜率，提前設計剖面，合理調整滑動鉆進與復合鉆進的比例。待鉆井眼設計盡量降低井眼曲率，特別是避免局部造斜率偏高，確保井眼軌跡平滑，降低鉆進時的摩阻和扭矩。斜井段滑動鉆進進尺占斜井段進尺的25．07%。

2．2 215．9mm水平段施工摩阻和扭矩分析

在長水平段水平井鉆井過程中，由于鉆具與井壁底部形成的巖屑床相互作用，鉆井液固相含量高導致潤滑效果下降等［4］原因，鉆具與井壁之間的摩擦阻力隨著水平段長度的增加而不斷增大，影響水平段鉆進長度。根據常規水平井實鉆分析，裸眼內摩擦系數比套管內摩擦系數大。215．9mm井眼的水平段鉆至4 851m，鉆水平段長度1 200m，下177．8mm套管固井。根據現場施工獲得的扭矩、摩阻數據分析（圖2、3），通過優化井身結構，有效降低了長水平段施工過程中的摩阻系數，提高了施工效率。

圖2 水平段摩阻變化圖

圖3 水平段扭矩變化圖

鉆具組合：215．9mmPDC＋172mm螺桿（1．25°）＋213mm扶正器＋回壓閥＋MWD接頭＋165mm無磁鉆鋌＋轉換接頭（461×410）＋127 mm加重鉆桿×17根＋127mm鉆桿×90根＋127mm加重鉆桿×28根＋127mm鉆桿

為了保證水平段鉆進時能給鉆頭施加有效的鉆壓，鉆具組合采用倒裝鉆具。加重鉆桿位置分為兩部分，確保鉆具中和點的位置在下部加重鉆桿部分，上部加重鉆桿位于直井段或井斜30°以內的井段。該組合復合增斜率0．3°／根～0．5°／根，復合鉆進時扭矩較大，達16～24kN·m，滑動鉆進時，工具面調整困難，摩阻較大，上提摩阻20～30t，下放30～50t。

2．3 152．4mm水平段主體技術

2．3．1 鉆具組合

152．4mm PDC＋ 127mm 螺 桿 （1．0°）＋148mm扶正器＋回壓閥＋MWD接頭＋120mm無磁鉆鋌＋轉換接頭＋101．6mm加重鉆桿×13根＋101．6mm鉆桿 ×（225～345）根＋101．6mm加重鉆桿×33根＋101．6mm鉆桿

鉆進參數：鉆壓40～60kN，轉速30r／min＋螺桿鉆具，排量12L／s，泵壓22．3～24．8MPa，扭矩11～14kN·m。

待鉆井眼設計盡量降低井眼曲率［5］，特別是能避免局部造斜率偏高，以降低鉆進時的摩阻和扭矩。為了滿足水平段施工需要，采用127mm單彎螺桿，提高了螺桿的動力及使用壽命。該套鉆具組合復合增斜率0．2°／根～0．3°／根，滑動降斜率為0．3°／m～0．4°／m。進行定向造斜采用MWD無線隨鉆測量方式，測點距鉆頭位置大約有12m的距離，每次測斜必須對井底走向進行預測。根據不同鉆進方式增斜規律，從而推斷出井底的井斜角和方位角。同時嚴格按照現場地質導向人員要求控制軌跡，并通過巖屑、氣測值、伽馬、鉆時及鄰井地質資料綜合分析，確保井眼軌跡穿越最有效的氣層中穿越（圖4）。

圖4 水平段實測伽馬圖

2．3．2 優選無線隨鉆測量儀器

由于該井鉆井至5 637m時發生井漏，經過堵漏后，鉆井過程中排量受限，排量為12～13L／s。該井前期采用海藍公司生產的座鍵式無線隨鉆測量儀器。由于水力振蕩器工作時產生的縱向振動相對較大，與該型號的無線測斜儀配合使用容易提前損壞儀器［6］。該井水平段后期為了應用水力振蕩器。采用中天啟明生產的懸掛式MWD進行隨鉆測量，下鉆至5 100m測試儀器，當排量小于15L／s時，該型號隨鉆測量儀器不工作，當排量達15L／s時，泵壓已達29．5MPa，隨鉆測量儀器才能正常工作。由于該井存在井漏現象，水平段鉆進過程中排量受限，若下鉆到底后，鉆井液排量不能滿足MWD儀器發電機轉速的需要，無法使用，起鉆更換隨鉆測量儀器。

采用APS無線隨鉆測量儀器配合水力振蕩器組合［7］。APS的渦輪發電機可在高達200℃的環境下提供可靠、持續的電源，并根據井眼狀況設置，以配合鉆具組合及井眼尺寸要求的排量。旋轉脈沖發生器通過增加和恢復鉆柱內壓力來產生壓力脈沖信號。旋轉脈沖發生器能咀嚼通過可能卡阻其他脈沖器的堵漏劑材料，適用較寬范圍的鉆井液密度與工況。該井從6 069m開始鉆進，泵沖65沖／min，排量12L／s，泵壓24．5～25．5 MPa，扭矩13～15kN·m，無線隨鉆儀器工作正常。該趟鉆施工進尺346m，平均機械鉆速7．44m／h。

2．3．3 水力振蕩器的應用分析

長水平段存在摩擦阻力大，滑動鉆進工具面調整困難，水力振蕩器可通過水力的作用產生沿鉆桿軸線方向上的振動，將靜摩擦阻力轉變為動摩擦阻力，摩擦阻力就大大降低，可以有效地減少因井眼軌跡而產生的鉆具托壓現象，保證有效的鉆壓，且不影響MWD儀器、螺桿鉆具的使用［8］，另一方面水力振蕩器產生軸向高頻振動，對鉆頭形成類似于沖擊鉆井的效果，也有利于提高機械鉆速。

該井鉆至6 069m，為了提高滑動施工效率，水平段鉆具組合中應用了水力振蕩器。根據水力振蕩器安裝原則，在鉆具組合中距離鉆頭位置的已鉆水平段長度的1／3處安裝，即該趟鉆中水力振蕩器距離鉆頭位置720m。在不同排量的情況下，在井口對水力振蕩器進行壓力測試（表1）。下鉆到底后，泵沖65沖／min，泵壓23．0MPa，加壓至40～60kN，泵壓24．5～25．2MPa（未使用水力振蕩器時，泵沖65沖／min，泵壓是23～25MPa）。復合鉆進至井深6105m，進尺36 m后需要調整軌跡進行滑動鉆進，但活動鉆具上提摩擦阻力18t，下放28～40t，經過多次劃眼后，下放摩擦阻力依然較高，在20～30t（圖2），調整工具面依然困難，滑動鉆進效果差。進行多次嘗試后，工具面依然調整困難。通過調整泵沖，改變排量，鉆進至6 415 m，鵝頸管刺漏起鉆。起出水力振蕩器后井口測試，工具不工作，振動短節不振動，而且振動短節振動處有膠皮露出，這可能導致其在使用進尺36m后，不能起到傳遞鉆壓和振動效果的原因（圖5）。

表1 水力振蕩器井口測試壓降情況表

圖5 水力振蕩器出井照片

3 鉆井液體系

該井215．9mm井段采用無土相復合鹽鉆井液體系，通過加入無機鹽和有機鹽提高體系抑制性［9］。在井斜角30°、45°、60°時需調整控制鉆井液的密度；通過增加陽離子乳化瀝青粉和細目碳酸鈣的含量，提高封堵性來降低地層的坍塌壓力；嚴格控制鉆井液的濾失量，要求API濾失量控制在2mL以內，該體系抑制性強、固相含量比較低（表2），性能穩定，有效提高機械鉆速［10］。

為了水平段鉆進過程中降低摩阻及扭矩，控制井眼軌跡在最有效的儲層中穿越，在第三次開鉆的152．4mm水平段采用強封堵油基鉆井液（CQ—SCO）。蘇里格區塊水平井采用無土相復合鹽鉆井液體系，由于水平段鉆遇泥巖概率大，為了平衡地層壓力，主要通過提高鉆井液密度平衡地層應力，但是蘇5區塊地層承壓能力低，密度提至1．30g／cm3時，漏失量增大。油基鉆井液通過強化封堵為基礎，控制低剪切速率下的流變性等（表2），有效解決了超長水平段井壁穩定性差、井眼清潔難度大及摩阻大能難題，確保了長水平段的順利施工。

4 鉆頭優選

該井第二次開鉆的241．3mm＋215．9mm井眼全部采用PDC鉆頭，直井段穿越多個層位，劉家溝組以上地層平均巖石可鉆性為3級，且波動范圍較小，相對均質；劉家溝組以下井段鉆遇地層富含礫砂巖、含礫中粗粒石英砂巖，平均研磨性指數為6［11］。地層軟硬交錯比較嚴重，巖石可鉆性及抗壓強度波動范圍較大。根據地層巖性，優選不同的鉆頭型號，有效地提高了鉆井速度（表3）。

表2 大斜度井段與水平井段的鉆井液性能表

表3 鉆頭使用情況表

5 177．8mm套管漂浮下入技術

5．1 允許最大下套管速度

177．8mm套管本體入井允許鉆井液上返速度取鉆桿本體處的環空上返速度，該井在215．9mm井眼鉆進時，排量為33L／s時，井內無漏失現象，計算允許上返速度為：1．19m／s。下套管速度以鉆進時鉆井液上返速度為依據計算［12］，裸眼井段內套管下放速度為0．568m／s，每根套管長度按11．0m計算，考慮下套管時的激動壓力等因素影響，附加安全系數1．5，套管下放時間T＝11／0．568×1．5＝29s。裸眼內斜井段和水平段每根套管的純下放時間應控制在29s以上。

5．2 模擬套管剛度通井

該井215．9mm井眼水平段長1 200m，首次將177．8mm 套管下入長1200m 的215．9mm 井眼內，選用剛度大于177．8mm套管剛度的通井鉆具組合進行通井［13－14］，實施通井鉆具組合：215．9 mm牙輪鉆頭＋210mm扶正器＋165mm鉆鋌×2根＋210mm扶正器＋127mm加重鉆桿×15根＋127mm鉆桿×180根＋127mm加重鉆桿×34根＋127mm鉆桿，計算鉆鋌與套管的剛度比（m）為：

式中D鉆鋌為鉆鋌外徑，mm；d鉆鋌為鉆鋌內徑，mm；D套管為套管外徑，mm；d套管為套管內徑，mm。

計算結果表明，套管剛度比鉆鋌小，可確保套管下至預定位置。

5．3 漂浮接箍的應用

為了順利將177．8mm套管下入長1 200m的215．9mm井眼內，在套管串中應用了漂浮接箍（圖6）。漂浮接箍上部的套管柱灌入鉆井液，下部的套管內部充滿空氣（沒有鉆井液），漂浮接箍下部套管入井后受到鉆井液的浮力作用降低了井壁對套管柱的摩擦阻力；而漂浮接箍上部的套管內灌有鉆井液會增加套管柱的重量，確保套管順利入井。下到預定深度后向套管內加壓，直到打開滑套向下移動讓鉆井液與空氣進行交換。當流動穩定后，整個套管柱內都充滿了鉆井液投入下膠塞，注入水泥漿，浮鞋盲板打開。當下膠塞坐定在滑套上后，剪斷銷釘，水泥漿就把下膠塞和漂浮接箍的兩個滑套一起下推向下部的浮箍下膠塞和兩個滑套坐定在浮箍上，并與浮箍密封。下膠塞破裂，水泥漿通過浮鞋泵出，頂替上膠塞，并與浮箍處的下膠塞和漂浮接箍組件形成密封，確保固井質量。

圖6 漂浮接箍剖面圖

該井順利后按設計要求接177．8mm套管串，下部套管不灌鉆井液，下入131根套管后接漂浮接箍，漂浮接箍安裝在套管串中井深3 393m處（井斜60°左右）。剩下的套管在下入過程中每30根灌滿鉆井液，并按設計安裝扶正器。177．8mm套管下至井深4 845．4m，按照要求對地面管線和設備試壓達到28 MPa。固井先注隔離液30m3，然后注水泥漿55m3（密度1．89g／cm3）。替漿67．1m3（設計替漿94．9 m3）頂替，憋壓20MPa候凝。

6 結論與建議

1）長水平段水平井采用單增剖面，斜井段曲率小，井眼軌跡平滑，鉆進過程中摩阻及扭矩小，有利于長水平段施工。

2）該井采用特殊井身結構，先在215．9mm井段鉆進一段水平井段，下套管固井后，再進行152．4 mm水平段鉆進，有效地減少鉆進過程中摩阻及扭矩。

3）長水平段受井眼尺寸的限制，完井方式還需進一步優化。

4）逐步摸索出同一套鉆具組合在水平段不同巖性中得增降斜規律，有助于長水平段井眼軌跡在最有效的儲層中穿越。

5）無土相復合鹽鉆井液體系及強封堵油基鉆井液的應用，有效解決了超長水平段井壁穩定性差、井眼清潔難度大及摩阻大的難題，確保了長水平段的順利施工。

6）長水平段水平井井壁穩定技術、井眼凈化技術、井眼軌跡控制技術、裸眼減摩技術、鉆頭優選等配套技術還需進一步完善。

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