蘇里格氣田水平井快速鉆井技術

周文軍 歐陽勇 黃占盈 吳學升 王俊發

1．中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院 2．“低滲透油氣田勘探開發”國家工程實驗室3．中國石油長慶油田公司工程監督處

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是我國陸上最大的整裝氣田，同時也是致密砂巖氣藏的典型代表。主力氣層埋深3 300～3 500m，大量數據表明，該氣田是典型的低滲透（0．06～2mD）、低壓力（壓力系數0．87）、低豐度［（1．1～2）×108m3／km2］氣田，其“三低”特征決定了氣田單井的低產現狀。地層可鉆性較差、巖性致密導致蘇里格開發初期機械鉆速低、鉆井周期長、開發成本高，根據評價投入產出結果，蘇里格氣田不能實現經濟有效開發［1－3］。為提高鉆井速度，降低開發成本，解決氣田規模效益開發難題，2008年開始，中國石油長慶油田公司科研人員轉變思路，針對制約鉆井速度的一系列瓶頸技術展開攻關，推進了主體開發方式由直井到水平井的轉變［3－4］，平均井深突破4 500m，走出了一條低成本水平井快速鉆井的新路子，實現了蘇里格氣田的整體效益開發［5－6］。

1 水平井鉆井難點分析

1．1 機械鉆速低

蘇里格氣田屬于非均質性極強的致密巖性氣田，儲層深度達3 500m，鉆遇地層中的白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系等地層硬度高、可鉆性差，其中紙坊組—石千峰組為含礫石夾層砂巖，鉆時極慢，直井段平均機械鉆速5．37m／h，斜井段復合鉆進平均機械鉆速1．01m／h，滑動鉆進平均機械鉆速0．35m／h。鉆進時蹩跳嚴重，往往造成PDC鉆頭切削齒崩裂、肩部齒脫落、保徑嚴重磨損等早期損壞（圖1）。

圖1 PDC鉆頭損壞照片

1．2 軌跡控制難度大

蘇里格氣田實鉆資料顯示，在橫向甩開幾百米甚至幾十米的情況下，儲層垂深會發生很大的變化，含氣砂體厚度分布不均，發育不穩定，有時會出現砂體變薄、儲層上傾或下傾、甚至尖滅。在斜井段（著陸）入窗及水平段鉆進過程中，需要頻繁調整井眼軌跡，軌跡控制難度大，造成水平段長度短、砂體有效鉆遇率低。

1．3 鉆頭泥包嚴重

斜井段鉆遇二疊系中的石千峰組、石盒子組多為黏性很強的泥巖，極易黏附在PDC鉆頭上，堵塞噴嘴，形成泥包（圖2），造成機械鉆速大幅度降低、泵壓升高、甚至鉆頭長時間無進尺。

圖2 PDC鉆頭泥包照片

1．4 井壁泥巖坍塌

蘇里格氣田鉆遇地層直羅組、延安組、延長組、石千峰組、石盒子組都存在大量泥巖夾層，其中石千峰組、石盒子組地層的大段泥巖水化力極強，易出現吸水膨脹，造成井壁失穩、垮塌、掉塊等現象［7］，從而導致后期下套管、固井施工困難。如蘇平14－1X－3H井因為斜井段井壁坍塌，套管無法下入井底被迫填井側鉆。

2 水平井快速鉆井技術

2．1 水平井井身結構優化

針對蘇里格氣田地層巖心可鉆性分析，并對不同鉆頭尺寸模擬水平井鉆進參數時的機械破巖能力進行對比，由表1可以看出，215．9mm鉆頭在一定條件下，破巖能力最強。斜井段優化為215．9mm井眼可大幅提高機械鉆速。

針對蘇里格氣田水平井311．2mm鉆頭機械鉆速低、203mm螺桿造斜率小、斜井段施工周期長、井壁穩定性差等難題，通過理論研究和現場試驗，并參考井身結構設計方法［8］中套管與井眼之間環空的合理間隙［9］，優化形成蘇里格氣田水平井的273．1mm×177．8mm×裸眼的主體井身結構（圖3），表層井眼尺寸由444．5mm優化為346．1mm，第二次開鉆使用尺寸241．3mm的鉆頭鉆至造斜點，取消了導眼段，斜井段再采用215．9mm鉆頭鉆至入窗點，下入177．8mm技術套管，水平段優化為152．4mm井眼。

表1 不同鉆頭尺寸鉆進破巖能力對比表

圖3 蘇里格氣田水平井主體井身結構優化圖

2．2 PDC鉆頭個性化設計

2．2．1 斜井段PDC鉆頭設計

根據蘇里格氣田多硬夾層地層的特點，215．9 mm的PDC鉆頭采用等磨損原則和等切削原則相結合的方法進行設計，在基本輪廓理論曲線方程進行擬合的基礎上，結合鉆頭設計經驗和使用鉆頭類比［10－11］，確定鉆頭為淺內錐、短外錐、拋物線形鉆頭肩部外形（圖4）。

圖4 斜井段PDC鉆頭結構優化圖

對其模擬定向鉆進有限元力學分析表明，在一定的鉆壓下，短外錐的PDC鉆頭受力均勻，拋物線形鉆頭肩部外形的連續性過渡可消除集中點載荷，這更有利于PDC鉆頭的穩定性。外錐短拋物線可以減小鉆頭與井壁的接觸面積，從而減小鉆頭與井壁之間的摩擦力，減輕鉆頭與井壁摩擦導致的鉆頭渦動，提高了鉆頭定向反應靈敏度。攻擊型布齒設計既保證鉆頭能吃入硬夾層，且鉆頭鉆出硬夾層時切削齒不損壞。此外，增加鉆頭鼻部至保徑部分切削齒的投影密度，有利于保護切削齒，增強鉆頭穿硬夾層的能力和加強保徑的能力。在斜井段施工過程中，這種結構的PDC鉆頭在較小的鉆壓下就能獲得比常規PDC鉆頭更高的鉆速，同時由于扭矩較小，鉆頭穩定性強，工具面更加穩定，使斜井段平均機械鉆速、單只鉆頭進尺與壽命大幅提高。

2．2．2 水平井段PDC鉆頭設計

蘇里格氣田水平井儲層位于上古生界二疊系中統石盒子組，該層上部以雜色、灰色泥巖夾灰綠色砂巖為主，下部以灰白色砂巖夾深灰色泥巖為主。水平井段鉆進時，PDC鉆頭經常出現崩齒、失去保徑、偏磨、泥包、定向能力差等問題，嚴重制約了水平井段施工效率與水平井段實鉆長度。

經過對蘇里格氣田巖石可鉆性、鉆頭破碎規律進行分析，并結合巖心、測井等資料，針對硬夾層設計了雙重保護切削結構，減小鉆頭震動，提高鉆頭抗沖擊能力及耐磨性［12］。根據鉆頭水平井段鉆進時水平射流流體流動場，調整鉆頭噴嘴的方位角和噴射角度，增加鉆頭排屑槽面積，降低水力能量對切削齒和刀翼體的沖蝕。此外，根據水平井段施工穩斜的需要，設計了短徑螺旋保徑5刀翼結構，減小PDC鉆頭反扭矩，提高鉆頭定向和穩斜能力［13］（圖5）。

圖5 水平井段PDC鉆頭優化設計結構圖

2．3 井眼軌跡控制技術

2．3．1 剖面優化設計技術

蘇里格碎屑巖地層巖性變化大，縱向上存在目標層提前或推后，橫向上巖性變化快。為實現最短施工時間、最低成本消耗，斜井段以井斜約85°穩斜鉆進至目標層頂部最為理想。若儲層提前，當增斜至90°時，進入靶區儲層僅2～3m；若儲層推后，可繼續穩斜快速向下追蹤。因此，蘇里格氣田根據該區塊最優造斜率5°／30m～6°／30m 與斜井段復合鉆進比例最大靶前距500m進行研究，優化形成了“上急下緩、直增穩增”的雙增剖面設計，使軌跡控制始終占據主動，確保準確入窗，復合鉆進井段達70%。

2．3．2 實鉆軌跡控制技術

蘇里格氣田儲層含氣砂體薄，傾角變化大，LWD測點監測儲層信息滯后于鉆頭位置，實鉆過程中井眼軌跡調整頻繁，砂體有效鉆遇率低。為提高氣層有效鉆遇率，提高鉆井速度，針對軌跡控制難題，通過鉆具力學分析與儲集砂體走向評價，改變了以往的鉆具組合，實施近鉆頭測量［14］，形成了“精確監控、緩慢糾偏、斜有余地、穩斜探頂”的軌跡控制技術。該項技術能夠及時掌握實鉆軌跡，并根據地質提示提前做出調整，避免軌跡大幅度變化，降低了軌跡控制難度，提高了砂體有效鉆遇率，縮短了鉆井周期。2010年該技術在蘇6－1A－4HX井應用，實現了砂層鉆遇率85．6%，氣層（含氣層）鉆遇率67．6%的突破（圖6）。2011年該技術在蘇里格氣田實現規模應用，先后鉆井163口，平均砂巖鉆遇率81．4%，氣層（含氣層）鉆遇率65．5%。

2．4 鉆井液技術

2．4．1 斜井段鉆井液體系

通過對“石千峰組、石盒子組”地層坍塌機理研究，從強化封堵、抑制膨脹和力學平衡三方面進行攻關，研制出CQSP－X強抑制無土相復合鹽鉆井液體系。體系配 方 為：1．5%SFT－1＋1%SMP－2＋0．3%CMC（PAC）＋0．5%HL－60＋0．2%NaOH＋0．5%CMS＋4%～5%QS－4＋10%～15%KCl＋10%WT－1。其主要性能與三磺鉆井液體系對比如表2所示。可以看出，體系防塌能力強、潤滑防卡性能好、低剪切速率下攜屑能力強。

復合鹽鉆井液體系2011年開始在水平井全面推廣，累計應用約100口井，平均縮短斜井段施工周期7～10d。有效抑制了石千峰組、石盒子組的坍塌，克服了PDC鉆頭泥包、黏卡等施工難題，攜帶出的巖屑棱角分明、形狀規整、無吸水膨脹，如圖7所示。

2．4．2 水平井段鉆井液體系

圖6 蘇6－1A－4HX井實鉆井眼軌跡剖面圖

表2 優化鉆井液前后性能對比評價表

圖7 復合鹽鉆井液體系攜帶出的巖屑圖

在儲層傷害評價的基礎上，對水平井段鉆（完）井液體系從封堵微裂縫、減少濾液侵入，擴大鉆井液密度窗口的下限（降低坍塌壓力）3個方面攻關試驗，優化形成了適合于蘇里格水平井段的無土相暫堵鉆（完）井液體系。體系配方為：1．0% ～1．5%G314－FDJ＋7%KCL＋5%NaCOOH＋1%G301－SJS＋1．5%G302－SZD＋0．3%XCD＋0．3%PAC－H＋0．5%PAC－L＋0．3%KPAM＋NaCl適量＋NaOH 適量［15］。鉆井液體系具有抑制性強（一次回收率達到94%，二次回收率82．6%）、潤滑性高、抗溫可達120℃、可加重到1．40g／mL、性能穩定性好、屏蔽暫堵效果好（封堵率超過99%），具備“快速”“高效”等特點。

該體系2011年開始在水平井規模推廣，現場應用累計超過80井次，平均縮短水平井段施工周期5～8d，應用效果表明，無土相暫堵鉆（完）井液體系潤滑防卡性能好、低剪切速率下攜屑能力強，返出泥巖巖屑內部呈干態，表明抑制性良好，未出現吸水膨脹現象（圖8）。

圖8 水平井段返出泥巖巖屑內部狀況圖

3 應用情況

2010—2012年底，以井身結構優化、PDC鉆頭設計、井眼軌跡控制、復合鹽鉆井液體系等技術集成配套的水平井快速鉆井技術在蘇里格氣田水平井規模推廣應用約240口，平均鉆井周期由2010年以前的90．2d縮短至67．1d，井下復雜引起的非生產時間較應用前降低了27．5%，鉆井成本下降了1／3，平均砂層鉆遇率達到了81%，取得了顯著的技術經濟效益。2013年該技術在長慶氣田水平井全面推廣，成為鄂爾多斯盆地快速高效開發的主體技術之一。

4 結論

1）攻關形成了以井身結構優化、PDC鉆頭設計、井眼軌跡優化與控制、復合鹽鉆井液體系等為核心的水平井快速鉆井配套技術，基本解決了蘇里格氣田水平井鉆井難點。

2）水平井快速鉆井配套技術有效提高了機械鉆速，大幅度降低了鉆井成本，使蘇里格氣田走出了一條低成本快速鉆水平井的新路子，實現了蘇里格氣田整體效益開發，2013年在長慶氣田水平井全面推廣，成為鄂爾多斯盆地天然氣快速高效開發的主體技術之一。

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