東勝氣田二級井身結構水平井鉆完井關鍵技術

張永清

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450006）

東勝氣田經濟高效開發需求迫切[1]，原來采用三級井身結構的水平井配合裸眼預制管柱分段壓裂投產，生產過程中普遍高產液[2]且完井管柱內非全通徑，為后續采氣及治理作業帶來了較大困難，嚴重影響著水平井的開發效益。二級井身結構水平井套管固井完井可節約部分套管費用、節約中完作業時間，同時可為控水壓裂、產液剖面測試等作業提供便利的工作環境。為此，開展了二級井身結構優化設計，研究形成了以理化復合防漏防塌、高效PDC 鉆頭選型及長裸眼段固井為核心的關鍵技術，保障了東勝氣田二級結構水平井鉆、完井的經濟快速實施。

1 技術難點分析

東勝氣田區內斷裂發育，構造復雜[3]。縱向上自上而下發育第四系志丹群、侏羅系安定組、直羅組、延安組，三疊系延長組、二馬營組、和尚溝組、劉家溝組，二疊系石千峰組、上石盒子組、下石盒子組，鉆遇地層多；平面上主力含氣層位的下石盒子組為沖積平原辮狀河沉積，砂體厚度變化快，非均質性強。東勝氣田二級井身結構水平井鉆完井過程中存在以下難點:

（1）井漏風險大。成像測井資料顯示，劉家溝組底部及石千峰組上部存在天然高角度裂縫及水平層理縫，漏失壓力當量密度為1.10～1.35 g/cm3；下部石千峰組、石盒子組泥巖垮塌壓力當量密度為1.18～1.25 g/cm3，鉆井過程中存在窄負安全密度窗口，劉家溝組易發生失返性漏失及復漏[4]。

（2）井壁易失穩。非目的層石千峰組、上石盒子組發育的裂縫型硬脆性泥巖厚度達120 m 以上；目的層砂泥巖交互、軌跡調整頻繁，泥巖段浸泡時間長，上部劉家溝組地層存在井漏風險，增加了井壁穩定的難度。

（3）鉆頭易失效。志丹群、延長組下部及二馬營組上部發育礫石，下石盒子組砂巖中石英含量達到70%以上，地層研磨性強，鉆頭磨損嚴重[5]。J58P22H 井使用19 只鉆頭，全井平均機械鉆速僅5.62 m/h。

（4）長裸眼段固井難度大。二級結構水平井固井時二開全為裸眼段，長度在3 900 m 以上。長裸眼段摩阻大，若A 靶著陸及水平段軌跡調整，將導致井眼軌跡狗腿度增加、平滑度降低，下套管難度增加。完鉆后為充分攜砂，鉆井液黏切較大，紊流頂替時長裸眼段環空壓耗大，增加了井漏的風險。

2 鉆完井關鍵技術

2.1 井身結構設計

東勝氣田水平井目前主要使用三級井身結構，對二級井身結構優化時應重點考慮以下因素:①增加井眼尺寸，擴大環空間隙，降低循環壓耗，降低人為因素導致漏失的風險[6]；②縮小井眼尺寸，提高井壁穩定性[7]；③擴大井眼尺寸，采用固井完井，降低作業工具下入難度；④若出現嚴重井壁垮塌、大型漏失等復雜情況時，能夠實現A點固井轉變為三級井身結構且能滿足水平段增產改造的需要。綜合以上原則優化設計了二級井身結構（表1）。

表1 水平井井身結構數據

2.2 理化復合防漏防塌

2.2.1 分井斜角密度精細控制

鉆井液密度是維護井壁穩定的重要物理因素之一。二級井身結構水平井鉆進過程中易漏層劉家溝組和易垮塌層石千峰組、石盒子組處于同一裸眼井段，需采用能支撐井壁的最低鉆井液密度以降低漏失風險。

東勝氣田地應力狀態為正斷型（上覆地層壓力＞最大水平主應力＞最小水平主應力），最大水平地應力方向為NE75°。在正斷型應力模式下，井筒沿水平最小地應力方向的井壁最穩定[8]，在井筒延伸方位確定的前提下，井斜角是決定坍塌壓力的重要因素[9]。根據石盒子組泥巖的巖石力學參數及地層應力，采用摩爾庫倫準則，通過大斜度井、水平井的井周應力方程[10]，計算了不同井斜角下的泥巖安全密度窗口。考慮泥巖強度隨水化時間增加而降低的問題，在井段坍塌壓力當量上限的基礎上附加0.05 g/cm3的安全值，將全井段的鉆井液密度控制為1.10～1.25 g/cm3，并根據安全密度窗口變化特征及巖石疲勞破壞特性[11]，分井斜角精細控制（圖1），預防鉆進過程中鉆井液密度大幅變化，以達到同時防漏防塌的效果。

圖1 井斜度與鉆井液當量密度關系

2.2.2 強抑制封堵固壁

成像測井資料顯示，劉家溝組中部至石千峰組中部發育水平層理縫，還發育垂直誘導縫且延展度大，裂縫寬度為1.3～9.4 mm，垂向縫長為5～10 m。石盒子組盒1 段儲層局部發育天然微裂縫，裂縫寬度小于1.0 mm。掃描電鏡資料顯示，石千峰組泥巖中有小于20 μm 的微裂縫。理化性能測試結果表明，黏土礦物中伊蒙混層占比達到69.87%，膨脹率為18%，屬于含微裂縫的硬脆性泥巖。鉆井資料顯示，石千峰組發育一套棕紅色泥巖，造漿能力強，鉆頭在該井段易出現泥包。不同尺度的復雜裂縫及不同屬性的泥巖出現在同一井段，存在窄安全密度窗口，增加了防漏防塌的難度。封堵近井地帶微裂縫，使井壁滲透率趨近于零，可隔斷鉆井液漏失通道，提高井筒完整性。提高鉆井液密度時，為防止濾液大量進入裂縫，導致孔隙壓力增加，降低了井壁的穩定性[12]，造成井壁坍塌[13]；應加強抑制泥巖水化，增加泥巖強度，可降低井壁失穩風險及失穩后劃眼帶來的井漏風險。

進入劉家溝組前50 m，鉆井液中以重量比例3∶2∶2∶2 一次性加入4%的封堵材料，其中超細碳酸鈣3 t（小于5μm 占比70%）、單封2 t、石墨粉2 t、乳化瀝青2 t（或乳化石蠟、磺化瀝青）及少量柔性纖維類材料（改性竹纖維）；鉆穿劉家溝組底界如有滲漏時加入1%～2%的隨鉆堵漏劑。針對石千峰組及石盒子組泥巖，通過K+和NH4+的晶格固定和離子交換作用來抑制泥頁巖水化分散，同時加入聚合醇和0.3%～0.5%的大分子強力包被劑BLZ-1 及1.5%～2.0%瀝青類防塌劑，進一步提高鉆井液抑制能力。這些抑制性材料具有降失水和封堵作用，控制鉆井液API濾失量小于4 mL，高溫高壓濾失量小于12 m3，配合使用180～200 目的振動篩可形成薄而致密的泥餅，整體利于防塌防漏。

2.3 高效PDC 鉆頭優選

東勝氣田儲層礫石發育且石英含量高，鉆頭失效快。通過巖石力學實驗獲得抗壓強度為60～80 MPa[5]，依據地層硬度分級及PDC 鉆頭型號，選擇IADC 碼為M/S322 的密布齒且切削齒為14～24 mm的短冠部金剛石鉆頭。二馬營組以上的直井段含礫層切削齒采用3 mm 布齒間隔、進口復合片，強化鉆頭抗沖擊性、耐磨性及攻擊性；斜井段石英含量高的砂巖層切削齒采用2 mm 布齒間隔、進口復合片，增強鉆頭側切能力和耐磨性，采用50 mm 短冠部結構，滿足定向需要；高含石英及可能存在泥巖的水平段切削齒采用2 mm 布齒間隔、進口復合片及15°后傾角，提高鉆頭攻擊性和壽命，增加減震齒，提高鉆頭穿越夾層能力。不同井段PDC 鉆頭進尺和機械鉆速見表2。

表2 PDC 鉆頭優化選型

2.4 長裸眼段固井技術

2.4.1 下套管作業 二級井身結構水平井裸眼段長且摩阻大，儲層非均質性強，在A 靶著陸時可能出現軌跡調整，導致井眼曲率較大，進一步加劇下套管的難度。因此，要求最大井眼曲率不超過8°/30 m；下套管前對小井眼段和遇阻井段劃眼、洗井，做到起下鉆無阻卡；調整好泥漿性能，完井液密度不超過1.25 g/cm3，黏度小于50 mPa·s，初終切比小于0.5；最后一次通井時在大斜度井段泥漿中加入2%的塑料小球及液體潤滑劑。下套管時在浮鞋段連續加放3 個彈性扶正器，減小前部套管摩阻；采用力學軟件模擬下套管過程，確定套管受壓位置，在受壓段下套管時平穩操作；中途循環2～3 次并活動套管防治黏卡，套管下至井底循環時緩慢開泵，降低井漏風險。

2.4.2 固井作業 固井工藝采用一次注水泥雙凝水泥漿體系全井封固近平衡固井工藝，通過調整各段水泥漿的封固和合適的水泥漿密度來實現“壓穩防漏近平衡”固井。領漿（1.30 g/cm3）返至井口，尾漿（1.90 g/cm3）返至氣層以上300 m，固井替漿采用紊流+塞流復合頂替工藝，壓塞結束后，大泵開始頂替時采用紊流頂替，紊流接觸時間大于7 min。當井口壓力大于8 MPa 時，降低排量塞留頂替，在壓穩防漏的同時減少儲層傷害，水泥漿性能參數設計見表3。

3 現場應用

J66P18H 井位于東勝氣田北部，是錦66 井區試驗的第一口有導眼的二級井身結構水平井，目的層為盒2 段。通過實施井身結構優化、理化復合防漏、高效PDC 鉆頭優選、長裸眼段固井等關鍵技術，完鉆井深3 307 m、全井進尺3 705 m、水平段長700 m，全井未發生漏塌。每個井段僅使用一只PDC 鉆頭，固井水泥漿順利返出地面且固井質量優質，鉆井周期26.75 d，平均機械鉆速14 m/h。

表3 水泥漿性能

在J66P18H 井試驗成功的基礎上，將該技術推廣應用到東勝氣田南部5 口井，5 口井施工過程中均未出現井壁失穩和井漏等嚴重復雜情況，測井、固井作業順利，平均單井使用鉆頭7 只，與優化前相比單井使用鉆頭減少5 只。平均鉆井周期44.15 d，平均機械鉆速10.70 m/h，與同期的三級井身結構水平井相比鉆井周期縮短34.98 d；機械鉆速提高1.78 m/h（表4）。

以單井5 000 m 進尺計算，僅進尺費用及套管費用就可節約35.7 萬元。此外，φ1 397 mm 套管固井完井提供了較大的內通徑，有利于后期采收率的提高。

表4 二級井深結構與同期三級井深結構水平井鉆井指標情況

4 結論

（1）以井身結構優化、理化復合防漏防塌、高效PDC 鉆頭選型、長裸眼段固井等為核心的二級井身結構水平井關鍵技術可支撐東勝氣田鉆完井大幅提速提效。

（2）窄安全密度窗口下，應用理化復合防漏防塌方法，可取得較好效果。二級井身結構水平井在東勝氣田應用經濟效益良好，具有較高的推廣應用價值。