新疆吉木薩爾頁巖油超長水平段水平井鉆井關鍵技術

陳海宇，王新東，林 晶，陳 濤，李 輝，范 琳

（中國石油集團西部鉆探工程有限公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依 834000）

新疆吉木薩爾國家級陸相頁巖油示范區(qū)建立后，新疆油田對頁巖油的勘探和開發(fā)力度持續(xù)加大，水平井水平段的長度由初期的1 000～1 500 m逐漸增長到2 000 m 左右。其中，部署在吉木薩爾頁巖油示范區(qū)東南部的JHW00421 井、JHW00422 井和JHW00423 井是水平井，設計水平段長度達到了3 000～3 500 m。根據前期鉆井實踐，水平井的水平段長度超過2 000 m 后，井眼失穩(wěn)和摩阻過大問題凸顯，鉆井難度大幅增加，原有技術已無法保障水平井鉆井安全。水平段長度超過3 000 m，鉆井難度進一步增大。為此，進行了井身結構優(yōu)化、雙二維井眼軌道設計、根據井眼清潔情況確定鉆井參數等降摩減阻技術研究，并在室內優(yōu)化配制了抑制性強、穩(wěn)定性好、潤滑性強的油基鉆井液，研究形成了新疆頁巖油超長水平段水平井鉆井關鍵技術，現場應用后效果良好，水平段延伸能力強，滿足優(yōu)快鉆井完井需求，具有推廣應用價值。

1 超長水平段水平井鉆井技術難點

JHW00421 井、JHW00422 井和JHW00423 井的設計井深超過5 800 m，水平段長度超過3 000 m，目的層為蘆草溝組，屬于強塑性薄層理狀泥頁巖地層，可鉆性差，井眼失穩(wěn)嚴重，且微裂縫發(fā)育，導致井漏頻發(fā)，給鉆井帶來很大安全風險。分析認為，在超3 000 m水平段鉆井主要存在以下技術難點。

1.1 水平段摩阻大，延伸能力有限

水平段摩阻過大會造成鉆具托壓，甚至發(fā)生屈曲。為避免卡鉆風險，鉆進中需頻繁通井劃眼，并改善鉆井液性能以提高潤滑能力。但這些技術措施降摩效果有限，如J10016H 井頻繁通井后形成了臺階面，無法處理而提前完鉆；J10028H 井也因相同原因導致套管剩余317 m，未下至設計井深。另外，改善鉆井液性能無法完全抑制頁巖水化膨脹，水平段易形成“糖葫蘆”井眼，給鉆井安全帶來威脅。結合現場實測摩阻，利用軟件計算不同長度水平段的延伸能力，得到在水基鉆井液條件下頁巖油水平井水平段最大延伸能力為2 200 m 左右（見表1），與之前新疆頁巖油井區(qū)采用水基鉆井液成功實施的最長水平段為2 256 m（J10057H 井）相吻合。

表1 不同摩阻系數條件下的水平段延伸能力統(tǒng)計結果Table 1 Statistics of horizontal section extension capacity under different friction coefficient conditions

1.2 頁巖水化分散作用明顯，水平段井眼失穩(wěn)嚴重

分析相關文獻發(fā)現，引起泥頁巖井眼失穩(wěn)的原因主要有以下3 方面[1-4]：1）水平段發(fā)生井漏后，鉆井液靜液柱壓力降低，難以支撐力學不穩(wěn)定地層，導致井壁垮塌；2）鉆井液靜液柱壓力高于地層孔隙壓力時，驅使鉆井液進入泥頁巖孔隙，產生壓力穿透效應，使井眼附近的泥頁巖含水量增大，孔隙壓力升高，泥頁巖強度降低，導致井眼失穩(wěn)；3）頁巖遇水后產生分散作用，破壞泥巖內部結構，使其強度降低，導致井眼失穩(wěn)。

吉木薩爾頁巖油示范區(qū)的水平井普遍使用鉀鈣基聚胺有機鹽鉆井液，加入0.5%～0.7%MAN104、7.0%KCl、8.0%～12.0%有機鹽和胺基抑制劑，以增強鉆井液的包被抑制性；加入0.5%～0.7%MAN101和0.5%復配銨鹽，降低鉆井液的濾失量；加入陽離子乳化瀝青和白瀝青（天然瀝青），以增強鉆井液的封堵防塌能力；加入WRF-9（LS-1 或聚合醇）、固體潤滑劑和液體潤滑劑，以增強鉆井液的潤滑性能；加入XC，以增強鉆井液的攜巖能力。由于蘆草溝組微裂縫發(fā)育，鉆井液密度過高或過低均可能導致井下出現復雜情況。鉆井液密度和鉆井參數可以人為調節(jié)，通過多次試驗可以找到一個合適的值，能夠實現井底壓力的動態(tài)平衡，降低井漏和垮塌風險。根據多口井的試驗結果得知，水平段鉆井液密度為1.58～1.60 kg/L 時，能最大程度地降低出現復雜情況的可能性，但無法完全避免頁巖的水化分散，部分井的水平段在該密度窗口下井眼仍然失穩(wěn)。為此，利用 DMA-3C 衍射儀等分析目的層蘆草溝組巖石的成分，發(fā)現蘆草溝組巖石的主要成分為黏土、石英石和斜長石（見表2），符合泥頁巖巖性特征。

表2 蘆草溝組巖石成分分析結果Table 2 Analysis results of rock composition of Lucaogou Formation

由2019 年吉木薩爾頁巖油示范區(qū)三開水平井1 500～2 000 m 水平段實鉆情況統(tǒng)計結果（見表3）可以看出：鉆進水平段過程中多次發(fā)生因井眼失穩(wěn)造成垮塌導致的憋泵甚至蹩停頂驅問題；使用水基鉆井液鉆進水平段，發(fā)生嚴重坍塌導致卡鉆的平均周期為21 d，無法滿足3 000～3 500 m 長水平段安全鉆進的需求。

表3 2019 年新疆頁巖油井區(qū)三開水平井水平段卡鉆情況統(tǒng)計結果Table 3 Statistics of stuck in the third horizontal section of the horizontal wells in the shale oil well area in Xinjiang in 2019

綜合以上分析可知，吉木薩爾巖油示范區(qū)水平井長3 000～3 500 m 水平段要實現安全鉆進的目標，應解決鉆井摩阻過大和頁巖水化分散作用2 個關鍵問題。

2 鉆井關鍵技術

為降低鉆井摩阻、減小頁巖水化分散作用，借鑒四川頁巖氣開發(fā)中的油基鉆井液使用經驗，從優(yōu)化鉆井液性能、設計井眼軌道、提高井眼清潔能力入手，研究了超長水平段減摩降阻技術[5-12]。同時，為縮短水平段井壁浸泡時間，通過室內試驗優(yōu)選了油基鉆井液配方，優(yōu)化了井身結構、采用了旋轉導向鉆井方式、優(yōu)化了鉆井液密度和鉆井參數，以降低井底當量循環(huán)密度，形成了超長水平段水平井安全快速鉆井技術。

2.1 超長水平段減摩降阻技術

2.1.1 采用潤滑性更好的油基鉆井液

目前采用鉀鈣基聚胺有機鹽鉆井液，因井眼光滑程度、潤滑劑含量和種類不同，平均摩阻系數不盡相同，但大概在0.37～0.42，理論計算得可用最長水平段長度僅2 200 m 左右，顯然無法滿足長度超3 000 m 水平段減摩降阻的要求。

油基鉆井液的主要成分是白油，白油具有很好的潤滑性，能降低水平段中鉆井時的摩阻。因此，考慮采用油基鉆井液鉆進超長水平段。而且，之前在四川長寧—威遠頁巖氣井區(qū)已經采用油基鉆井液成功鉆進2 500 m 長水平段，現場實測摩阻系數為0.15～0.20，水平段最大摩阻180 kN。由軟件模擬計算結果可知，油基鉆井液摩阻系數小于0.25 時，可以滿足3 500 m 長水平段鉆進要求。可見，采用高性能油基鉆井液即能滿足超長水平段鉆進要求。

2.1.2 采用雙二維井眼軌道

雙二維水平井井眼軌道的特征是有2 個相交鉛垂面，第1 鉛垂面采用“直—增—穩(wěn)—降—穩(wěn)”剖面；以井斜角小于10°進入第2 鉛垂面后，按“增—穩(wěn)—增”進入水平段[13]。由于2 個鉛垂面只有井斜角有明顯變化，方位角變化較小，井眼軌跡控制難度比常規(guī)扭方位水平井低很多，摩阻和扭矩均較低，因而可避免鉆具屈曲情況的發(fā)生。

以新疆頁巖油區(qū)JHW00423 井為例（見圖1）進行分析，對于常規(guī)三維井眼軌道，下鉆過程中2 300～3 000 m 井段（扭方位井段）存在鉆具屈曲可能，而雙二維井眼軌道減少了大幅度扭方位作業(yè)，下鉆過程中可避免鉆具屈曲，能保障鉆具安全。

圖1 不同井眼軌道條件下JHW00423 井的鉆具屈曲分析結果Fig.1 Buckling analysis results of drilling tool under different borehole trajectory conditions

2.1.3 根據井眼清潔情況確定鉆井參數

在長水平段，由于鉆井液的流動方向是水平的，同時巖屑受重力影響向下移動，其巖屑運移方式是以傳輸帶方式進行的。井筒高邊的高速流體起到傳輸帶作用，將巖屑運移出井時，巖屑總是在重力作用下移動一段距離然后沉降到低邊（低流速區(qū)）；巖屑沉降過程中的水平運移距離（傳輸帶距離）受井斜角、排量、轉速和鉆井液流變性的影響。其中，影響井筒清潔的可控因素主要為排量、轉速、鉆井液流變性。

1）排量優(yōu)選。水平段井底沉砂會導致摩阻大幅度增加，開展井眼清潔技術有利于降低水平段沉砂現象。理論研究與現場實踐表明，井眼直徑是影響井眼清潔效果的重要因素[8-12]。井徑擴大率不同，對鉆井參數尤其是排量的要求也不同。根據前期統(tǒng)計資料，吉木薩爾頁巖油水平段的平均井徑擴大率約為10%。以JHW00423 為例，利用Landmark 軟件計算井眼清潔最小排量。該井設計完鉆井深5 731.65 m，設計水平段長3 000 m，使用密度1.55 kg/L 的鉆井液，計算出φ215.9 mm 井眼井徑擴大率為10%時，滿足水平段井眼清潔要求的最小排量為1.85 m3/min（見圖2）。

圖2 最小排量與井深的關系（井徑擴大率10%）Fig.2 Relationship between minimum flow rate and well depth (10% hole enlargement rate)

2）轉速優(yōu)選。軟件模擬表明，轉盤轉速達到60 r/min后，繼續(xù)增加轉速，對井眼清潔效果基本無影響。

3）鉆井液流變性控制。鉆井液靜切力保持在2～7/4～12 Pa，鉆井液攜巖性能強，可減弱巖屑成床的程度，為巖屑及時輸送創(chuàng)造條件；鉆井液動切力大于9 Pa時，對巖屑顆粒的拖曳作用力大，可為巖屑床面顆粒的啟動和攜帶創(chuàng)造有利條件。

2.2 超長水平段水平井安全快速鉆井技術

2.2.1 井身結構優(yōu)化

JHW00421 井、JHW00422 井和JHW00423 井優(yōu)化設計為三開井身結構，如圖3 所示。表層套管下至500 m；技術套管下至入靶點，封隔八道灣組—梧桐溝組復雜地層；采用較低密度鉆井液鉆開油氣層，實現水平段專打，縮短三開井段的鉆井周期和井壁浸泡時間，提高井壁穩(wěn)定性。

圖3 原水平井井身結構和優(yōu)化后的水平井井身結構Fig.3 Casing programs of original and optimized horizontal wells

2.2.2 確定油基鉆井液配方

井壁延遲坍塌機理分析結果表明[2]，泥頁巖受流-力-化多場耦合共同作用導致了井眼失穩(wěn)，鉆井液保持較低的水活度、較高的黏度和較高的膜效率是解決泥頁巖井眼失穩(wěn)的關鍵。油基鉆井液的主要成分是柴油或白油，束縛自由水的能力強，水活度低，能最大程度地抑制頁巖的水化分散，具有水基鉆井液不可比擬的優(yōu)勢。吉木薩爾頁巖油示范區(qū)之前未使用過油基鉆井液，因此，針對吉木薩爾頁巖油示范區(qū)水平井超3 000 m 長水平段的鉆進需求，通過室內試驗優(yōu)選出主乳化劑Z-RHJ、輔乳化劑F-RHJ、潤濕劑RHJ-1、降濾失劑JLSJ-1 和有機土YJT-1，并研究確定了白油基油包水鉆井液配方：白油+30.0%CaCl2水溶液+3.0%主乳化劑Z-RHJ+2.5%輔乳化劑F-RHJ+1.0%潤濕劑RSJ-1+3.0%有機土YJT-1+3.0%降濾失劑JLSJ-1+1.5%氧化鈣+1.0%增黏劑+3.0%天然瀝青+重晶石粉，白油與30.0%CaCl2水溶液的體積比為85∶15。

采用上述配方配制密度1.56 kg/L 的白油基油包水鉆井液，測定其老化前后的基本性能，結果見表4。

表4 白油基油包水鉆井液的基本性能Table 4 Basic properties of white oil-based water-in-oil drilling fluid

由表4 可知，老化前后鉆井液性能變化不大，破乳電壓高達780 V 以上，高溫高壓濾失量僅2.4 mL，說明高溫穩(wěn)定性良好。

白油基油包水鉆井液分別加入8.0% 淡水、5.0%質量分數為4.0% NaCl 溶液和10.0%評價土，測定其高溫老化前后的性能，結果表明，白油基油包水鉆井液的抗污染性能良好。測定頁屑白油基油包水鉆井液中的回收率，結果為一次回收率98.9%，二次回收率97.5%，遠高于常規(guī)鉀鈣基聚合物鉆井液中的回收率（取同地層巖屑，一次回收率為83.2%，二次回收率為75.6%），表明白油基油包水鉆井液的抑制性能強。

上述性能評價結果表明，該白油基油包水鉆井液抑制性強、高溫穩(wěn)定性好、抗污染能力強、高溫高壓濾失量低，可有效防止井壁坍塌和井眼縮徑，確保水平井長水平段的安全快速鉆進[3]。

2.2.3 采用旋轉導向鉆具提速

吉木薩爾頁巖油示范區(qū)超3 000 m 水平段鉆遇地層屬于強塑性地層。在該地層進行了螺桿鉆具、螺桿鉆具+水力振蕩器和旋轉導向鉆具等工具的對比試驗，發(fā)現旋轉導向鉆具與MDI516 型鉆頭配合，平均機械鉆速可達7.78 m/h，提速效果最佳。因此，選用旋轉導向鉆具作為超長水平段安全快速鉆具。

2.2.4 確定合理的鉆井液密度

分析吉木薩爾頁巖油超長水平段水平井鉆進中發(fā)生井漏的情況，發(fā)現鉆進蘆草溝組發(fā)生井漏時的當量循環(huán)密度為1.74～1.77 kg/L。前期已鉆井情況顯示水平段平均井徑擴大率在10%左右，研究還發(fā)現，當最大排量為1.85 m3/min 時，水平段井底當量循環(huán)密度小于1.77 kg/L，如圖4 所示。此時，既能滿足井眼清潔要求，也能降低發(fā)生井漏的風險。

3 現場試驗

上述超長水平段水平井鉆井關鍵技術在吉木薩爾頁巖油示范區(qū)JHW00421 井、JHW00422 井和JHW00423 井進行了現場試驗。3 口試驗井水平段長度均超過3 000 m（平均長度達3 200 m），其中JHW00422 井水平段的實鉆長度達到了3 500 m，創(chuàng)造了國內非常規(guī)油氣藏最長水平段紀錄。3 口試驗井的平均機械鉆速達10.90 m/h，對比鄰井水平段鉆速提高23%；水平段鉆進中未發(fā)生井下故障，通井、電測和下套管等作業(yè)均一次完成，水平段平均完井周期40.79 d，取得了很好的綜合效果?，F場試驗中采取的措施及取得的認識如下：

1）3 口試驗井鉆井中取消了長短提，起下鉆和劃眼用時大幅度縮短，平均短起及劃眼用時僅38.5 h。與采用水基鉆井液的鄰井相比，采用油基鉆井液的3 口試驗井在平均水平段長度增加90%的前提下，短起及劃眼用時反而縮短了48%。

2）與采用水基鉆井液的鄰井相比，采用油基鉆井液的3 口試驗井的摩阻只有其1/3，摩阻系數為0.15～0.18（見表5），解決了長水平段鉆進中的鉆具托壓問題，并降低了通井、電測和下套管作業(yè)難度。

表5 試驗井與采用水基鉆井液鄰井的摩阻系數對比Table 5 Comparison between friction coefficients of the test well and its adjacent well using water-based drilling fluid

3）與采用水基鉆井液的鄰井對比了井徑擴大率，結果如圖5 所示（圖5 中，紅色線表示鉆頭外徑）。對比發(fā)現，油基鉆井液對維持井壁穩(wěn)定效果很好，水平段井徑均勻變化，平均井徑擴大率僅7.4%，基本無縮徑現象，而采用水基鉆井液的鄰井其平均井徑擴大率達到了13.8%，部分井段的井徑擴大率大于30.0%，并出現縮徑現象。

圖5 試驗井與采用水基鉆井液的鄰井的水平段井徑對比Fig.5 Comparison between borehole diameters in the horizontal sections of the test well and its adjacent well using waterbased drilling fluid

4）根據實鉆鉆井液密度1.55 kg/L 和預計水平段井徑擴大率小于10%的情況，確定水平段排量為31 L/s 時的井底當量循環(huán)密度小于1.77 kg/L?，F場試驗時采用28～30 L/s 的排量，同時將轉速提高至90 r/min，鉆進水平段過程中無托壓、無井漏，取得了很好的井眼清潔和預防井漏的效果。

4 結論與認識

1）新疆吉木薩爾頁巖油超長水平段水平井的主要鉆井技術難點是水平段摩阻大，延伸能力有限；頁巖水化分散作用明顯，水平段井眼失穩(wěn)嚴重。

2）通過室內試驗確定了高性能油基鉆井液的配方，使用該配方鉆井液可大幅度降低蘆草溝組水化分散引發(fā)的井眼失穩(wěn)風險，滿足吉木薩爾頁巖油水平井超3 000 m 水平段的安全鉆進需求。

3）通過井身結構優(yōu)化、雙二維井眼軌道設計、應用旋轉導向鉆具和確定合理鉆井液密度與鉆井參數，形成了新疆頁巖油超長水平段水平井鉆井關鍵技術?，F場試驗表明，該技術可以縮短長裸眼井段的浸泡時間，大幅降低水平段的摩阻，保障鉆井、通井、電測和下套管等施工作業(yè)順利完成，實現鉆井提速提效，值得進一步推廣應用。