紅河油田水平井鉆井提速難點(diǎn)與技術(shù)對(duì)策

李克智, 閆吉曾

(1.中國(guó)石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南鄭州 450006；2.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川成都 610500)

紅河油田位于甘肅省鎮(zhèn)原、涇川、崇信三縣境內(nèi)，處于鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)向斜南段，主力含油層系為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8、長(zhǎng)9層段，埋深一般為2 000.00～2 400.00 m，探明儲(chǔ)量4.53×108t，控制儲(chǔ)量0.558×108t。目前，該油田共完鉆水平井110口，平均井深3 340.86 m，平均水平段長(zhǎng)948.67 m，平均機(jī)械鉆速7.33 m/h，平均鉆井周期52.42 d。從鉆井指標(biāo)分析，機(jī)械鉆速較低，鉆井周期偏長(zhǎng)，嚴(yán)重影響了該油田的開(kāi)發(fā)速度和效益，因此鉆井提速成為重要任務(wù)之一。根據(jù)調(diào)研，國(guó)內(nèi)外鉆井提速措施主要是優(yōu)選高效PDC鉆頭、優(yōu)化鉆具組合和簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)[1-8]，部分區(qū)塊采用高壓噴射鉆井和旋沖鉆井等技術(shù)[1,9-15]，取得了較好的提速效果，但高壓噴射鉆井或旋沖鉆井技術(shù)成本較高。為此，筆者根據(jù)紅河油田現(xiàn)狀，利用現(xiàn)有常規(guī)鉆井裝備，提出“四個(gè)一趟鉆”綜合鉆井提速技術(shù)，即一開(kāi)直井段、二開(kāi)直井段、二開(kāi)造斜段和三開(kāi)水平段分別用一個(gè)鉆頭一趟鉆完成施工，對(duì)其進(jìn)行了深入研究并在紅河油田現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行了試驗(yàn)應(yīng)用,并取得良好的提速效果。

1 地質(zhì)特征

紅河油田地層平緩西傾，構(gòu)造南東高，北西低，單斜背景上發(fā)育低幅度的鼻狀構(gòu)造[6]，該油田鉆遇地層自上而下主要有第四系、白堊系、侏羅系和三疊系地層。第四系地層巖性主要為灰黃色黏土層、底部為棕色砂礫層，黃土層垂直節(jié)理發(fā)育。白堊系地層砂巖粒度較粗，單層厚度大，地層疏松，易發(fā)生滲漏及裂隙性漏失。侏羅系地層巖性主要以灰色、深灰色中細(xì)粒、中粒長(zhǎng)石巖屑及巖屑長(zhǎng)石砂巖為主。三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段為主要目的層?！拔迕簟痹囼?yàn)結(jié)果表明，長(zhǎng)8段敏感程度較弱，存在一定水鎖傷害，傷害率10.8%～16.2%。其滲透率一般為0.40～1.98 mD，孔隙度為10.8%～13.2%。

紅河油田主要位于辮狀河三角洲扇裙上，為辮狀河三角洲沉積體系，地層非均質(zhì)性較強(qiáng)，具有較大的差異性，其中泥巖以非膨脹性黏土礦物為主，部分井段地層蒙脫石含量較高，表現(xiàn)為易水化膨脹、剝落掉塊，井徑易擴(kuò)大。延安組地層含有較厚煤層，穩(wěn)定性差，易發(fā)生掉塊、卡鉆等復(fù)雜情況，對(duì)鉆井液性能要求較高。

2 鉆井提速難點(diǎn)分析

2.1 地層研磨性強(qiáng)、穩(wěn)定性差

泥巖地層易水化膨脹、剝落掉塊，井徑易擴(kuò)大。根據(jù)巖屑錄井可知，下部地層屬于石英砂巖混層，石英平均含量為28%，長(zhǎng)石平均含量為31%，研磨性達(dá)到三級(jí)，部分層段達(dá)到四級(jí)，研磨性強(qiáng)，鉆井中蹩鉆、跳鉆頻繁，不但造成鉆具和鉆頭磨損嚴(yán)重，而且極易發(fā)生鉆鋌絲扣斷裂、粘扣。

2.2 定向井段機(jī)械鉆速低

定向井段主要鉆遇直羅組、延安組和延長(zhǎng)組上部地層，延安組地層存在較厚煤層，易發(fā)生井壁失穩(wěn)。由于地層非均質(zhì)性較強(qiáng)，在A靶點(diǎn)著陸過(guò)程中，地質(zhì)調(diào)整較多。受靶前距限制，定向造斜井段多采用造斜率較高的三牙輪鉆頭，復(fù)合鉆進(jìn)進(jìn)尺較短。以上因素導(dǎo)致該井段平均機(jī)械鉆速較低，僅為3.64 m/h，與全井平均機(jī)械鉆速7.33 m/h比相差較大。

2.3 起下鉆頻繁

鉆頭適應(yīng)性差，每口井要用8～10只鉆頭，平均起下鉆次數(shù)超過(guò)10次，最多的一口井用了29只鉆頭，起下鉆37次。頻繁起下鉆導(dǎo)致鉆井周期過(guò)長(zhǎng)，制約了水平井鉆井速度的提高。

3 “四個(gè)一趟鉆”提速技術(shù)

通過(guò)對(duì)已完鉆的110口水平井，尤其是鉆井指標(biāo)較好的水平井進(jìn)行分析、總結(jié)、歸納，針對(duì)鉆井提速難點(diǎn)，基于現(xiàn)有常規(guī)鉆井裝備，提出了“四個(gè)一趟鉆”鉆井提速技術(shù)。

3.1 “四個(gè)一趟鉆”技術(shù)可行性分析

已完鉆的110口水平井的分析結(jié)果表明：一開(kāi)直井段平均長(zhǎng)度354.42 m，基本是一趟鉆完鉆；二開(kāi)直井段平均長(zhǎng)度1 376.45 m，單只φ241.3 mm鉆頭的最大進(jìn)尺1 766.88 m，多口井直井段單只φ241.3 mm鉆頭的進(jìn)尺超過(guò)1 500.00 m，所以該井段一趟鉆可以完鉆；二開(kāi)造斜段長(zhǎng)度根據(jù)靶前距不同而存在差異，一般約550.00 m，單只φ215.9 mm鉆頭在造斜段最大進(jìn)尺650.00 m，通過(guò)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，選擇合理的靶前距，優(yōu)選合適的鉆頭，一趟鉆可以完鉆；三開(kāi)水平段長(zhǎng)度一般為800.00～1 200.00 m，單只φ152.4 mm鉆頭的最大進(jìn)尺1 400.00 m，多口井單只φ152.4 mm鉆頭的進(jìn)尺超過(guò)1 000.00 m，有40多口井三開(kāi)一趟鉆完鉆，只要優(yōu)選出合適的PDC鉆頭和高性能的螺桿鉆具，一趟鉆完鉆是可行的。

3.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

紅河油田的井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化經(jīng)歷了一個(gè)不斷探索優(yōu)化的過(guò)程。HH37P1井是該油田的第一口水平井，采用三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)：一開(kāi)，采用φ444.5 mm鉆頭鉆進(jìn)，下φ339.7 mm表層套管；二開(kāi)，采用φ311.1 mm鉆頭鉆進(jìn)，下φ244.5 mm技術(shù)套管；三開(kāi)水平段，采用φ215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)，完鉆電測(cè)后下入φ139.7 mm壓裂管柱[16]。隨著壓裂工具的配套，將三開(kāi)水平段優(yōu)化為φ152.4 mm井眼與φ114.3 mm壓裂管柱配合。隨著紅河油田開(kāi)發(fā)的進(jìn)一步展開(kāi)，斜井段機(jī)械鉆速較慢，制約了鉆井的提速提效。為此，對(duì)井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了進(jìn)一步優(yōu)化：一開(kāi)，采用φ374.7 mm鉆頭鉆進(jìn)，下φ273.1 mm表層套管；二開(kāi)，直井段采用φ241.3 mm鉆頭鉆至造斜點(diǎn)，造斜點(diǎn)至A靶點(diǎn)之間的定向井段采用φ215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)，下φ177.8 mm技術(shù)套管；三開(kāi)，采用φ152.4 mm鉆頭鉆進(jìn)，完鉆電測(cè)后下入φ114.3 mm壓裂管柱進(jìn)行壓裂改造。

3.3 井身剖面優(yōu)化

3.3.1 優(yōu)化靶前距

為了實(shí)現(xiàn)有效縮短鉆遇泥巖、煤層井段的長(zhǎng)度及穩(wěn)定井壁的目的，根據(jù)紅河油田二開(kāi)采用φ215.9 mm鉆頭定向造斜，單彎單穩(wěn)鉆具組合復(fù)合鉆進(jìn)的增斜率基本在(2.6°～4.5°)/30m的情況，靶前距確定為300 m。但通過(guò)實(shí)踐發(fā)現(xiàn)，水平段超過(guò)1 000 m時(shí)，后期壓裂管柱下入比較困難。后經(jīng)過(guò)軟件模擬計(jì)算與鉆井實(shí)踐，靶前距設(shè)計(jì)為350 m比較合理。這樣既能滿足地質(zhì)方面要求單井控制儲(chǔ)量的要求，又能滿足后期壓裂管柱順利下入的要求。

3.3.2 優(yōu)化設(shè)計(jì)軌道類(lèi)型

為了充分利用單彎單穩(wěn)鉆具組合復(fù)合鉆進(jìn)的增斜特性，提高復(fù)合鉆進(jìn)的進(jìn)尺，達(dá)到提高鉆井效率的目的，井身剖面從“直—增—穩(wěn)”三段剖面優(yōu)化為“直—增—穩(wěn)—增—平”雙增剖面[17-18]，水平段井眼方位沿最小水平主應(yīng)力方向。優(yōu)化后的井身剖面如圖1所示。

3.4 鉆井液優(yōu)選及性能要求

圖1 優(yōu)化后的井身剖面Fig.1 Optimized well profile

性能參數(shù)一開(kāi)二開(kāi)直井段斜井段三開(kāi)密度/(kg·L-1)<1.051.05～1.101.10～1.151.05～1.08漏斗黏度/s40～7040～6050～10045～60濾失量/mL10～12<10≤5≤5屈服值/Pa2～55～1210～15塑性黏度/(mPa·s)3～127～2015～20流性指數(shù)0.4～0.70.4～0.7

二開(kāi)上部直井段主要鉆遇白堊系及侏羅系上部的安定組和直羅組地層，選用鉀基聚合物鉆井液，鉆進(jìn)過(guò)程中補(bǔ)充KPAM和KPAN膠液，防止由于處理劑加量不足造成井徑擴(kuò)大與井壁失穩(wěn)。鉆遇砂巖地層時(shí)，可適當(dāng)增大KPAM的加量以增加護(hù)壁能力，控制鉆井液的密度不大于1.10 kg/L、濾失量小于10 mL、黏度在50 s左右。二開(kāi)定向斜井段主要鉆遇侏羅系延安組和三疊系延長(zhǎng)組地層，選用鉀基聚合物鉆井液。為防止煤層垮塌和封堵煤層裂隙，控制鉆井液密度為1.10～1.15 kg/L，加入2%單向封堵劑，嚴(yán)格控制濾失量小于5 mL。三開(kāi)水平段鉆遇三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段地層，選用鉀銨基鉆井液，控制鉆井液的密度不大于1.08 kg/L、濾失量不大于5 mL，以更好地保護(hù)儲(chǔ)層。

3.5 “PDC鉆頭+螺桿+MWD”復(fù)合鉆井

紅河油田二開(kāi)直井段主要鉆遇白堊系、侏羅系地層，這一井段極易發(fā)生井斜，前期均采用牙輪鉆頭配合轉(zhuǎn)盤(pán)鉆進(jìn)，每鉆進(jìn)100～150 m測(cè)斜一次，井斜角超標(biāo)時(shí)采取輕壓吊打糾斜，鉆井速度較慢，二開(kāi)直井段平均施工時(shí)間12.4 d，制約了水平井的提速提效。

根據(jù)上部地層多為砂巖地層的特點(diǎn)，經(jīng)過(guò)論證與試驗(yàn)，采用“PDC鉆頭+螺桿+MWD”復(fù)合鉆井模式[20-21]來(lái)提高鉆速。“PDC鉆頭+螺桿+MWD”復(fù)合鉆井模式采用低鉆壓高轉(zhuǎn)速與鐘擺鉆具組合配合使用，防斜糾斜能力強(qiáng)，并且通過(guò)MWD隨鉆測(cè)量井斜角，發(fā)現(xiàn)其有超標(biāo)趨勢(shì)，及時(shí)糾斜。該鉆井模式在HH37P8井二開(kāi)直井段進(jìn)行了試驗(yàn)，平均機(jī)械鉆速高達(dá)55.28 m/h，最大井斜角1.62°，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)(3°)要求，一趟鉆完成，施工時(shí)間3 d。后又進(jìn)行了20多口水平井的試驗(yàn)，平均機(jī)械鉆速較常規(guī)鉆井提高了105.28%，施工時(shí)間縮短了58.33%，提速提效非常顯著，也為二開(kāi)直井段“一趟鉆”完成奠定了基礎(chǔ)。

3.6 鉆頭選型

在紅河油田的探井進(jìn)行了地層微鉆頭可鉆性試驗(yàn)，得到了該油田地層的可鉆性級(jí)值(見(jiàn)表2)。根據(jù)地層可鉆性級(jí)值，初步優(yōu)選了PDC鉆頭，并且在實(shí)鉆過(guò)程中建立了鉆頭數(shù)據(jù)庫(kù)，通過(guò)對(duì)比單只鉆頭進(jìn)尺和鉆頭壽命，最終優(yōu)選出了適用于各井段的PDC鉆頭(見(jiàn)表3)。

表2 紅河油田地層可鉆性級(jí)值Table 2 Formation drillability of Honghe Oilfield

表3 各井段PDC鉆頭優(yōu)選結(jié)果Table 3 Optimization of PDC bits in Honghe Oilfield

3.7 PDC鉆頭定向技術(shù)

紅河油田儲(chǔ)層埋深2 200.00 m左右，水平井造斜點(diǎn)1 500.00～1 800.00 m，一般鉆遇侏羅系下部及三疊系上部地層，地層傾角一般小于1°。根據(jù)已完鉆110口水平井的情況，PDC鉆頭配合1.5°單彎螺桿，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)造斜率為(9.0°～9.6°)/30m，復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)造斜率為(2.6°～4.5°)/30m。因此，一方面將靶前距設(shè)計(jì)為350 m提高復(fù)合鉆進(jìn)進(jìn)尺，確保提速提效；另一方面將井身剖面設(shè)計(jì)為雙增剖面，并采用MWD測(cè)量工具確保準(zhǔn)確著陸中靶。定向造斜段普遍采用的鉆具組合是φ215.9 mmPDC鉆頭+φ172.0 mm×1.5°單彎螺桿×8.50 m+411×4A10接頭+φ158.8 mm無(wú)磁鉆鋌×9.00 m+MWD短節(jié)+4A11×410接頭+φ127.0 mm無(wú)磁承壓鉆桿×9.60 m+φ127.0 mm斜坡鉆桿+φ127.0 mm加重鉆桿×200.00 m+φ127.0 mm斜坡鉆桿。采用“PDC鉆頭+螺桿+MWD”鉆井模式造斜段一趟鉆完鉆，機(jī)械鉆速較以前平均水平大約提高了65%。表4為紅河油田“PDC鉆頭+螺桿+MWD”復(fù)合鉆井斜井段應(yīng)用效果。從表4可看出，與設(shè)計(jì)A靶點(diǎn)的中靶精度(縱距1.50 m，橫距10.00 m)相比，中靶精度明顯提高。

表4 “PDC鉆頭+螺桿+MWD”復(fù)合鉆井斜井段應(yīng)用效果

Table4Applicationresultsof“PDCbits+PDM+MWD”ininclinedwellsection

井號(hào)進(jìn)尺/m機(jī)械鉆速/(m·h-1)A點(diǎn)縱距/mA點(diǎn)橫距/mHH12P38500.005.880.612.92HH42P32554.004.740.030.80HH73P24615.006.410.561.85HH12P70483.009.470.892.13HH42P56549.007.630.040.44

4 應(yīng)用效果

4.1 HH73P14井試驗(yàn)效果

“四個(gè)一趟鉆”提速技術(shù)首先在HH73P14井進(jìn)行了試驗(yàn)并取得成功。該井完鉆井深3 709.00 m，實(shí)鉆水平段長(zhǎng)1 051.05 m，鉆井周期41.33 d，全井機(jī)械鉆速10.19 m/h。各開(kāi)次實(shí)施情況見(jiàn)表5。

4.2 推廣應(yīng)用效果分析

“四個(gè)一趟鉆”提速技術(shù)在HH73P14井試驗(yàn)獲成功后，隨后在紅河油田HH12P38井、HH12P71井等8口井進(jìn)行推廣應(yīng)用，4個(gè)鉆頭4趟鉆就可鉆成一口水平井，較已往水平井使用鉆頭數(shù)量和起下鉆次數(shù)分別減少60%和67%，與應(yīng)用“四個(gè)一趟鉆”提速技術(shù)前相比，平均鉆井周期縮短42.31%，機(jī)械鉆速提高59.74%(見(jiàn)表6)，平均單井節(jié)約鉆井成本大約160萬(wàn)元，鉆井提速、鉆井成本降低效果非常顯著。

表5HH73P14井“四個(gè)一趟鉆”提速技術(shù)試驗(yàn)結(jié)果

Table5Testingresultsfor“FourOne-TripDrilling”techniqueinWellHH73P14

序號(hào)鉆頭型號(hào)鉆進(jìn)井段/m進(jìn)尺/m機(jī)械鉆速/(m·h-1)1M19520～362.50362.5051.792M1625362.50～2 099.001 736.5021.793M16252 099.00～2 696.00597.005.024EDM16162 696.00～3 709.001 013.006.41

表6 “四個(gè)一趟鉆”提速技術(shù)在推廣應(yīng)用情況Table 6 “Four One-Trip Drilling” technique applied in Honghe Oilfield

5 結(jié)論與建議

1) 針對(duì)紅河油田鉆井提速難點(diǎn)，利用現(xiàn)有鉆井裝備，提出“四個(gè)一趟鉆”鉆井提速技術(shù)。紅河油田應(yīng)用“四個(gè)一趟鉆”鉆井提速技術(shù)后，平均鉆井周期縮短42.31%，機(jī)械鉆速提高59.74%，鉆井成本降低效果顯著。

2) 高效PDC鉆頭的優(yōu)選應(yīng)用、復(fù)合鉆井及鉀銨基鉆井液是“四個(gè)一趟鉆”鉆井提速技術(shù)應(yīng)用成功的主要因素?！爸薄觥€(wěn)—增—平”雙增剖面設(shè)計(jì)為“四個(gè)一趟鉆”鉆井提速技術(shù)的成功實(shí)施奠定了基礎(chǔ)。

3) 建議進(jìn)一步優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，探索試驗(yàn)二級(jí)井身結(jié)構(gòu)，以進(jìn)一步提高機(jī)械鉆速，縮短鉆井周期。

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