長慶油田致密氣水平井超長水平段安全鉆井完井技術

孫 歡，朱明明，張 勤，石崇東，王清臣，屈艷平

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018）

2013年，長慶油田致密氣水平井水平段的長度首次突破3 000 m，達到了3 056 m。但該油田在保障產能建設持續(xù)增長的同時，為最大限度地縮小環(huán)境敏感區(qū)的破壞范圍，在致密氣區(qū)塊部署水平段長度超4 000 m的水平井，以實現(xiàn)單井儲層最大有效進尺，充分動用復雜地貌條件下的油氣儲量。但隨著水平段達到超長等級并不斷增長，泥巖段井眼失穩(wěn)、地層造漿嚴重、摩阻扭矩大幅增加、鉆井液攜巖困難和下套管遇阻等問題日益凸顯[1-3]，嚴重制約著水平段的安全鉆井完井。針對以上問題，筆者通過優(yōu)化超長水平段的鉆具組合，研究了鉆具強度校核技術、高性能水基環(huán)保鉆井液體系及超低固相控制技術[4-8]、井眼清潔監(jiān)測技術和破裂板懸浮器下套管技術[9-11]等關鍵技術，并采取具體的技術措施，形成了長慶油田致密氣水平井超長水平段安全鉆井完井技術。該油田3口水平井應用該技術后效果良好，能保證長水平段的安全鉆井完井。

1 水平井概況及鉆井完井技術難點

1.1 水平井概況

鄂爾多斯盆地為南北翹起、東翼緩而長、西翼短而陡的不對稱向斜構造。根據(jù)構造特征，盆地內劃分為6大二級構造單元，致密氣藏主要位于伊陜斜坡，從上到下鉆遇地層依次為第四系、延安組、延長組、紙坊組、和尚溝組、劉家溝組、石千峰組和石盒子組。

長慶油田致密氣水平井采用三開井身結構：一開φ311.1 mm鉆頭鉆至井深500 m，下入φ244.5 mm套管封固上部地層；二開采用φ215.9 mm鉆頭從井深500 m鉆至水平井入窗點，設計為直井段和斜井段，下入φ177.8 mm技術套管；三開為水平段，采用φ152.4 mm鉆頭鉆進，下入φ114.3 mm尾管。

目前，長慶油田致密氣水平井水平段通常采用MWD工具進行井眼軌跡控制，工具集成度低，易操作，但儲層分辨率低，滑動鉆進易托壓，施工長度一般不超過2 000 m。鉆進時采用的欠飽和KCl鉆井液體系具有一定的防塌性能，但動切力低，不利于長水平段后期攜巖。完井套管采用常規(guī)管柱下入，下套管后期摩阻大，導致完井套管不能安全下至設計井深。

1.2 鉆井完井技術難點

隨著水平段達到超長等級并不斷增加，長慶油田致密氣水平井水平段的鉆井完井難度不斷加大，主要技術難點包括以下幾個方面：

1）三維井眼軌跡控制難度大。致密氣藏采用叢式立體開發(fā)，偏移距長、靶前距短，導致鉆具摩阻高；超長水平段鉆遇泥巖后，需根據(jù)預測靶體走向進行微調，以保證儲層鉆遇率，但為保證井眼軌跡平滑，對井眼軌跡控制精度要求高。

2）鉆具易疲勞失效引發(fā)井下故障。水平段長度超過3 000 m后鉆具摩阻和鉆具扭矩大幅增加，摩阻為500～600 kN，加壓后扭矩超過3 500 N·m，鉆具易屈曲，造成其在薄弱點斷裂。

3）井筒凈化難。隨著水平段增長，鉆井液遲滯時間增大，由于重力作用鉆屑上返運移的路途增長，更容易在下井壁堆積，形成巖屑床。

4）高水垂比導致尾管下行阻力大。超長水平段下尾管時間長，套管柱與水平井眼井壁間隙小，易造成尾管粘卡；由于水垂比大，尾管自身的重量小，靠尾管自身重量下行推力不足[12]。

5）環(huán)空壓耗大，易發(fā)生壓差性漏失。隨著水平段大幅延伸，井筒內的鉆屑更加不易清除，導致循環(huán)壓耗大幅增加，作用在井底的當量循環(huán)密度增大，鉆至承壓能力低的儲層易發(fā)生壓差性漏失。

2 水平井鉆井完井關鍵技術

針對長慶油田致密氣水平井超長水平段鉆井完井技術難點，優(yōu)化了鉆具組合，并對其強度進行校核，以避免發(fā)生井下故障；通過采用高性能水基環(huán)保鉆井液體系、井眼清潔監(jiān)測技術，以確保井筒安全；還應用了破裂板懸浮器下套管技術，以確保套管順利下入設計井深。與此同時，研究提出了各項技術的具體處理措施，實現(xiàn)了超長水平段的順利鉆井完井。

2.1 鉆具組合優(yōu)化及強度校核技術

2.1.1 鉆具組合優(yōu)化

隨著水平段長度不斷增大，鉆具承受的拉力、扭力大幅增加。為改變常規(guī)鉆進中鉆具與井壁的接觸模式、提高井眼清潔效果，采用旋轉導向工具控制井眼軌跡，采用高強度S135鉆桿、清砂鉆桿提高攜巖能力。

優(yōu)化后的鉆具組合為φ152.4 mm PDC鉆頭+φ120.0 mm旋轉導向工具+φ120.0 mm通訊供電短節(jié)+φ120.0 mm頂部斷電短節(jié)+φ101.6 mm加重鉆桿×2柱+φ101.6 mm鉆桿×10柱+φ101.6 mm清砂鉆桿×1根+101.6 mm鉆桿×10柱+φ101.6 mm清砂鉆桿×1根+φ101.6 mm加重鉆桿。其中，鉆桿本體外徑101.6 mm，接箍外徑123.8 mm，通徑65.1 mm，鋼級S135，扣型CQST39，抗拉強度2 287 kN，抗扭強度53.284 kN·m。

優(yōu)化后的鉆具組合具有以下特點：1）增加清砂鉆桿，可改變鉆屑的沉降方式，大幅提高攜巖能力；2）應用旋轉導向工具，可提高滑動鉆進的效率，降低長水平段滑動壓差卡鉆風險，降低鉆具疲勞；3）選用S135鉆桿，可提高鉆具組合的抗拉強度和抗扭強度，保證超長水平段順利施工。

2.1.2 鉆具強度校核

為滿足長度超4 000 m水平段的施工要求，使用Landmark軟件對用于5 000 m長度水平段的鉆具組合進行了強度校核，校核數(shù)據(jù)見表1，抗拉強度校核結果、抗扭強度校核結果及屈曲分析結果分別如圖1、圖2和圖3所示。

表1 超長水平段鉆具組合強度校核數(shù)據(jù)Table 1 Strength check data of BHA for ultra-long horizontal sections

圖1 超長水平段鉆具組合抗拉強度校核結果Fig.1 Tensile strength check results of BHA for ultra-long horizontal sections

由表1和圖1、圖2和圖3可知，φ101.6 mm鋼級S135鉆桿承受的最大拉力為1 329.2 kN，最大扭矩為23.3 kN·m，在安全系數(shù)范圍內，能滿足安全施工的要求。由水平段屈曲分析可知，2 464～2 563 m和3 302～3 402 m井段下鉆時發(fā)生了正弦屈曲，因此為保證鉆具施工安全，水平段長度超過2 400 m時應采用劃眼模式進行起下鉆作業(yè)。

2.2 高性能水基環(huán)保鉆井液及超低固相控制技術

2.2.1 高性能水基環(huán)保鉆井液體系

為實現(xiàn)超長水平段安全鉆井，采用了具有高切、低黏、強抑制、超低固相特性的高性能水基環(huán)保鉆井液體系。該體系主要由低相對分子質量抗鹽降濾失劑、白瀝青、提切劑CQZN、有機加重劑和高效表面活性劑組成。其中，CQZN可在增黏很小的情況下提高鉆井液的動塑比和低剪切速率下的動切力；采用高效表面活性劑作為潤滑劑，可在鉆具與井壁之間形成一層潤滑膜，減小鉆具與井壁間的摩擦系數(shù)。該體系具有很強的抑制性和潤滑性，鉆進時流變性基本保持恒定，滿足攜巖要求，從而可保證穩(wěn)定井壁、清潔井眼和降摩減阻的效果。

圖2 超長水平段鉆具組合抗扭強度校核結果Fig.2 Torsional strength check results of BHA for ultralong horizontal sections

通過室內優(yōu)化試驗，確定了鉆井液體系配方為：0.2%～0.3%CQZN+1.0%～1.5%低相對分子質量抗鹽降濾失劑+1.0%～2.0%白瀝青+20.0%～30.0%有機加重劑+2.0%～5.0%高效表面活性潤滑劑+重晶石粉?；拘阅転椋郝┒佛ざ?0～80 s，密度1.28～1.35 kg/L，API 濾失量2～3 mL，高溫高壓濾失量8～10 mL，塑性黏度17～25 mPa·s，動切力10～12 Pa，動塑比0.50～0.65，轉速6 r/min下的讀數(shù)為6～8。該鉆井液體系的所有處理劑均可溶于水，BOD/COD值為0.108，易降解，滿足環(huán)保鉆井要求。

圖3 超長水平段鉆具組合屈曲分析結果Fig.3 Buckling analysis results of BHA for ultra-long horizontal sections

2.2.2 超低固相控制技術

隨著水平段延長，鉆井液中的微米級顆粒會逐漸增多，由于重力作用會在下井壁形成致密的巖屑床，如果不及時清除會導致摩阻增大。根據(jù)劣質固相的分布范圍，采用三級固控模式和定期補充新漿方式控制鉆井液中的劣質固相。一級固控采用240目篩布，保證鉆井液100%過篩布，清除粒徑大于64 μm的劣質固相；二級固控采用2臺大排量中速離心機，清除粒徑小于10 μm、大于100 μm的劣質固相；三級固控采用高速離心機，清除粒徑小于5 μm的劣質固相。每天根據(jù)鉆井進尺和正常消耗量補充新漿，實現(xiàn)超低固相的控制，保證鉆井液凈化，實現(xiàn)劣質固相的有效控制。

2.3 井眼清潔監(jiān)測技術

井眼清潔監(jiān)測分為2部分：在旋轉導向上安裝壓力傳感器，壓力傳感器通過電磁脈沖傳輸，實時監(jiān)測井底含鉆屑鉆井液的當量密度（ρce1）；應用鉆井液環(huán)空壓耗公式計算當量循環(huán)密度（ρce2）。用ρce1與ρce2的差值Δρce來判斷井底是否清潔：Δρce值越大，證明井底鉆井液含鉆屑量越大，井眼清潔效果越差；Δρce值越小，證明井底鉆井液含鉆屑量越小，井眼清潔效果越好。Δρce值大于0.05 kg/L時，采取倒劃眼方式清除井底巖屑，從而保證井眼相對清潔。

2.4 破裂板懸浮器下套管技術

由于水垂比高、尾管自身質量小，靠尾管自身所受重力下行推力不足，難以滿足套管順利入井要求。因此，應用破裂板懸浮器技術，并采取合理的輔助措施，以保證尾管下至設計井深。

利用Landmark軟件，計算套管下至設計井深時所需套管內的空氣段長，將破裂板懸浮器組裝在通過軟件計算的套管位置，套管下至設計井深后，注入鉆井液憋壓至破裂板懸浮器破裂時所需要的壓力，循環(huán)出套管內空氣，建立鉆井液循環(huán)。

輔助措施：采用倒劃眼方式起鉆，清除鉆進期間形成的巖屑床，采用模擬套管曲率的通井鉆具組合通井，下套管前泵入封閉液（含15%潤滑劑）封固水平段，降低下套管摩阻。

利用Landmark軟件計算不同摩阻系數(shù)、漂浮段長條件下，套管下放時的大鉤載荷和套管所受軸向力，以優(yōu)選漂浮段長。假設水平段長度為5 000 m，計算分析如下：

1）計算分析條件。設定溫度21 ℃，壓力101 kPa；采用高性能水基環(huán)保鉆井液體系，密度1.35 kg/L，塑性黏度25 mPa·s，動切力10 Pa。不考慮游動系統(tǒng)自重；考慮鉆井液的黏滯性。提放速度：套管上提速度10 m/min，套管下入速度10 m/min。套管內摩阻系數(shù)0.20，套管外摩阻系數(shù)0.25。

2）分析結果。分析對比漂浮下套管時不同漂浮段對應的套管下入載荷，優(yōu)選漂浮段長度5 100 m，套管外徑114.3 mm，套管鋼級P110，套管壁厚8.56 mm，井底下入鉤載310.4 kN，最大上提鉤載793.3 kN，套管抗拉強度1 806.0 kN。套管漂浮下入及上提時的摩阻、下入時的屈曲以及上提時的抗拉滿足現(xiàn)場施工要求，如圖4、圖5和圖6所示。

圖4 套管漂浮下入及上提時的摩阻分析結果Fig.4 Friction analysis results of floating casing during running and lifting

圖5 套管漂浮下入時的屈曲分析結果Fig.5 Buckling analysis results of floating casing during running

3 現(xiàn)場應用

3.1 應用概況

長慶油田致密氣水平井超長水平段安全鉆井完井技術在該油田桃2-X井、桃X井和靖X井進行了應用，水平段長度分別為4 443，4 466和5 256 m。其中，靖X井水平段長度達到5 256 m，創(chuàng)國內陸上油氣井最長水平段紀錄。

圖6 漂浮下套管上提時的抗拉分析結果Fig.6 Tensile analysis results of floating casing during lifting

這3口井采用優(yōu)化后的鉆具組合，未發(fā)生井下故障；應用高性能水基環(huán)保鉆井液體系（性能數(shù)據(jù)見表2），性能穩(wěn)定，攜巖性高，未出現(xiàn)井眼失穩(wěn)問題；通過監(jiān)測與控制Δρce，實現(xiàn)了井眼清潔，起下鉆無遇阻；應用破裂板懸浮器下套管技術，保證了尾管順利入井。

表2 高性能水基環(huán)保鉆井液體系性能Table 2 Performance of environment-friendly high-performance water-based drilling fluid system

3.2 靖X井應用過程

靖X井是一口三開水平井，水平段設計長度5 000 m，實際完鉆水平段5 256 m。該井二開技術套管下深3 272 m。采用優(yōu)選后的鉆具組合進行旋轉導向鉆進，儲層鉆遇率81.5%，砂體鉆遇率90%。采用高性能水基環(huán)保鉆井液體系，出入口鉆井液密度差小于0.01 kg/L，鉆至水平段4 180 m后鉆遇93 m黑色泥巖，井壁穩(wěn)定，起下鉆無遇阻。

該井水平段設計為89.83°平推式鉆進，鉆至井深7 452 m后出現(xiàn)黑色泥巖，近鉆頭伽馬成像顯示，儲層砂體有下移跡象，采用旋轉導向下尾追砂體，實現(xiàn)了超長水平段井眼軌跡控制。

在超長水平段實時監(jiān)控當量循環(huán)密度，在水平段前3 500 m內Δρce一直保持在0.01～0.03 kg/L。此后，每鉆進300～500 m，Δρce均大于0.05 kg/L。現(xiàn)場采取倒劃眼循環(huán)方式處理，當監(jiān)測值恢復正常后繼續(xù)鉆進。該井超長水平段當量循環(huán)密度監(jiān)控及處理數(shù)據(jù)見表3。

靖X井下套管前采用模擬套管曲率的通井鉆具通井，通井到底后配制100 m3封閉潤滑漿封閉超長水平段，封閉潤滑漿的配方為鉆井液+5%表面活性潤滑劑+428 m處連接破裂板懸浮器，超長水平段尾管順利下至設計井深。

4 結論與認識

1）長慶油田致密氣水平井超長水平段鉆井完井施工時井眼軌跡控制難度大，鉆具摩阻和扭矩遠超常規(guī)水平井，井底鉆屑不易清除而形成巖屑床，高水垂比導致尾管下行阻力大，對鉆井設備、井下工具、鉆井液體系、完井工具及配套技術提出了更高的要求。

表3 超長水平段當量循環(huán)密度監(jiān)控及處理數(shù)據(jù)Table 3 Monitoring and processing data of equivalent circulating density for ultra-long horizontal sections

2）優(yōu)化鉆具組合能滿足超長水平段的安全施工，保證井眼軌跡的平滑；應用高性能水基環(huán)保鉆井液體系及超低固相控制技術，在滿足井壁穩(wěn)定的同時，可實現(xiàn)鉆井液的高效凈化和強攜巖效果；采用井眼清潔監(jiān)測技術，可滿足超長水平段井眼清潔需求，減少巖屑床的形成，降低起下鉆摩阻，保證鉆井安全。

3）采用破裂板懸浮器下套管技術，利用軟件模擬套管下放時不同摩阻系數(shù)、漂浮段長條件下的大鉤載荷和套管所受軸向力，優(yōu)選套管內的空氣段長度，減少套管與井壁的接觸，降低套管入井的摩阻，保證尾管順利下至設計井深。

4）為進一步提高長慶油田致密氣水平井超長水平段的鉆井時效，建議研發(fā)與旋轉導向匹配度高的水力振蕩器，在保證井下動力工具安全運行的前提下提高復合鉆進效率。