苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关
摘要
针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题，分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点，进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁，以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和“旋转引鞋+套管”漂浮下入等技术研究，形成了苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术。现场试验2口井，平均井深m，平均水平段长.5m，钻井周期50.93d，取得了很好的效果。其中，靖50-26H1井完钻井深m，水平段长m，创造了长庆油田井深最大和国内陆上油气井水平段最长2项纪录。研究与试验结果表明，该技术可为苏里格致密气藏高效勘探开发提供技术支撑，也可为国内致密气超长水平段水平井安全高效钻井完井提供借鉴。
一、钻井完井技术难点
苏里格气田自上而下钻遇新生界第四系，白垩系洛河组志丹统，侏罗系安定组、直罗组、延安组，中生界三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、石盒子组、山西组，上古生界石炭系本溪组、太原组，下古生界奥陶系马家沟组。根据该气田的地层特点，为预防发生井下故障和井下复杂情况，实现储层专层专打，缩短裸眼井段段长，降低钻具摩阻和扭矩，最大限度延伸水平段段长，采用了“导管+三开”井身结构，其典型的井身结构数据。
表1典型的“导管+三开”井身结构设计数据
实践表明，长水平段水平井作为最大储层接触（MRC）技术的一种重要形式，具有较好的现场效果。但由于水平段长，钻遇目的层物性差，泥质含量高，钻井液浸泡时间长，在苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中存在以下技术难点：
（1）循环压耗高。采用Φ.4mm钻头钻进水平段，井眼小，环空间隙窄，随着水平裸眼段延伸，循环压耗逐渐升高。水平段长度超过m时，环空当量循环密度达到1.54kg/L，泵压达到28MPa，设备负荷重，对钻井设备和钻具性能要求较高。
（2）摩阻扭矩大，滑动效率低。水平段长度达到m时，钻具摩阻～kN，扭矩12～16kN·m。随着水平段长度的不断增大，钻具与井壁的摩阻扭矩大幅度增加，易导致钻柱发生屈曲变形，无法有效传递钻压，采用常规导向钻具组合在水平段钻进困难，滑动效率低，周期长。
（3）致密气储层机械钻速低，长水平段钻进困难。致密砂岩储层物性差，泥质含量高，钻遇泥岩时机械钻速低至1.95m/h，平均机械钻速只有6m/h，严重制约水平段快速钻进。
（4）井眼清洁困难。因环空压耗高，排量受限，岩屑在井内运移速度慢，滞留时间长，易在下井壁沉积，形成岩屑床。为满足长水平段小井眼水平井的井眼清洁要求，排量与泵压的选择成为关键；同时，岩屑床的存在也导致钻具与井壁之间的摩阻扭矩增加。
（5）水平段泥岩井壁稳定性差。超长水平段穿行于二叠系石盒子组。由于石盒子组物性差，泥质含量高，存在泥岩夹层，超长水平段钻井周期长，浸泡时间长，更容易导致泥岩段井眼失稳垮塌，造成井下故障和复杂情况。
（6）完井套管柱下入困难。在Φ.4mm超长水平井眼，套管紧贴下井壁，摩阻大，套管柱下入时间长达35~40h，下入难度较大，易发生套管粘卡。
二、钻井完井关键技术
1、钻具和钻井设备优化配置
针对长水平段水平井施工过程中摩阻扭矩大、泵压高的问题，并考虑井眼清洁、井下故障和复杂情况处理能力等因素，通过利用软件模拟分析循环压耗、抗扭及抗拉强度等参数，优选了钻具和钻井设备。
（1）长水平段的排量及泵压预测
设计Φ.4mm水平井眼长m，给定钻井液密度、排量、井深及钻具结构，利用软件计算不同尺寸钻具的钻具内压耗、环空压耗及循环泵压，结果见表2。
表2Φ.4mm井眼中钻具在定排量下的循环压耗
注：钻井液密度1.33kg/L，漏斗黏度70s，塑性黏度21mPa?s，旋转黏度计Φ读数为66、Φ读数为45；水平段长m，井深7m。
由表2可知，Φ.6mm钻杆在18L/s排量时的循环泵压为30.26MPa，较Φ88.9mm钻杆的循环泵压低34.9%，说明Φ.6mm钻杆可以满足水平段激进钻进参数要求。
（2）双台肩钻具优选
针对长水平段循环泵压高、摩阻扭矩大，钻具刺漏、疲劳断裂等风险高的实际，优选双台肩密封高抗拉抗扭Φ.6mm钻杆（S钢级）。通过增加副台肩结构形成双台肩密封，该结构具有辅助上扣定位、承担轴向载荷及双面密封的功能，提高钻具接头抗扭强度及密封性能，相关参数见表3。水平段抗拉强度、抗扭强度校核情况分别如图1、图2所示。
表3不同扣型钻具参数
图1水平段抗拉强度校核图
图2水平段抗扭强度校核图
由表3和图1、图2可知，Φ.6mm钻杆（S钢级）的拉伸载荷为kN，最小抗扭强度为53.28kN?m，考虑大钩载荷、扭矩和循环压耗，以满足强度前提下尽可能降低钻机负载为原则，选用该钻杆可在钻井泵负载允许范围内提高钻井排量，有效清洁井筒。
（3）钻井泵优选
随着水平段长的不断延伸，在排量一定的情况下，应用Φ.6mm钻杆，钻具内压耗、环空压耗也逐步增高，为提高钻井泵的安全性，选用3台额定工作压力为52.0MPa的F-1加强型钻井泵，以满足“高泵压、大排量”激进钻进参数要求。
（4）高效钻井液净化系统配置
为保证钻井液性能的有效净化，根据实际工况，应该配套高频率振动筛、中速离心机、大排量一体机等高效钻井液净化系统。
2、井眼轨道设计和井眼轨迹控制
利用“空间圆弧+迭代求解”的三维水平井全井段井眼轨道计算模型，形成了“直—增—稳—扭方位增斜—稳—增—稳”的井身剖面。施工过程中根据偏移距大小，提高造斜点高度，将上部造斜率由0°/30m增至3°/30m，选择增斜扭方位，控制扭方位井段，尽可能在小井斜度下扭方位，滑动方位变化率控制在（4°~10°）/30m，井斜变化率控制在2°/30m左右。将下部斜井段全角变化率由12°/30m降至5°/30m，井斜角小于45°时，实钻造斜率略高于设计造斜率，斜井段施工过程中多滑动，保证中靶垂深上偏0.5m；井斜角为45°~60°时，少滑动，多复合微调钻进，提高施工效率；井斜角大于60°后，钻具组合复合增斜率能达到（4°~5°）/30m，以复合增斜方式为主，在入窗前50m控制井斜角在83°~85°，稳斜探气顶，发现气层后及时调整井斜角至89°~90°入窗，确保井眼轨迹圆滑，最大限度地降摩减阻。
水平段以复合稳斜钻进为主，控制全角变化率≤3°/30m，根据施工段长选择经济高效的井眼轨迹控制技术：水平段长在m内时，采用“PDC钻头+螺杆钻具+MWD+水力振荡器”的常规导向组合控制井眼轨迹；水平段段长大于m后更换旋转导向钻具组合控制井眼轨迹。
3、水平段钻井提速和清洁
（1）高效PDC钻头设计
石盒子组地层可钻性级值为5.3~5.6。基于此，从提高钻头的抗研磨性、自锐性、导向钻进工具面稳定性等3方面，对PDC钻头进行了个性化设计：采用浅锥、双圆弧冠部轮廓同轨布置，五刀翼结构（3个长刀翼+2个短刀翼）设计，提高钻头的导向稳定性；优选进口耐磨性高、抗冲击能力强的新型Φ16.0mm主切削齿9颗、心部切削齿3颗，出刃高度6.0mm，切削齿按照后倾角度14.0°~18.0°由钻头中心部位沿冠部从内向外依次布置，使切削齿吃入地层深，攻击性强，机械钻速高；同时，采用高配比水力参数优化设计，选配3个Φ10.3mm喷嘴和2个Φ9.5mm喷嘴，钻头喷嘴压降1.83MPa，比水功率2.01W/m㎡，提高钻头冷却效果及井底清洗效果，避免井底重复切削现象。PDC钻头流场动力学数值模拟结果如图3所示，由其可知，井底最大漫流速度可达51.05m/s。
图3高效PDC钻头流场动力学数值模拟结果
（2）导向钻井效率提高措施
针对三维水平井偏移距大、纠偏井斜角大、水平段长，钻进中摩阻、扭矩较大，托压严重，工具面控制困难，钻压无法有效传递至钻头，导致滑动机械钻速低的问题，研究提出了如下措施：在纠偏段和斜井段采用Φ.1mm全液力脉冲自激水力振荡器，在水平段采用Φ.0mm径向水力振荡器，这2种型号水力振荡器均具有降低摩阻、稳定工具面和提高钻压传递效率等的功能，能够大幅度提导向钻井效率。
（3）井眼清洁效果提高措施
1）井眼清洁工具机械破坏携砂。针对长水平段钻井过程中存在岩屑床导致钻井液通道变小、携岩效果变差、钻具摩阻扭矩增大、井下故障和复杂情况增多等问题，在钻柱中加入岩屑床清砂钻杆，利用其加厚段螺旋棱对岩屑床的机械刮削及螺旋棱产生的特殊环空流场对岩屑颗粒的推动加速作用清除岩屑床。
2）钻具高转速扰动携砂。Φ.4mm井眼面积比率P-HAR值为1.50，根据P-HAR＜3.25适用于小井眼，清洁小井眼时的最低理想转速为60～80r/min，最理想的携砂转速为r/min，将顶驱转速提高至80r/min以上，利用钻具扰动作用将沉积在下井壁的岩屑带到上井壁高流速区，提高井眼清洁效果。
4、旋转导向钻具组合
随着水平段不断延伸，采用“PDC钻头+螺杆+MWD+水力振荡器”常规导向钻具组合在滑动导向钻井时，摩阻大，托压严重，调整井眼轨迹困难。为此，采用了旋转导向钻井系统ATK-GT4G，组成了旋转导向钻具组合：钻头+旋转导向头+模块马达+OnTrak（测量短节）+BCPM（双向通讯短节）+上截止短节，理论造斜率（6°~8°）/30m，能够满足水平段钻井需求。同时，利用近钻头方位伽马成像和电阻率等参数，为提高储层钻遇率及在储层中准确控制井眼轨迹提供指导。
5、强抑制润滑性水基钻井液
致密气藏超长水平段水平井面临降摩减阻、井眼清洁、泥岩井壁防塌和储层保护等方面的技术难题，要求钻井液必须具备强抑制防塌性能，良好的润滑、携岩及流变性，以及储层保护性能。
通过室内试验改进，优选配制出了强抑制润滑性水基钻井液，配方为：1.5%~2.0%天然高分子降失水剂+3.0%白沥青+12.0%~15.0%抑制剂HCOOK+10.0%复合盐抑制剂CQFY-1+3.0%液体聚合醇+0.2%烧碱+0.15%黄原胶+3.0%储层保护剂+2.0%屏蔽暂堵剂+4.0%高效液体润滑剂。该配方采用HCOOK和CQFY-1提高了钻井液密度，降低了钻井液中固相含量和水的活度，增强了抑制性，使得在水平段钻进泥岩时井眼稳定，振动筛返出砂样成型，不糊筛；通过复配使用聚合醇和高效液体润滑剂，在钻具、套管及井壁岩石表面上有效吸附了一层具有一定强度的、可降低摩阻的润滑膜，可达到降低钻具摩阻、扭矩的目的；加入酸溶性储层保护剂和屏蔽暂堵剂，增强了钻井液的封堵性，改善了泥饼质量，降低了滤失量，实现了强封堵防塌和储层保护双重效果。
6、“旋转引鞋+套管”漂浮下入技术
针对水平段裸眼段长超过m时，下入生产套管过程中摩阻大、不易下到设计井深的问题，采用“旋转引鞋+套管”漂浮下入技术。
（1）旋转引鞋
旋转引鞋由套管接头、圆锥轴承、螺旋棱旋转头组成，螺旋棱旋转头具有自适应旋转功能。旋转引鞋安装于套管串的最下段，当套管进入水平裸眼井段，沿着井眼下井壁前行过程中遇到岩屑床或者小掉块，该引鞋在作用力下，自行顺、逆时针转换方向转动绕开遇阻物体，有利于套管顺利下入；当建立循环时钻井液沿着螺旋棱之间的水眼喷射出，反作用力推动引鞋旋转头转动，破坏岩屑床及砂桥，使套管继续下入。
（2）套管漂浮下入措施
为降低下入的套管时摩阻力，在完井套管管柱中加入盲板式漂浮接箍，利用漂浮接箍将完井套管柱分为2段：第一段，从完井套管柱下端高承压浮箍到漂浮接箍，下套管过程中无需灌浆，套管柱内充填空气，以减少套管串对井壁的正压力，从而降低套管串与井壁的摩阻力；第二段，从漂浮接箍到井口段套管柱，下入过程中需要连续灌浆，使套管柱内填充钻井液，确保上部套管串有足够重量，推动下部套管柱下行，使套管顺利下入井中。当套管下至设计井深后，连续向套管灌满钻井液，并憋压至击穿盲板设计压力，击穿盲板，连续灌钻井液，置换下部掏空段套管柱内空气，置换完毕后小排量（10L/s）顶通高承压浮箍浮鞋，钻井液循环返出正常后，按照预定固井设计排量循环处理钻井液至达到固井施工要求。
（3）套管前的井筒准备
1）利用钻具组合中的岩屑床清砂钻杆，采用倒划眼起钻方式破坏岩屑床，修复井筒。
2）采用Φ.4mm牙轮钻头+×双母接头+Φ.0mm稳定器+Ф.7mm钻具止回阀+Φ.6mm加重钻杆×2根+Φ.0mm稳定器+Ф.6mm普通钻杆×28根+Ф.6mm岩屑清砂钻杆1#+Ф.6mm钻杆15根+Ф.6mm岩屑清砂钻杆2#+Ф.6mm钻杆15根+Ф.6mm岩屑清砂钻杆3#+Ф.6mm钻杆的钻具组合，下套管前模拟套管串的刚度通井。
3）通井到底后大排量循环2周，短起下钻修复井壁、破坏岩屑床，验证泥岩段井眼稳定性，监测上提下放摩阻，确保井眼畅通无阻；若通井下钻无遇阻，短程起下钻到底循环1周后注润滑封闭浆封水平段起钻，若通井下钻有遇阻，短程起下钻必须通过遇阻井段，遇阻段无反应后方可下至井底循环注润滑封闭浆。
4）水平段替入3.0%～4.0%液体润滑剂和6.0%～8.0%固体润滑剂复配形成的高效润滑封闭浆，封闭整个水平段，以降低水平段的摩擦系数。
7、长水平段窄间隙固井技术
针对长水平段环空间隙窄，固井过程中摩阻大、施工压力高、顶替排量受限而顶替效率低等问题，通过优化水泥浆配方、采用“紊流+塞流”复合顶替方式、套管居中等措施，来保证长水平段窄间隙固井质量可靠。
（1）水泥浆体系优化
为提高水平井固井后环空的有效封隔性，使水平井桥塞分段压裂后增高产量，在三开Ф.4mm井眼下Ф.3mm套管，采用了一次上返固井工艺。针对窄间隙固井，环空间隙宽度仅有19.05mm带来的易堵塞、水泥环薄等问题，采用了膨胀降失水水泥浆，其配方为G级水泥+增强剂+降失水剂+增韧材料+缓凝剂+水，性能见表4。
表4膨胀降失水水泥浆的性能
注：1）抗压强度的测试条件，55℃/24h指55℃温度下老化24h，55℃/48h指55℃温度下老化48h；2）稠化条件为85℃/40MPa。
（2）“紊流+塞流”复合顶替方式
采用漂浮下套管技术，漂浮接箍最大外径.2mm，环空间隙7.1mm，较套管接箍环空间隙小5.6mm，顶替施工压力高，易砂堵憋泵。为此，顶替过程中采用“紊流+塞流”复合变排量顶替，控制井口压力，提高顶替效率，预防井漏、砂堵憋泵发生，保证固井质量。施工过程中尽量使领浆、尾浆出套管时达到紊流，采用0.8m3/min排量替浆，提高水泥浆顶替效率，在领浆通过漂浮接箍环空段时降低排量至0.5m3/min，用塞流顶替，降低环空压力，降低压漏地层、砂堵憋泵的风险。
（3）套管扶正技术
采用一体化的Ф.3mm弓簧弹性套管扶正器，该扶正器具有结构强、与井壁点接触、活动阻力小、居中度高、可通过性强等特点。与常规螺旋扶正器比，扶正效果好，过流面积较大，可大幅度减小下套管摩阻。水平段每2根套管安放1只该套管扶正器；进入直井段、斜井段技术套管内后，每3根套管安放1只该套管扶正器，保证套管居中度，避免出现套管紧贴下井壁造成“宽窄边”现象，有效提高水泥浆顶替效率和固井效果。
三、现场试验
1、整体试验效果
苏里格致密气藏超长水平段钻井完井关键技术在靖45-24H2井和靖50-26H1井进行了现场试验，施工过程中无井下故障和复杂情况发生，整体效果良好。两口试验井的具体技术指标见表5。
表5试验井的技术指标
靖45-24H2井和靖50-26H1井平均完钻井深m，平均水平段长.5m，平均钻井周期50.93d，平均机械钻速12.94m/h。其中，靖50-26H1井完钻井深m、水平段长m，创造了长庆油田最深井及陆上最长油气井水平段2项纪录。
2、关键技术试验效果
（1）采用前述井眼轨道设计技术，提高造斜点，减小纠偏井段的最大井斜角，通过增斜扭方位方式控制扭方位井段全角变化率为6°/30m，将斜井段全角变化率由12°/30m降至5°/30m，摩阻降低30%。井眼轨道优化设计前后的数据见表6。
表6井眼轨道优化设计数据
注：优化前剖面，指直—增—稳—降斜扭方位—稳—增—水平段；优化后剖面，指直—增—稳—增斜扭方位—稳—增—水平段。
（2）在靖45-24H2井和靖50-26H1井都采用了“SF56H3型PDC钻头+螺杆钻具+MWD”组合进行钻进，单只钻头最高进尺m，机械钻速11.73m/h，平均单只钻头进尺m,平均机械钻速12.53m/h，较优化前机械钻速提高53.74%；斜井段应用Ф.1mm水力振荡器时的平均滑动机械钻速6.55m/h，较未应用该水力振荡器时的滑动机械钻速提高87.23%；水平段应用Ф.0mm水力振荡器平均滑动机械钻速4.39m/h，较未应用该水力振荡器时的滑动机械钻速提高.6%。
（3）为降低水平段施工难度和钻井成本、提高施工效率，分段应用了“PDC钻头+螺杆钻具+MWD+水力振荡器”常规钻具组合与旋转导向钻具组合。旋转导向技术钻进参数：钻压50~80kN，转速85~90r/min，排量18~20L/s，泵压30～35MPa。使用井段最大全角变化率2.81°/30m、平均全井变化率0.74°/30m，分别较常规组合低20.93%和60.63%（见表7），井眼轨迹平滑。完钻时下放摩阻30~45kN，扭矩18~23kN·m，与采用常规组合钻进m长水平段的摩阻扭矩相当。根据近钻头伽马成像，靖45-24H2井和靖50-26H1井水平段砂岩钻遇率分别为%、99.3%，气层钻遇率分别为93.9%、98.0%。
表7常规钻具与旋转导向钻具应用数据对比
（4）在长水平段应用了高效强抑制润滑水基钻井液，控制其密度在1.27~1.35kg/L，漏斗黏度55~65s，API滤失量2.5~3.5mL，高温高压滤失量8~12mL，含砂量0.2%~0.3%，塑性黏度22~35mPa·s，动切力10~14Pa，动塑比0.45~0.60。控制钻井液动切力不低于10Pa、动塑比不小于0.45，保证了钻井液的携岩效果，抑制了泥岩水化膨胀，有效降低了摩阻扭矩，保证了水平段的安全高效钻进。同区块用不同钻井液时的通井摩阻、扭矩对比见图4。
（a）同区块用不同钻井液时的通井摩阻对比
（b）同区块用不同钻井液时的通井扭矩对比
图4采用不同钻井液时的通井摩阻、扭矩对比
由图4可知：采用相同的钻具组合通井时，钻具组合下至靖45-24H2井、靖50-26H1井水平段m处的摩阻分别为和kN，扭矩分别为12和14kN·m，与同区块采用常规钻井液施工时靖72-58H2井（水平段长m）的情况相比，下放摩阻降低32%~42%，扭矩降低22%~33%。
（5）在靖45-24H2井和靖50-26H1井下套管时采用了NDS盲板式漂浮接箍，水平段下套管顺利，摩阻降低近50%。下套管之前，利用Landmark软件进行计算分析，漂浮接箍以下摩阻系数取0.5~0.7，技术套管内摩阻系数取0.2，钻井液密度1.35kg/L，对应浮力系数0.83。按此计算，靖45-24H2井漂浮段长m时，套管下至目的位置后的井口悬重为.3~.9kN，下完套管实际井口悬重在~kN；计算可得靖50-26H1井漂浮段长度m时，套管下至目的位置后的井口悬重为.3~.4kN，下完套管实际井口悬重~kN。悬重实际值与计算值基本符合。
在靖45-24H2井和靖50-26H1井，完井套管柱下入摩阻对比情况如图5所示。
图5完井套管柱下入摩阻对比
由图5可知，靖45-24H2井、靖50-26H1井的完井套管柱下至水平段长m处时，下放摩阻分别为和kN，与同区块靖72-58H2井（水平段长m）的情况相比，下放摩阻降低38%~52%。
总结
1、针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题，进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁，以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和“旋转引鞋+套管漂浮”下入等技术研究，形成了苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术。2、在超长水平段水平井，通过配套处理措施，用强抑制润滑水基钻井液替代油基钻井液，能保障超长水平段的延伸能力。3、“旋转引鞋+套管”漂浮下入技术、长水平段窄间隙固井技术配套应用，能降低套管摩阻和下入难度，保障完井套管柱安全顺利下至预期位置。4、建议根据钻井工程设计，在超长水平段施工初期配合应用旋转导向技术和近钻头方位伽马成像技术，精准控制井眼轨迹，使其穿行于有效储层中，并使井眼轨迹平滑、储层钻遇率提高，达到提高钻速、降摩减扭、最大限度延伸水平段长度的目的。本文作者：史配铭，倪华峰，石崇东，王学枫，王万庆，屈艳平，文章由油媒方整理发布，内容不做商用，仅用于技术交流，如有侵权，请联系小编删除。预览时标签不可点收录于话题#个上一篇下一篇转载请注明：http://www.sanmenrenjia.com/yzzn/7194.html
