苏里格气田水平井快速钻井技术

周文军 欧阳勇 黄占盈 吴学升 王俊发

1．中国石油长庆油田公司油气工艺研究院 2．“低渗透油气田勘探开发”国家工程实验室3．中国石油长庆油田公司工程监督处

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上最大的整装气田，同时也是致密砂岩气藏的典型代表。主力气层埋深3 300～3 500m，大量数据表明，该气田是典型的低渗透（0．06～2mD）、低压力（压力系数0．87）、低丰度［（1．1～2）×108m3／km2］气田，其“三低”特征决定了气田单井的低产现状。地层可钻性较差、岩性致密导致苏里格开发初期机械钻速低、钻井周期长、开发成本高，根据评价投入产出结果，苏里格气田不能实现经济有效开发［1－3］。为提高钻井速度，降低开发成本，解决气田规模效益开发难题，2008年开始，中国石油长庆油田公司科研人员转变思路，针对制约钻井速度的一系列瓶颈技术展开攻关，推进了主体开发方式由直井到水平井的转变［3－4］，平均井深突破4 500m，走出了一条低成本水平井快速钻井的新路子，实现了苏里格气田的整体效益开发［5－6］。

1 水平井钻井难点分析

1．1 机械钻速低

苏里格气田属于非均质性极强的致密岩性气田，储层深度达3 500m，钻遇地层中的白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系等地层硬度高、可钻性差，其中纸坊组—石千峰组为含砾石夹层砂岩，钻时极慢，直井段平均机械钻速5．37m／h，斜井段复合钻进平均机械钻速1．01m／h，滑动钻进平均机械钻速0．35m／h。钻进时蹩跳严重，往往造成PDC钻头切削齿崩裂、肩部齿脱落、保径严重磨损等早期损坏（图1）。

图1 PDC钻头损坏照片

1．2 轨迹控制难度大

苏里格气田实钻资料显示，在横向甩开几百米甚至几十米的情况下，储层垂深会发生很大的变化，含气砂体厚度分布不均，发育不稳定，有时会出现砂体变薄、储层上倾或下倾、甚至尖灭。在斜井段（着陆）入窗及水平段钻进过程中，需要频繁调整井眼轨迹，轨迹控制难度大，造成水平段长度短、砂体有效钻遇率低。

1．3 钻头泥包严重

斜井段钻遇二叠系中的石千峰组、石盒子组多为黏性很强的泥岩，极易黏附在PDC钻头上，堵塞喷嘴，形成泥包（图2），造成机械钻速大幅度降低、泵压升高、甚至钻头长时间无进尺。

图2 PDC钻头泥包照片

1．4 井壁泥岩坍塌

苏里格气田钻遇地层直罗组、延安组、延长组、石千峰组、石盒子组都存在大量泥岩夹层，其中石千峰组、石盒子组地层的大段泥岩水化力极强，易出现吸水膨胀，造成井壁失稳、垮塌、掉块等现象［7］，从而导致后期下套管、固井施工困难。如苏平14－1X－3H井因为斜井段井壁坍塌，套管无法下入井底被迫填井侧钻。

2 水平井快速钻井技术

2．1 水平井井身结构优化

针对苏里格气田地层岩心可钻性分析，并对不同钻头尺寸模拟水平井钻进参数时的机械破岩能力进行对比，由表1可以看出，215．9mm钻头在一定条件下，破岩能力最强。斜井段优化为215．9mm井眼可大幅提高机械钻速。

针对苏里格气田水平井311．2mm钻头机械钻速低、203mm螺杆造斜率小、斜井段施工周期长、井壁稳定性差等难题，通过理论研究和现场试验，并参考井身结构设计方法［8］中套管与井眼之间环空的合理间隙［9］，优化形成苏里格气田水平井的273．1mm×177．8mm×裸眼的主体井身结构（图3），表层井眼尺寸由444．5mm优化为346．1mm，第二次开钻使用尺寸241．3mm的钻头钻至造斜点，取消了导眼段，斜井段再采用215．9mm钻头钻至入窗点，下入177．8mm技术套管，水平段优化为152．4mm井眼。

表1 不同钻头尺寸钻进破岩能力对比表

图3 苏里格气田水平井主体井身结构优化图

2．2 PDC钻头个性化设计

2．2．1 斜井段PDC钻头设计

根据苏里格气田多硬夹层地层的特点，215．9 mm的PDC钻头采用等磨损原则和等切削原则相结合的方法进行设计，在基本轮廓理论曲线方程进行拟合的基础上，结合钻头设计经验和使用钻头类比［10－11］，确定钻头为浅内锥、短外锥、抛物线形钻头肩部外形（图4）。

图4 斜井段PDC钻头结构优化图

对其模拟定向钻进有限元力学分析表明，在一定的钻压下，短外锥的PDC钻头受力均匀，抛物线形钻头肩部外形的连续性过渡可消除集中点载荷，这更有利于PDC钻头的稳定性。外锥短抛物线可以减小钻头与井壁的接触面积，从而减小钻头与井壁之间的摩擦力，减轻钻头与井壁摩擦导致的钻头涡动，提高了钻头定向反应灵敏度。攻击型布齿设计既保证钻头能吃入硬夹层，且钻头钻出硬夹层时切削齿不损坏。此外，增加钻头鼻部至保径部分切削齿的投影密度，有利于保护切削齿，增强钻头穿硬夹层的能力和加强保径的能力。在斜井段施工过程中，这种结构的PDC钻头在较小的钻压下就能获得比常规PDC钻头更高的钻速，同时由于扭矩较小，钻头稳定性强，工具面更加稳定，使斜井段平均机械钻速、单只钻头进尺与寿命大幅提高。

2．2．2 水平井段PDC钻头设计

苏里格气田水平井储层位于上古生界二叠系中统石盒子组，该层上部以杂色、灰色泥岩夹灰绿色砂岩为主，下部以灰白色砂岩夹深灰色泥岩为主。水平井段钻进时，PDC钻头经常出现崩齿、失去保径、偏磨、泥包、定向能力差等问题，严重制约了水平井段施工效率与水平井段实钻长度。

经过对苏里格气田岩石可钻性、钻头破碎规律进行分析，并结合岩心、测井等资料，针对硬夹层设计了双重保护切削结构，减小钻头震动，提高钻头抗冲击能力及耐磨性［12］。根据钻头水平井段钻进时水平射流流体流动场，调整钻头喷嘴的方位角和喷射角度，增加钻头排屑槽面积，降低水力能量对切削齿和刀翼体的冲蚀。此外，根据水平井段施工稳斜的需要，设计了短径螺旋保径5刀翼结构，减小PDC钻头反扭矩，提高钻头定向和稳斜能力［13］（图5）。

图5 水平井段PDC钻头优化设计结构图

2．3 井眼轨迹控制技术

2．3．1 剖面优化设计技术

苏里格碎屑岩地层岩性变化大，纵向上存在目标层提前或推后，横向上岩性变化快。为实现最短施工时间、最低成本消耗，斜井段以井斜约85°稳斜钻进至目标层顶部最为理想。若储层提前，当增斜至90°时，进入靶区储层仅2～3m；若储层推后，可继续稳斜快速向下追踪。因此，苏里格气田根据该区块最优造斜率5°／30m～6°／30m 与斜井段复合钻进比例最大靶前距500m进行研究，优化形成了“上急下缓、直增稳增”的双增剖面设计，使轨迹控制始终占据主动，确保准确入窗，复合钻进井段达70%。

2．3．2 实钻轨迹控制技术

苏里格气田储层含气砂体薄，倾角变化大，LWD测点监测储层信息滞后于钻头位置，实钻过程中井眼轨迹调整频繁，砂体有效钻遇率低。为提高气层有效钻遇率，提高钻井速度，针对轨迹控制难题，通过钻具力学分析与储集砂体走向评价，改变了以往的钻具组合，实施近钻头测量［14］，形成了“精确监控、缓慢纠偏、斜有余地、稳斜探顶”的轨迹控制技术。该项技术能够及时掌握实钻轨迹，并根据地质提示提前做出调整，避免轨迹大幅度变化，降低了轨迹控制难度，提高了砂体有效钻遇率，缩短了钻井周期。2010年该技术在苏6－1A－4HX井应用，实现了砂层钻遇率85．6%，气层（含气层）钻遇率67．6%的突破（图6）。2011年该技术在苏里格气田实现规模应用，先后钻井163口，平均砂岩钻遇率81．4%，气层（含气层）钻遇率65．5%。

2．4 钻井液技术

2．4．1 斜井段钻井液体系

通过对“石千峰组、石盒子组”地层坍塌机理研究，从强化封堵、抑制膨胀和力学平衡三方面进行攻关，研制出CQSP－X强抑制无土相复合盐钻井液体系。体系配 方 为：1．5%SFT－1＋1%SMP－2＋0．3%CMC（PAC）＋0．5%HL－60＋0．2%NaOH＋0．5%CMS＋4%～5%QS－4＋10%～15%KCl＋10%WT－1。其主要性能与三磺钻井液体系对比如表2所示。可以看出，体系防塌能力强、润滑防卡性能好、低剪切速率下携屑能力强。

复合盐钻井液体系2011年开始在水平井全面推广，累计应用约100口井，平均缩短斜井段施工周期7～10d。有效抑制了石千峰组、石盒子组的坍塌，克服了PDC钻头泥包、黏卡等施工难题，携带出的岩屑棱角分明、形状规整、无吸水膨胀，如图7所示。

2．4．2 水平井段钻井液体系

图6 苏6－1A－4HX井实钻井眼轨迹剖面图

表2 优化钻井液前后性能对比评价表

图7 复合盐钻井液体系携带出的岩屑图

在储层伤害评价的基础上，对水平井段钻（完）井液体系从封堵微裂缝、减少滤液侵入，扩大钻井液密度窗口的下限（降低坍塌压力）3个方面攻关试验，优化形成了适合于苏里格水平井段的无土相暂堵钻（完）井液体系。体系配方为：1．0% ～1．5%G314－FDJ＋7%KCL＋5%NaCOOH＋1%G301－SJS＋1．5%G302－SZD＋0．3%XCD＋0．3%PAC－H＋0．5%PAC－L＋0．3%KPAM＋NaCl适量＋NaOH 适量［15］。钻井液体系具有抑制性强（一次回收率达到94%，二次回收率82．6%）、润滑性高、抗温可达120℃、可加重到1．40g／mL、性能稳定性好、屏蔽暂堵效果好（封堵率超过99%），具备“快速”“高效”等特点。

该体系2011年开始在水平井规模推广，现场应用累计超过80井次，平均缩短水平井段施工周期5～8d，应用效果表明，无土相暂堵钻（完）井液体系润滑防卡性能好、低剪切速率下携屑能力强，返出泥岩岩屑内部呈干态，表明抑制性良好，未出现吸水膨胀现象（图8）。

图8 水平井段返出泥岩岩屑内部状况图

3 应用情况

2010—2012年底，以井身结构优化、PDC钻头设计、井眼轨迹控制、复合盐钻井液体系等技术集成配套的水平井快速钻井技术在苏里格气田水平井规模推广应用约240口，平均钻井周期由2010年以前的90．2d缩短至67．1d，井下复杂引起的非生产时间较应用前降低了27．5%，钻井成本下降了1／3，平均砂层钻遇率达到了81%，取得了显著的技术经济效益。2013年该技术在长庆气田水平井全面推广，成为鄂尔多斯盆地快速高效开发的主体技术之一。

4 结论

1）攻关形成了以井身结构优化、PDC钻头设计、井眼轨迹优化与控制、复合盐钻井液体系等为核心的水平井快速钻井配套技术，基本解决了苏里格气田水平井钻井难点。

2）水平井快速钻井配套技术有效提高了机械钻速，大幅度降低了钻井成本，使苏里格气田走出了一条低成本快速钻水平井的新路子，实现了苏里格气田整体效益开发，2013年在长庆气田水平井全面推广，成为鄂尔多斯盆地天然气快速高效开发的主体技术之一。

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