吉木萨尔致密油钻井提速技术与实践

张茂林 万云祥 谢飞龙 张彦华 段 江

（中国石油西部钻探准东钻井公司，新疆阜康 831511）

吉木萨尔致密油钻井提速技术与实践

张茂林 万云祥 谢飞龙 张彦华 段 江

（中国石油西部钻探准东钻井公司，新疆阜康 831511）

水平井技术是实现致密油开发的重要途径。2013年在吉木萨尔致密油区开展了水平井井组开发先导性试验，针对水平井裸眼长、水平段长、位移大的特点，及钻遇地层井壁易垮塌、井漏、机械钻速低、钻井周期长等主要技术难点，在分析地层特征的基础上，通过优化简化井身结构、井眼轨迹控制、优化钻井液体系、开展个性化钻头及小井眼降摩减扭措施和配套工具的技术攻关和现场应用，初步形成了一套吉木萨尔致密油水平井钻井提速技术，同比机械钻速提高98.27%、钻井周期缩短17.92%，为吉木萨尔致密油长水平段水平井进一步提速及规模应用奠定了基础。

致密油藏；钻井提速；长水平段；水平井；钻头；钻井液；吉木萨尔

准噶尔盆地致密油勘探领域广阔，资源潜力巨大，一旦突破将是新疆油田实现储量跨越式增长的重要接替领域。准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组致密油藏，位于吉木萨尔凹陷东斜坡区，岩性圈闭构造形态为一整体由西北向东南抬升的单斜，平面上大致呈“类长方形”展布。致密油开发先导试验井组是部署在吉174井区上甜点的10口水平井，采用“2+2+6”模式，建3个水平井平台。平台1、平台2各部署2口井，平台3部署6口井丛式水平井组。该区储层岩石种类复杂，发育云质、灰质以及正常碎屑岩，储层致密，通常孔隙度小于10%、渗透率小于1 mD。由于油气聚集机理不同于常规储层，采用水平井钻井方式提高单井产能。 截至2013年12月完成7口井水平井施工，通过致密油水平井施工实践，摸索出一套优快钻井的方法，初步形成井身结构设计、各井段钻具组合设计、水平井施工优化方案、钻头优选等技术，为致密油钻井提速提供技术支持。

1 钻井施工技术难点

（1）长裸眼直井段防斜打快与防碰风险较高。直井段段长2 900 m，地层条件复杂，依次为：新近系、古近系，发育大套膏泥岩、膏岩层，吸水易膨胀、缩径，施工中极易遇卡、遇阻；侏罗系屯河组、西山窑组地层硬脆性泥岩和煤层易垮塌掉块，易发生垮塌卡钻及漏失，三工河组、八道湾组地层造浆，造成钻井液固相污染，泥岩段存在缩径现象；三叠系克拉玛依组、烧房沟组、韭菜园组和二叠系梧桐沟组泥岩易发生水敏性垮塌，临井钻井中多出现挂卡和井壁垮塌。先导试验井部署丛式井组3口水平井，井间距10 m，防碰扫描结果表明，施工过程中防斜与打快矛盾突出。

（2）造斜段和水平段可钻性差，机械钻速低。侏罗系上部地层可钻性相对较好，侏罗系下部及三叠系以下可钻性较差。三叠系以下地层岩性致密，硬度大，二叠系梧桐沟组地层岩性均质性差，夹层多且含砾，卢草沟组储层埋深3 100~3 300 m，地层可钻性级值6~7级，研磨性4~6级，常规PDC、牙轮钻头的适用性较差，前期梧桐沟组牙轮钻头平均钻速1.53 m/h，常规PDC钻头平均钻速1.38 m/h，机械钻速低，钻井周期长。

（3）梧桐沟组地层水敏性强，造斜中稳斜和绕障施工难度大。二叠系梧桐沟组地层易发生垮塌掉块，在该地层进行造斜和115 m和265 m绕障扭方位，造斜绕障井段长，滑动井段增加，造成机械钻速低，施工中易发生井眼坍塌等恶性事故。

（4）小井眼长水平段摩阻扭矩大，后期轨迹控制难度大，严重影响钻井效率。随着小井眼长水平段延伸，循环压耗大，钻具柔性大，摩阻扭矩高，携岩能力差，井眼清洁困难，易造成井下复杂和卡钻事故；水平段在1 300 m以上时轨迹控制难度大，滑动井段摩阻大、钻井液返速低，频繁发生托压和钻具自锁等问题，严重影响钻井速度。

2 施工技术措施

2.1 井身结构和井眼轨道优化设计

前期勘探采用四开井身结构，根据地层压力剖面和临井钻井事故与复杂情况分析，井身结构从能满足水平段多级压裂管柱的要求，技术套管封固复杂井段，降低定向绕障、长水平段钻井风险，为提高钻井效率提供可靠的钻完井工艺措施等方面进行了优化。技术套管下入到卢草沟组储层40~50 m，为长水平段钻井提供条件，井身结构如图1。

图1 优化后的井身结构

采用该井身结构，有效封隔梧桐沟组以上复杂地层，二开采用Ø241 mm井眼钻至造斜点，造斜段采用Ø216 mm井眼，解决了上部1 000 m膏泥岩段和复杂地层井壁不稳定对同尺寸钻头造斜弯螺杆下入的影响；依据致密油储层压力和地层岩性特征，降低钻井液密度的使用，对长水平段缓解高泵压、提速起到重要作用。

通过确定井身结构对井眼轨道进行了优化，采用“直—增—稳—扭—增—水平”三维剖面设计，对不同造斜率、方位变化率、扭方位位置的井眼轨迹和摩阻进行对比分析，降低了井眼轨迹控制难度，形成了115 m、265 m绕障井，分别在Ø216 mm井眼造斜段完成扭方位控制，确保轨迹圆滑，安全下入多级压裂管柱。

2.2 直井段防斜打快钻井技术

丛式水平井组直井段平均段长达2 900 m，直井段防碰是丛式井组施工的重点之一。经临井钻井实际和地质分析，该井段防斜打直是防碰的最佳方式，采用塔式加钟摆钻具组合，个性化PDC钻头设计，在钻头部齿使用16 mm和19 mm复合片切削齿合理布置，小角度切地层削角提高钻头攻击性能，提高复合片抗研磨性和穿夹层能力方面进行了针对性设计；钻井参数采取钻压10~30 kN，钻井排量55~60 L/s，转速120~150 r/min实施防斜打快，在地质地层划分的交界面井段每钻进100~150 m进行加密测斜，预测井眼间距，实现直井段井斜控制小于2°。在JHW019井使用一只钻头5.58 d时间完成二开2 350 m直井段，平均钻速达24.5 m/h。

2.3 三叠系、二叠系钻头优选

通过钻头适应性和对井壁稳定性分析，造斜段优选短保径5刀翼PDC钻头，Ø16 mm切削齿和高攻击性切削角，在复合钻进时扭矩小切削能力强，提高三叠系韭菜园组、二叠系梧桐沟组的钻速；针对井壁易跨特征，增加钻头水眼，由4个喷嘴增加到7个喷嘴，减少射流对不稳定井壁的破坏；通过试验实现了1只牙轮造斜+1只PDC完成绕障，平均机械钻速3.59 m/h；使用1只PDC钻头一趟钻完成常规造斜井段，进尺413 m，机械钻速3.10 m/h。造斜段平均机械钻速同比提高79.5%。

小井眼水平段，根据区块地层特征和前期PDC钻头使用，进行适应性分析，优选6刀翼，高强度耐磨Ø16 mm切削齿钻头，满足定向钻进时工具面稳定，扭矩小，造斜能力强。实现了1只PDC钻头2次更换螺杆，进尺1 310 m，钻速4.77 m/h，机械钻速同比提高62.12%。

2.4 造斜、水平段轨迹控制

造斜点相互错开是丛式井防碰的主要措施之一，根据绕障轨迹优化方案，为消减因直井段位移导致定向段造斜率、扭方位绕障难度增大问题，提前上调造斜点，可极大缓解定向段轨迹控制压力，在致密油丛式井水平井施工中，按轨迹优化设计各井造斜点直井段垂深相差在35~100 m。钻完直井段后，根据直井段井斜情况及时做好二次剖面设计及施工预案，优选螺杆度数，在造斜初期因造斜率偏低，选用度数1.5°单弯螺杆，采用轨迹监控软件随钻作图并预测，不断与当前井底的实际造斜率进行对比分析，在定向初始尽快使各井井眼分离，以取得防碰成功。

绕障在很多情况下是在磁干扰条件下进行，由于施工中受各种因素的影响， 井眼方位难免出现超出一定范围的方位偏离。实施中造斜段扭方位在井眼方位的调整控制过程中， 进行了综合考虑， 一是尽量减少井眼的狗腿严重度；二是方位控制选在下技术套管之前， 将井眼方位调整到合适的范围内；三是减轻给后续长水平段施工造成困难。因此调方位井段选择在井斜角增至 40°以后，采用大单弯中高速螺杆度数，采取一边增斜、一边稍扭方位的措施。经过实践115 m绕障井，扭方位在二开段调整完成；265 m绕障井，方位调整至增斜入靶的最佳井斜和方位，从而大幅降低扭方位作业施工难度，提高机械钻速。

水平段优选钻具组合，采用Ø101.6 mm钻杆降低循环压耗，增强钻具抗扭强度，使用Ø127 mm单弯螺杆柔性钻具增斜入靶后，复合与滑动钻进交替进行，为了减少调整井斜的次数，提高机械钻速，定向时将井眼轨迹控制在下靶区，而后依靠复合钻进时井斜自然增加的规律使井身轨迹逐渐靠近设计轨道。当井斜增到一定程度后，采用滑动钻进与复合钻进相结合的方式随时校正井眼轨道，保证实际井眼按设计轨道施工。随着水平段的延伸大角度螺杆施工摩阻扭矩增大，采用1.25°螺杆完成1 300 m水平段施工。4口1 300 m水平段井复合钻进进尺占62.8%，复合机械钻速是滑动钻进的2~2.5倍，取得了好的提速效果。

2.5 使用水力振荡器工具，提高水平段的钻井速度

水力振荡器通过水力作用产生沿钻具轴线方向上振动，利用振动将静态的摩阻转变为动态摩阻，把单纯的机械式加压改为机械与液力相结合的加压方式来提高钻进过程中钻压传递的有效性和减少钻具与井眼之间的摩阻，减少扭转振动， 提高机械钻速；通过减少钻进过程中的摩阻和扭矩，使得钻压易于传递、工具面易于控制，提高水平段的钻井效率。

长水平段摩阻扭矩大是钻进中突出的问题之一，随着位移的增加需对实钻摩阻和扭矩进行监测和分析，采取相应的措施以实现长水平段安全快速钻井。JHW018井是本区块目前水平段最长、位移最大的一口井，利用LANDMARK软件进行了摩阻扭矩值模拟和实钻跟踪，从而指导钻井现场施工。在JHW018井水平段1 300 m以后延伸段4 572~ 5 325 m，钻具加入AG-itator公司生产的水力振荡器减摩降阻，工程措施上采取短起下钻、大幅度活动钻具，滑动钻进时， 一个单根最后 2~3 m可尽可能采用复合钻进的方式钻进， 钻完1个单根进行1~2次划眼， 然后下放到底再测斜，这样有利于携带岩屑；在造斜率允许的条件下尽量多采用复合钻井的方式钻进， 这样既可改善井眼的平滑性， 又可促进钻屑的返出，提高常规钻具组合在长水平段的延伸钻进能力，进尺753 m平均钻速可达4.85 m/h。对比发现（表1），采用水力振荡器时滑动钻进机械钻速提高48.16%，复合钻进机械钻速提高15.28%；取得了非常显著的效果。

表1 水力振荡器使用与未使用钻速效果对比

2.6 钾钙基聚璜有机盐钻井液体系的应用

钻井过程中井壁失稳易造成井壁垮塌、缩径、漏失、卡钻等井下复杂情况和事故。该区块已钻井复杂统计表明每口井都有不同程度的缩径、掉块、挂卡。致密油井区钻井井壁稳定问题一种是强水敏性地层（蒙脱石含量高达80%以上 ）及钙、膏泥岩的水敏性坍塌；另一种是由地应力引起的层理发育的泥页岩地层的硬脆性坍塌。

针对井壁失稳问题优选钾钙基聚璜有机盐钻井液体系，该钻井液具有强防塌和抑制能力，适用于该区块安全、快速钻井。

直井段地层的膏质泥岩强化钻井液的强抑制性， 确保钻井液封堵防塌能力；钻至三叠系、二叠系梧桐沟组地层出现严重的硬脆性泥岩掉块，因此保持钻井液抑制性、封堵性，提高润滑性，钻井液密度提高到1.48~1.50 g/cm3，保持高液柱压力物理支撑井壁。在造斜前混入白油5%，进入造斜段后逐步提高到白油含量10%，增强钻井液的润滑防卡性能。水平段施工降低钻井液密度至1.42~1.43 g/ cm3，配合钻具组合降低循环压耗，提高井眼清洁效率；随着水平段延伸，钻进过程中补充白油含量逐步提高到12%~15%，配合使用固体润滑剂，保持良好的润滑性；监测钻井液中钙离子、碳酸氢根、碳酸根浓度变化，及时处理维护，钻井液中保持钙离子浓度400~600 mg/L，钾离子含量25 000 mg/L，pH值10~11，提高钻井液抗污染能力；合理使用固控设备及时清除钻井液中有害固相，控制钻井液低的固相含量；配合工程措施，各次通井使用超细纤维洗井液清扫井眼，小井眼井段打封闭浆封闭等措施，保证了水平段安全钻进。

3 实施效果

通过以上措施，已完成的先导试验井组小井眼水平井，同比平均钻井周期降低17.92%，平均机械钻速提高98.27%，完成井平均水平段长1 456.77 m，油层钻遇率95%，井区首次完成水平段长1 964 m，满足最大23级压裂管柱顺利下入并成功完井，取得了良好的提速技术实践效果。

4 结论与建议

（1）通过致密油小井眼水平井的钻井技术攻关和实践，初步形成了吉木萨尔致密油水平井钻井井身结构设计、井眼轨迹控制、钻井液体系研制、钻具合理组配、施工工艺优化等钻井配套技术，适应本地区钻井地质特点，提高了钻井速度，为后续钻井提速技术推广和进一步提高吉木萨尔致密油开发效益提供了经验。

（2）应用降低摩阻、扭矩的新工具和新技术，提高了长水平段的钻井速度，通过水力振荡器的使用优化井段，有利于降低钻井成本。

（3）随着水平段的延伸，井眼清洁及防卡是突出问题，需进一步开展井眼净化与防卡监测系统研究。通过调整钻井液润滑性能，配合工程措施，能有效减低摩阻和扭矩，需进一步利用软件对水平段钻进过程中摩阻和扭矩进行跟踪，指导现场钻井，提高施工效率，缩短钻井周期。

（4）建议继续开展个性化PDC钻头、长水平段钻井液、工艺技术等方面的攻关，进一步提高钻井速度，探索致密油水平段2 000 m以上的长水平段钻井提速技术，满足致密油多级大规模压裂提高开发效益的需求。

［1］谭平，岳砚华，雷桐，等．长庆小井眼丛式井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2002，24（1）：11-14．

［2］钱峰，杨立军.吐哈盆地北部山前带深层致密气藏水平井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2013，35（1）：19-22．

［3］赵文彬，巢贵业，邓红琳．大牛地气田钻井工程实践与认识［J］.重庆科技学院学报：自然科学版，2011，13（6）：9-11．

［4］黄鸿，李俞静，陈松平.吉木萨尔地区致密油藏水平井优快钻井技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（4）：10-12.

［5］闫振来，牛洪波，唐志军，等.低孔低渗气田长水平段水平井钻井技术［J］.特种油气藏，2010，17（2）：105-108.

［6］唐洪林，唐志军，闫振来，等.金平1 井浅层长水平段水平井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2008，30（6）：11-15.

［7］蔡利山，林永学，王文立.大位移井钻井液技术综述［J］.钻井液与完井液，2010，27（4）：1-13.

（修改稿收到日期 2014-08-10）

〔编辑 付丽霞〕

Technology and practice of increasing drilling rate for tight oil in Jimusar

ZHANG Maolin,WAN Yunxiang,XIE Feilong,ZHANG Yanhua,DUAN Jiang
（Zhundong Drilling Company,CNPC Xibu Drilling Corporation,Fukang831511,China）

Horizontal well drilling technology is a critical way for tight oil development.In 2013,a pilot test was carried out for horizontal well group in tight oil area in Jimusar.In view of long openhole,great displacement of horizontal section,and technical difficulties such as collapse wellbore,lost circulation,low penetration rate and long drilling cycle,a technology for increasing drilling rate for tight oil in Jimusar has been preliminarily generated.It is based on analysis of formation features,optimizing the wellbore configuration,control of wellbore trajectory,optimizing drilling fluid system,making individual drilling bits,reducing drag and torque in slim hole and field application of supporting tools.As a result,the penetration rate was increased by 98.27%,and drilling cycle was shortened by 17.92%.The technology lays solid foundations for further speeding up and larger application scale of long horizontal sections for tight oil in Jimusar.

tight oil reservior;drilling rate increasing;long horizontal section;horizontal well;drilling bits;drilling fluid;Jimusar

张茂林，万云祥，谢飞龙，等.吉木萨尔致密油钻井提速技术与实践［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：18-21.

TE243

：B

1000–7393（2014） 05–0018–04

10.13639/j.odpt.2014.05.005

张茂林，1967年生。2009年毕业于西安石油大学石油工程专业，高级工程师。电话：13779261213。E-mail：zdzml123@163.com。