延页平3井钻完井技术

马振锋 于小龙 闫志远 李晓坤 王红娟 武 骞

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710065；2.西安石油大学，陕西西安 710065）

延页平3井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，该井设计目的层为延长组长7段页岩。该区邻井的钻探表明：钻探过程中，黄土层、洛河组及延长组长6层极易发生井漏。受地质环境的限制，延页平3井设计成大偏移距三维水平井，对井眼轨迹控制、钻柱及套管的减阻降摩具有较高要求［1］。通过优化井身结构、采用各种钻井技术，保证了钻井的顺利施工，也为同类型井的施工积累了经验。

1 延页平3井概况

该井位于下寺湾镇柳洛峪地区，所钻遇地层从上到下依次为第四系黄土层、洛河组、安定组、直罗组、延安组、富县组、延长组。目的层长7为深灰色、灰黑色泥页岩夹薄层粉、细砂岩。该井设计井身结构为：导管段，采用Ø660.4 mm钻头钻进，Ø508 mm导管下深60 m，防止表层黄土发生裂缝性井漏；一开采用Ø 444.5 mm钻头钻进，Ø339.7 mm表层套管下深430 m，封固洛河组以上易漏层；二开采用Ø311.1 mm钻头钻进，Ø244.5 mm技术套管下深1 835 m，封固长6易漏层，同时采用油基钻井液打开长7页岩层，能有效防止钻进中泥页岩的垮塌；三开采用Ø215.9 mm钻头钻进，Ø139.7 mm套管下至3 267 m完井。

2 施工技术难点

（1）井眼轨迹控制难度大。该井水平偏移距达600 m，是国内偏移距最大的水平井，斜井段钻进不仅要增加井斜，还要对方位进行同步调整。

（2）井眼稳定性差。所钻遇地层坍塌压力较低，需要维持较高的钻井液密度，容易引起井漏，严重影响钻井速度。

（3）偏移距大，扭方位大，而且水平段长达1 200 m，钻井过程中摩阻较大。

（4）摩阻较大，导致套管下入困难，难以保证套管一次下到底。

3 主要技术措施

3.1 钻具组合优选

针对延页平3井偏移距较大、水平段长、井眼轨迹控制难的特点，采用倒装钻具组合，并采用斜台阶加重钻杆，三开过程中使用钻杆防磨套，降低了钻井过程中的摩阻扭矩，保证井眼轨迹按照设计要求钻进。水平段具体钻具组合为Ø215.9 mm钻头×0.25 m+Ø172 mm 1°LZ×8.56 m+定向接头×0.64 m+Ø158 mm无磁钻铤×9.16 m+4A11×410×0.3+Ø127 mm钻杆×1 388.14 m +Ø127 mm无磁钻杆×408.29 m+Ø127 mm钻杆。

钻杆防磨套的加放方法为：直井段每200 m左右加一个，造斜点至技术套管管鞋处每100 m左右加1个。通过计算可以得出钻井过程中的钻机载荷和扭矩［2］，如图 1、2 所示。

图1 钻进过程中转盘扭矩曲线

图2 钻进过程中钻机载荷曲线

由图1、2可知：随着井深的增加，转盘扭矩不断增加，复合钻进至井底时，转盘扭矩最大，为25 287 N·m；钻进过程中的大钩载荷随着井深的增加先增加后减小，这是由于后期大斜度井段及水平段钻进过程中，钻柱产生的轴向载荷主要为钻柱与井眼之间的摩擦力；钻至井底起钻时大钩载荷最大，为978.3 kN；下钻至井底时，大钩载荷为423.4 kN，而此时产生螺旋屈曲的最小钩载为293.2 kN，没有产生螺旋屈曲的风险。综上所述，所用钻具组合能够满足该井钻探过程的各个阶段，没有钻具超载和发生螺旋屈曲的风险。

3.2 钻头选型

为了高效开发延长页岩气，优选适合地层的钻头，通过对地层岩石硬度、抗压强度及可钻性的分析，结合不同钻头破岩机理的不同［3］，试验了多种钻头，对每只钻头的使用情况进行分析，见表1。

表1 延页平3井钻头使用数据

该井分别在斜井段和水平段尝试使用PDC钻头，斜井段机械钻速与延页平1井相比没有大的提高，而水平段采用PDC钻头则取得了较好效果，较延页平1井提高了209%（延页平1井水平段采用MD517X三牙轮钻头，平均机械钻速为4.26 m/h），由此可见，对于延长组页岩气水平井，使用PDC钻头较三牙轮钻头能起到更好的提速效果。

3.3 井眼轨迹控制技术

针对该井井眼轨迹控制难度和摩阻较大的问题，采用国内成熟的“螺杆+MWD”定向控制技术，通过精确测量井斜方位，提高井眼轨迹控制精度。进入大斜度井段后，采用“螺杆+MWD+伽马”的导向技术，能够对实钻地层信息进行精确描述，保证水平井准确入靶，实现页岩穿透率100%。

3.4 油基钻井液技术

延页平3井三开采用高性能的油基钻井液体系。具体配方为：柴油+4.5%有机土+6%氧化钙+8%降滤失剂+7%主乳化剂+4%辅乳化剂+3%润湿剂+7%活性调节剂+3%石灰石，其中石灰石的加量可根据现场实钻情况进行调节［4-5］。

3.4.1 强抑制性

（1）滚动回收率实验。为了考察油基钻井液体系的防塌能力，进行了页岩滚动回收率实验（100 ℃），将15 g页岩放入油基钻井液中进行滚动回收，结果见表2。

表2 页岩滚动回收率实验结果

从表2可以看出：油基钻井液页岩滚动回收率高于清水，热滚后回收的泥页岩棱角较为分明，该油基钻井液具有较好的抑制页岩分散的作用。

（2）页岩膨胀性实验。采用双通道泥页岩膨胀仪测定清水和油基钻井液中的泥页岩膨胀率。将水化能力较强的泥岩样品粉碎成粉末，过200目筛子，每次取5 g泥岩粉末装入实验筒，烘干并在10 MPa的压力下压5 m in，分别测定其在现场用油基钻井液和清水中的膨胀性，实验结果见图3。

图3 泥页岩在清水与油基钻井液中的膨胀量对比

从图3可以看出，泥页岩在清水中2 h之内迅速膨胀，而在油基钻井液则时5 h之内缓慢膨胀，无论是从最大膨胀量还是从膨胀速率来看，同一种泥岩在油基钻井液中均远远小于在清水中，可见该油基钻井液体系具有良好的抑制膨胀的能力。

3.4.2 润滑性能 以柴油作为连续相基油，能保持较高的黏度和静切力，提高了钻井液的悬浮性能，使用有机土、增黏剂、润湿剂和乳化剂调节钻井液性能，极大地改善了滤饼质量，降低了钻柱与裸眼之间的摩阻因数（经测试，摩阻因数在0.1以下），从而降低了钻进过程中钻柱的摩阻扭矩。

3.4.3 抗污染性能 分别向油基钻井液中加入不同百分比的水、CaSO4和20%NaCl溶液，并在100 ℃下滚动16 h，测试钻井液的性能变化，实验结果见表3。可以看出：该钻井液体系具有较强的抗污染能力，其中，抗水侵能力达15%，抗CaSO4达10%，抗盐水侵达15%。

表3 油基钻井液抗污染性能数据

3.5 漂浮下套管固井技术

（1）下套管过程中存在水平段长、偏移距大的问题，造成井筒摩阻因数较大，导致套管下入困难。通过优化模拟不同长度的漂浮下套管技术，优选出最佳漂浮长度为1 500 m［6-7］，计算结果如图4所示。

图4 下套管过程中不同状态的大钩载荷

由图4可知，在非漂浮情况下，若套管下至井底，大钩载荷为149.6 kN，而产生螺旋屈曲的最小钩载为239.1 kN，有产生螺旋屈曲的风险，不能保证套管一次性下放到位；若漂浮1 500 m，则下至井底时，大钩载荷为281.1 kN，此时产生螺旋屈曲的最小钩载为174.0 kN，说明下套管过程中不会产生螺旋屈曲，能保证套管一次性下放至井底。

（2）注水泥过程中存在井壁界面油润湿性，普通前置液及水泥浆难以彻底清洗井壁，导致顶替效率和界面胶结强度较差，难以满足后期分段压裂的要求。通过选用优质的清洗液，增加水泥浆接触时间；选取合适的表面活性剂，使井壁由亲油变为亲水，提高界面水泥胶结强度；同时采用清水顶替，憋压候凝，增大套管内外压差，提高胶结强度。低密度固井水泥浆配方为嘉华G级+100%粉煤灰+5%早强剂+6%微硅+2.5%降失水剂；高密度水泥配方为嘉华G级+0.4%膨胀剂+0.4%分散剂+1.6%降失水剂+1.0%早强剂+1.0% QJ625+0.6%微硅。固井水泥浆性能数据见表4。

表4 固井水泥浆性能

4 结论与建议

（1）延页平3井通过应用“MWD+伽马”的无线随钻测量技术，成功穿透1 200 m的储层，页岩穿透率达100%。

（2）通过优选钻头、钻具组合及钻井参数，特别是水平段成功使用PDC钻头，极大地提高了机械钻速，降低了扭矩和摩阻，找到了一套适合鄂尔多斯盆地页岩气开发的钻井技术。

（3）优选了适合延长组页岩气水平井钻井的油基钻井液体系，提高了钻井液的抑制性和润滑性，防止钻井过程中的井壁垮塌，有效地保护了泥页岩储层。为了降低成本，建议可在以后的钻井中试验采用强抑制性的水基钻井液。

（4）采用漂浮下套管的技术，选取合理的漂浮长度，有效减小了下套管过程中的摩阻，保证套管一次顺利下入，对国内大偏移距水平井的下套管作业有一定的借鉴意义。

（5）采用优质的前置液及双密度水泥浆体系，注水泥过程中未见任何复杂情况，水泥浆返至地面，水泥胶结质量良好。

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