钻井高风险区域试用三级井身结构水平井的构想

任富鹏，李德红

(1.中石化华北石油工程有限公司五普钻井分公司，河南 新乡 453700；2.中石化华北石油工程有限公司技术服务公司，河南 郑州 450006)

0 引言

2017年锦58井区二期开发方案南扩区、三期开发方案中部处于钻井高风险区域，井数14口，完钻8口，平均钻井周期91.31 d，是同期中低风险区完钻水平井平均钻井周期45.23 d的2.02倍；正钻6口，4口井出现漏塌同发现象，截止2018年1月3日，平均单井损失时间10.54 d。完钻井使用小井眼三级井身结构+裸眼预制管柱/悬挂尾管固井完井。前期气田水平井多采用Ø114.3 mm裸眼预制管柱完井，井筒通径小且存在台阶，后续综合治理难度大，限制了水平井产能的高效释放。本文针对以上问题，通过调研分析总结，旨在探索一种适用于锦58井区钻井高风险区域钻完井提速提效的井身结构及完井方式。

1 三级井身结构水平井构想

1.1 锦58井区钻井高风险区域钻井地质概况

锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部、伊陕斜坡与伊盟北部隆起交接地带(图1)，区内断裂发育、构造复杂[1]。根据已钻井情况及三维地震相干切片显示，平面上划分了钻井风险高中低区域，锦58井区二三期开发井14口(占53.8%)位于钻井高风险区域(见图2)。

图1锦58井区区域位置
Fig.1Regional position of Jin-58

图2锦58井区二三期开发井位置
Fig.2Well location of Phase I and II development

纵向上自上而下发育第四系志丹群、侏罗系、安定组、直罗组、延安组，三叠系延长组、二马营组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组和石炭系太原组，目前钻井高风险区域主要采用小井眼三级井身结构(见表1)，二开钻进过程中，刘家沟组易发生失返性漏失、下部石盒子组易井壁失稳，且两个地层组处于同一裸眼井段，钻进过程中重复漏失和井壁垮塌出现频率高。通过对钻井高风险区域井J58P14H井非目的层进行工程成像测井、偶极声波测井及三压力剖面计算，发现易漏层位于刘家沟组下部-石千峰组上部，漏层存在不整合交界面，漏失压力当量密度在1.05～1.25 g/cm3、沿最小主应力方向斜井段的石盒子组坍塌压力当量密度在1.10～1.25 g/cm3，两者之间存在窄负钻井液密度安全密度窗口，且其为漏塌复杂严重的主要原因。

表1 锦58井区目前常用井身结构Table 1 Current well structure in JIN-58area

1.2 窄负钻井液密度安全窗口下井身结构设计与实践

1.2.1 大牛地气田

大牛地气田位于锦58井区东南部，同属伊陕斜坡构造，但地理位置更偏向于鄂尔多斯盆地东中部，钻遇地层与锦58井区相同。其西北角大98井区为最严重的漏失区域，但研究表明该区域刘家沟组的破裂压力当量密度为1.3～1.4 g/cm3,当钻井液密度>1.20 g/cm3时在“激动”压力下才表现为失返性漏失，维护井壁稳定的钻井液密度一般需1.25 g/cm3。由于成本问题与刘家沟组井漏为小范围区域性问题，没有必要修改井身结构，使用与锦58井区相同的井身结构，加强井内压力系统控制和对漏失通道的控制，采用超前预防、控制漏速、迅速穿过漏层、打水泥塞彻底封固的技术思路，现场取得较好效果[2]。

1.2.2 东胜气田锦58井区

东胜气田锦58井区2015年评价初期借鉴大牛地气田井身结构设计经验及防漏措施，未取得有效进展，2015年完钻14口评价井，7口井由于漏塌严重钻井周期超过100 d，平均达129.58 d；2016年在JPH-304井借鉴苏里格经验，在二开设计了Ø228.6 mm×刘家沟组+Ø215.9 mm×A靶点复合井眼，实钻过程中由于井壁裸露面积增大，发生恶性漏失，堵漏用时34.17 d，钻井周期128.23 d，未达到预期目标，上述试验进一步证明处于断裂发育附近的锦58井区钻井地质复杂程度远超过大牛地和苏里格气田。同年在JPH-359井开展了变技术套管下深漏塌分治试验，技术套管下至漏层以下50 m，与邻井JPH-303相比，该井漏塌复杂程度明显降低，各井段施工周期同比缩短7.23%～17.88%。斜井段与水平段施工过程中由于斜井段泥岩井壁失稳，摩阻扭矩较大，使用Ø101.6 mm钻杆水平段延伸能力有限，实钻水平段(长1170 m)提前30 m完钻。

基于JPH-359井变技术套管下深漏塌分治试验初见成效及其它气田在大于Ø215.9 mm井眼条件下去除窄负钻井液安全密度窗口顺利施工的成功经验，同时满足标准规范[3]在破碎带、不整合交界面型漏失地层需考虑必封点的要求，采用大井眼尺寸井眼实现漏塌分治，有望解决锦58井区钻井高风险区漏塌严重及水平段延伸能力有限的问题。

1.3 致密砂岩气藏水平井完井方式趋势

为进一步提速提效及为后期储层改造、生产提供较好的井筒条件，据相关文献报道，在致密砂岩气藏领域，国内外正在探索二级井身结构水平井下大通径完井方式。其中加拿大白桦地地区采用Ø244.5 mm套管×560 m+Ø139.7 mm套管×5000 m套管固井的完井方式，并认为在此条件下使用速钻桥塞+限流射孔多裂缝压裂完井工艺比裸眼预制管柱分段压裂更能实现致密气的有效运用[4]；苏里格气田采用Ø273.0 mm套管×630 m+ Ø139.7 mm套管×B靶点管外封隔器固井完井/裸眼封隔器完井方式完井[5-8]；川西中江区块采用Ø244.5 mm套管×1500 m+ Ø139.7 mm悬挂尾管×B靶点固井方式完井[9-10]。

1.4 锦58井区钻井高风险区域地层物性特征、井身结构及完井方式方案

1.4.1 地层压力

根据锦58井区已钻井的地层三压力预测剖面，获取J58P14H井的不同层位三压力变化范围，见表2。

表2 J58P14H井地层压力梯度 Table 2 FPG at Well-J58P14H

锦58井区孔隙压力剖面的整体分布上来看，安全钻井液密度窗口相对较大，但刘家沟组底，石千峰组上部常发生失返性漏失，严重影响正常钻进过程。因此，安全钻井液密度窗口的设计必须考虑漏失压力，井身结构设计需要考虑封固漏层。

1.4.2 岩性特点

研究区内地层自上而下为新生界第四系全新统，中生界白垩系志丹群，侏罗系安定组、直罗组、延安组，三叠系延长组、二马营组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组，石炭系太原组、局部发育奥陶系马家沟组地层以及太古界，钻井平均揭露地层厚度3300 m。主要的目的层为下石盒子组、山西组及石炭系太原组，下石盒子组普遍发育，山西组和太原组在研究区东北部缺失。

新生界第四系为浅灰黄色砂土层，厚度20 m左右；中生界白垩系志丹群为棕黄、浅灰色粗、中、细砂岩与灰色泥岩互层，底部杂色含砾粗砂岩，厚度690 m左右。

二叠系上石盒子组岩性上部为红色泥岩及砂质泥岩互层，夹薄层砂岩及粉砂岩，厚度130 m左右。

二叠系下统下石盒子组主要为一套由北向南的冲积平原辫状河沉积，厚度110～150 m。按照其旋回性可分为三段，由下往上分别称之为盒1、盒2、盒3段，上、中部为浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩等厚互层，浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩，底部浅灰、灰白色中、细砂岩与棕褐色泥岩。下石盒子早期(盒1期)是辫状河沉积作用鼎盛时期，砂砾岩、含砾粗砂岩厚度大，分布较广泛。区内下石盒子中晚期(盒2、盒3期)，基本上继承了下石盒子期早期的沉积面貌，但河流规模缩小、地层厚度逐步减小，横向上仍可对比。

表层第四系黄土层和志丹群砂砾和泥岩互层易漏、易垮塌，表层套管需要封固此段。

刘家沟组底和石千峰组上部地质构造较复杂，局部发育着低承压能力的破碎带，地层为压力敏感性地层，在较低密度即易漏失，属于裂缝性漏失。在堵漏过程中，由于泥页岩段长期受钻井液浸泡，可能由此诱发卡钻和泥页岩剥落现象。若钻进至上石盒子组后发生漏失，处理井漏周期长，地层浸泡易诱发垮塌，层位主要在石千峰组、上下石盒子组；井段主要为造斜段(45°～80°)。多口井在钻井过程中循环返出层理状剥落岩屑，剥落特征明显。井深结构设计需考虑封堵漏层，减少处理井漏的时间；同时能够提高密度满足双石界面的防塌需求。

1.4.3 井身结构

(1)一开：由于目前环保要求较高，居民在锦58井区水平井附近设置观测井，井深在100 m以内，因此一开井深不能小于100 m，但也不宜太深使上部地层浸泡时间过长污染地层水；此外白垩系志丹群存在含砾粗砂岩，地层胶结差、渗透性较好，钻井过程中存在漏失风险、固井后二开钻进中套管鞋处水泥存在剥落卡钻风险，如J55P2S井在一开400 m深度条件下发生失返性漏失、JPH-394井一开井深439 m，在二开钻进初期套管鞋处水泥掉块导致卡钻，损失时间12.61 d。基于以上考虑在JPH-394井一开实钻井深的基础上增加50 m，设定为500 m。

(2)二开：为封固刘家沟组底、石千峰组上部漏层，JPH-359井技术套管下深至石千峰组顶界以深50 m有效遏制了下部井段的漏失，因此，二开技术套管下深至石千峰组顶界以深50 m左右。

(3)三开：侧钻段与水平段处于同一裸眼井段，根据目前完井方式的发展趋势，进一步探索高效完井工艺及利于气田后期综合治理，水平段采用Ø215.9 mm井眼，下Ø139.7 mm套管。

1.4.4 完井方式

目前大尺寸全通径条件下，致密砂岩气藏的完井方式多为二开条件下套管悬挂至井口的固井完井，但苏里格气田在苏5区块的苏5-13-15H井中试验了裸眼封隔器完井方式，可见固井完井对于致密气藏是否具有普适性尚未达成共识。

鄂尔多斯盆地致密气的储集空间主要为砂岩内颗粒间孔隙，有效孔隙尺寸主要是微米级、纳米级，孔隙多被束缚水占据，裂缝不发育，在不同区域地层水含量有较大差异，原始含水饱和度介于30%～50%，地层水含量较高的区域存在可动水；而页岩气储集空间主要为纳米级孔隙，含水饱和度较低，且以束缚水形式存在，一般不存在可流动的地层水，含气饱和度可超过80%[11]；苏里格气田中部物性由于西部和东部、西部优于东部[12]；川西中江区块沙溪庙组为异常高压层[13]。气藏条件的不同，可能会导致完井方式的不同，因此，广泛用于页岩气及其它气田的固井完井方式，不一定适用于锦58井区钻井高风险区域的储层。

锦58井区所处的十里加汗区带前期压裂试气效果显示：Ø139.7 mm套管固井完井的水平井有 3/4无阻流量低于2万m3/d，平均3.82万m3/d，试气效果不甚理想，表现出其与地层条件及工程工艺的不匹配性。而裸眼预置管柱完井的平均无阻流量为11.68万m3/d。综合考虑固井水泥浆对储层的伤害及完井管柱的成本问题，在借鉴川西悬挂尾管的基础上，采用具有华北特色的管外封隔器不固井完井。

表3 锦58井区井身结构及完井方式Table 3 Well structure and completion in the JIN-58area

2 优快钻完井方案与应急预案

2.1 存在的技术难点

上述钻完井方案与目前锦58井区中低风险区域实施的二级井身结构水平井相比，主要为一开、二开井眼尺寸的增大，完井方案与延长气田、川西中江区块的类似，有成熟经验可以借鉴，具备复制条件，不存在难点；由锦58井区前期施工井经验，快速钻井的难点在于：(1)二开上部大井眼尺寸揭开刘家沟组后的恶性漏失风险；(2)Ø311.1 mm井眼小斜度造斜在锦58井区的适应性；(3)含泥岩段三开井段易井壁失稳条件下的快速钻进。

2.2 快速钻井技术方案

根据锦58井区及邻区相似地层前期钻井经验，针对以上难点制定以下快速钻井方案。

2.2.1 二开上部大井眼防漏堵漏方案

(1)在进入延长组后加入单封、超细碳酸钙等随钻堵漏材料，在进入刘家沟组前100 m加入3%随钻、2%超钙和2%沥青粉/贝壳粉及其他纤维、变形材料，提前防漏。参考堵漏浆配方：井浆+5%随钻堵漏剂(膨润土)+5%复合堵漏剂+10%超细碳酸钙+5%核桃壳粉+5%棉籽皮+5%酸溶膨胀堵漏剂+5%延时膨胀堵漏剂。

(2)采用长寿命PDC钻头，减少起下钻压力波动诱发井漏，确保1～2趟钻完成二开，进入和尚沟组后控速钻进，机械钻速≯12 m/h，使防漏材料及井筒其它固相颗粒缓慢有效封堵微裂缝，固化井壁。锦58井区二开上部井段Ø222.3 mm井眼，单钻头进尺>2100 m的主要有：GS1605TK(4口井)、JRDP5165J(3口井)。

(3)出现小型漏失后配制10%～20%浓度的常规堵漏浆(可含柔性堵漏材料如：石棉绒)进行随钻/静止堵漏，强行钻进，避免多次堵漏；若无法钻进应第一时间采用KPD堵漏。

2.2.2 Ø311.1 mm井眼小斜度造斜方案

锦58井区水平井靶前距一般在350～550 m，造斜点位于石千峰组上部。本设计方案中Ø311.1 mm钻头施工至井斜15°左右，对造斜能力要求不是很高。川西中江和涪陵区块Ø311.1 mm井眼造斜段均采用六刀翼PDC钻头+1.5°单弯单扶螺杆，同时下部下入3～6根钻铤，增加下部钻具质量，保证一定的刚性，从而提高造斜力[14-15]。由于井深和靶前距的差异，在借鉴的同时需根据锦58井区具体情况进行进一步优化。

2.2.3 Ø215.9 mm侧钻、水平段快速钻进方案

2.2.3.1 井眼轨道

目前锦58井区有导眼水平井需要进行侧钻，实际井眼轨道类型为直-增-增-稳-增-平，其中稳斜段长达200 m，不利于现场施工。涪陵、苏里格及延长区块采用直-增-增-平井眼轨道设计，造斜率上急下缓，以84°左右井斜稳斜探气顶，同时通过伽马、钻时的预判提高侧钻段入靶准确性。利于快速钻进、准确入靶的井眼轨道避免了侧钻段的轨迹调整，在快速钻进的情况下，降低了泥岩因浸泡时间过长导致的井壁失稳。2017年导眼段钻井、测井、回填所用的平均时间为19.88 d，若通过轨道设计配合钻井施工、地质、录井准确入靶技术成功应用，实现锦58井区钻井高风险区域的水平井去导眼化，不计算钻井、测井、回填固井等工程费用，钻井周期在现有69.20 d的基础上将缩短28.72%，配合漏塌分治减少的复杂情况时间，钻井周期有望缩短30%以上，控制在45 d之内。

2.2.3.2 钻头、螺杆、钻井液高效协同

控制侧钻段、水平段钻井液密度在1.25 g/cm3之内；使用新的、高质量的螺杆，并注意螺杆寿命，防止因为螺杆故障起钻而延长泥岩段作业时间；优选高效PDC钻头提高机械钻速；使用抑制、封堵性强的钻井液材料降低泥包及劈裂风险。

如JPH-381井使用天津立林7LZ127×7.0XSF型螺杆和S1653FG型钻头；

钻井液配方为：清水+2%～4%钠土+0.2%～0.3%Na2CO3+0.3%～0.5% K-PAM+0.5%～1%K-HPAN+0.5%～1%NH4-HPAN+0.5%～1%LV-CMC+2%～3%防塌剂+2%～3%超细碳酸钙+3%～4%乳化石蜡+2%～3%润滑剂。控制钻井液性能：密度1.25～1.16 g/cm3,粘度55～60 s，塑性粘度20～23 mPa·s，切力10～12 Pa，动塑比0.4～0.5 Pa/ mPa·s，初终切4～6/10～12 Pa，API失水量≤4 mL，高温高压失水量≤12 mL。通过K+和NH4+的晶格固定作用来抑制泥页岩水化膨胀，增强钻井液的抑制能力；采用全酸溶暂堵剂和乳化石蜡充填来封堵泥岩地层，以产生良好固壁护壁作用。水平段单只钻头4.81 d完成1244 m，钻遇泥岩70 m而未发生阻卡现象。

3 结论

(1)根据锦58井区试验效果及其它类似地质条件气田的施工情况，技术套管下深至穿过漏层后的漏塌分治井身结构，有望解决锦58井区钻井高风险区域的漏塌严重问题，从而实现钻井提速。

(2)通过分析该区域的物性特征及井身结构，对比大牛地及东胜气田井身结构设计，同时借鉴川西悬挂尾管技术，提出了华北特色的管外封隔器不固井完井。

(3)提出优快钻井的技术方案包括配套的钻具结构及钻井液配方，有望推进锦58井区水平井去导眼化进程，漏塌分治、快速入靶技术实施成功后可保障锦58井区钻井周期在现有周期上缩短30%，控制在45 d之内。