苏里格气田苏25区块水平井钻井关键技术

王建龙

(中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，天津 300280)

徐旺，郭耀，程东

(中国石油集团渤海钻探工程有限公司，天津 300450)

王波，杨振荣

(中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井工程分公司，河北 沧州 062465)

陈祖红

(中国石油集团渤海钻探工程有限公司第四钻井工程分公司，河北 任丘 062550)

苏里格气田苏25区块开发区域面积590km2，地质储量267.5×108m3，含气层位为古生界二叠系盒8段与山1段，气藏深度3000m以上。该气田属于典型的“三低”气田，采用水平井开发是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径[1,2]。从2016年开始，钻井投资大幅缩减，如何提速提效、降低钻井成本成为水平井效益开发的关键。为此，笔者在分析钻井技术难点的基础上，开展了苏25区块水平井钻井关键技术研究。通过理论研究和新工艺新工具的应用，有效解决了上述难题，形成了水平井安全钻井配套技术，为该区块的效益开发提供了技术支持。

1 技术难点分析

苏25区块存在区域性漏失、大段泥岩段垮塌、水平段携岩困难、轨迹控制难度高等技术难题[3～6]，具体如下：

1)和尚沟组和刘家沟组地层压力因数低(0.84～1.00)，地层承压能力低，区域性漏失风险高，且与石千峰组、石盒子组的易塌地层处于同一裸眼段，有近1000m的漏、塌同层段。

2)石盒子组地层以硬脆性泥岩为主，该段泥岩存在垂直和水平微裂缝，且该井段处于水平段，为了找油层频繁调整轨迹，机械钻速慢，导致裸眼浸泡时间长，钻井液自由水进入微裂缝后，极易造成井壁失稳。

3)裸眼段和水平段长，二开水平井裸眼段长3500m左右，水平段长1000m左右。当井斜超过60°以后，携岩困难，导致摩阻扭矩大，井下卡钻风险高[7,8]。

2 钻井关键技术

为钻进水平段长1000m的水平井，苏25区块配置了50DB和70DB钻机；为满足携岩要求，配置了F-1600HP钻井泵和35MPa高压管线。

2.1 井身结构优化设计

水平井井身结构设计一般除了考虑采油及后期储层改造要求、地层压力和不稳定地层等以外，还要考虑裸眼段的长度、后期钻完井施工的难度、储层保护、开发成本等因素。综合上述因素，苏25区块水平井采用2种典型的井身结构。

1)二开水平井：一开∅311.1mm井眼，下入∅244.5mm套管，封固直罗组；二开∅215.9mm井眼钻进至目的层，下入∅139.7mm套管完井，如图1(a)所示。该类型井身结构具有钻井周期短、开发成本相对低的优点，是未来该区块的发展趋势。

2)三开水平井：一开∅376.4mm井眼，下入∅273.05mm套管，封固宜君组；二开∅222.2mm井眼钻进至入窗点，下入∅177.8mm套管；三开∅152.4mm井眼实现储层专打，裸眼完井，如图1(b)所示。该类型井身结构具有储层保护效果好的优点，但非常规尺寸钻头可选择的余地小，整体钻井周期偏长。

图1 苏里格气田苏25区块典型井身结构示意图

2.2 井眼轨道优化设计

水平井井眼轨道设计在满足实现地质目标的基础上，还需要综合考虑造斜点位置、靶前距、狗腿度、水平段长度和施工难度及成本等因素，具体设计参数如下。

1)靶前距选择。考虑到降低施工难度，尽量降低施工摩阻扭矩，靶前距一般为400m，设计直-增-平三段制剖面；若受地质和地面因素制约， 靶前距可能会增大至500～600m，设计采用直-增-稳-增-平双增剖面。

2)造斜点及造斜率选择。造斜点尽量选择在地层成岩性好且比较稳定的井段。苏25区块一般造斜点选在石千峰组，垂深2300～2800m。为了保证井眼平滑，降低施工的难度和风险，造斜段造斜率一般选择5°/30m，调整井段造斜率4°/30m，入窗段造斜率(2～3°)/30m。

3)水平段长度选择。理论上讲，水平段长度越长，产气量越高，钻井成本和施工难度也会大幅增加。研究表明，水平段长度与产气量并非线性关系，当水平段长度达到一定长度之后，累计产气量不再变化。所以，应该综合考虑区块的地质特征、开发成本、施工技术水平和难度，确定水平段长度。基于低成本开发、螺杆钻具+MWD+伽马常规轨迹控制方式，结合苏25区块水平段长度与产气量的变化情况，确定该区块的水平段长度为800～1200m。

2.3 井眼轨迹控制技术

1)直井段轨迹控制。一开大井眼直井段采用0.75°螺杆，配置稳斜钻具组合，利用随钻测斜仪器监测井斜角和方位角，钻压控制在60～80kN，转盘转速50～60r/min，轻压吊打，结合测斜数据及时调整钻井参数，严格控制井斜角≤1.25°；二开直井段采用1.25°螺杆，配置稳斜钻具组合，利用MWD监测井斜角和方位角，钻压控制在80～100kN，转盘转速50～60r/min，轻压吊打，结合测斜数据及时调整钻井参数，严格控制井斜角≤2.5°。

2)造斜点至入窗点轨迹控制。自造斜点开始，采用1.5°螺杆，配置增斜钻具组合，利用MWD+伽马测井监测井斜角、方位角和入窗点岩性变化，钻压控制在40～60kN，转盘转速30～35r/min，坚持多复合少滑动的原则，保证造斜段井眼轨迹光滑，为后续套管下入创造条件。

3)水平段轨迹控制。水平段采用1.25°螺杆，配置稳斜钻具组合，利用MWD+伽马测井监测井斜角、方位角和岩性变化。为了保证水平段有效施加钻压，同时降低中性点附近受交变应力影响导致钻具损坏风险，加重钻杆倒装在造斜点以上。水平段为了找气层必然会频繁调整轨迹，将导致摩阻急剧增大，出现严重的滑动钻进托压问题。建议使用水力振荡器，通过振动减摩阻的方法缓解定向托压，提高定向效率。现场实践和理论分析结果表明，一般水平段要求水力振荡器安放在距离钻头300～400m位置[9,10]。

水平段入靶前探砂层顶的井斜角在84～85°左右，入靶深度在气层中上部。水平段钻进时，结合岩屑录井和随钻伽马测井曲线，控制水平段轨迹始终处于主力气层中上部，调整井斜时坚持以微调勤调为主，井斜变化率控制在2°/30m之内，单次调整井斜角要求控制在±0.3°之内，单次调整井斜角长度控制在2～5m。

2.4 钻井液性能优化

为了保证水平段安全高效的钻进，造斜点以后井段采用KCl聚磺钻井液体系，该钻井液体系抑制性、防塌性和润滑防卡性极为显著。钻井液性能优化原则为“物理防塌和化学防塌并重，强抑制、强封堵、垮漏结合，统筹兼顾”，既可以解决刘家沟组地层的漏失，又可以解决石千峰组和石盒子组井壁失稳问题。

1)提高钻井液封堵能力。刘家沟组地层承压能力低，钻井液密度不易过高，维持在1.05～1.08g/cm3。钻进时可适当增大黏切，并随钻加入一定量的膨润土、随钻堵漏材料封堵地层；适量加入降失水剂、防塌剂进一步降低失水量，改善泥饼质量，提高井壁稳定性和地层承压能力。

2)根据漏速优选堵漏方法。若漏速≤5m3/h时，混入膨润土浆，提高钻井液膨润土含量，加入2%DCL-1堵漏材料(配方中的百分数均为质量分数，下同)进行随钻堵漏；若无效则泵入堵漏浆Ⅰ(配方：3%膨润土浆+5%单封DCL-1+3%随钻堵漏剂SD-801+3%超细度碳酸钙QS-1)静止堵漏。若漏速>5m3/h，采用堵漏浆Ⅱ(配方：3%膨润土浆+10%单封DCL-1+3%复合中颗粒堵漏剂FH-1+5%随钻堵漏剂SD-801+3%超细度碳酸钙QS-1)，静止堵漏并适当憋压。

3)提高造斜段钻井液润滑性。井斜角增至30°以后，及时加入乳化沥青KRLQ，提高钻井液润滑能力，避免托压，提高钻井时效，并随着井深增加，不断补充加入，确保其含量，严格控制泥饼摩擦因数≤0.06。

4)提高水平段钻井液抑制防塌性能、携岩性能。保障钻井液中K+质量分数为7%～8%，抑制泥岩水化膨胀；及时加入降失水剂，严格控制高温高压失水量≤10mL，失水量≤3mL；加大乳化沥青质量分数至10%～15%，提高钻井液封堵防塌能力；保证钻井液合理的切力值，提高六速旋转黏度计3r/min对应的读值在5以上，保持动塑比在0.36～0.48Pa/(mPa·s)。

5)加强固控设备的使用。做好钻井液净化工作，使用好固控设备，保持间断使用离心机，及时清除无用固相，特别是钻进中反复碾磨后形成的细颗粒，确保泥饼质量。

2.5 井眼清洁技术

保证水平井水平段井眼清洁效率的前提是能够准确判断井下是否有岩屑床的存在，根据判断情况采取相应的技术措施。其中，提高井眼清洁的方法除了提高钻井液排量、转盘转速、定期短起下钻通井、提高钻井液携岩性能之外，还需借助岩屑床破坏器等新工具，有效清除并将岩屑携带出井口。

图2 某井利用摩阻曲线判断井眼清洁情况

1)井眼清洁程度判断。在苏25区块首次利用了不同工况下摩阻变化趋势，判断井眼清洁程度和岩屑床形成的位置。步骤如下：第1步预测大钩载荷，根据实际井眼尺寸、 钻具组合、实钻+设计轨迹和钻井液性能等参数，建立复合钻进、滑动钻进和起钻时的大钩载荷曲线；第2步收集实测大钩载荷，准确收集实钻数据，绘制实钻过程中的复合钻进、滑动钻进和起钻的大钩载荷曲线；第3步通过对比预测大钩载荷和实钻大钩载荷，根据2条曲线偏离值来判断井眼清洁状况。具体判断依据如下：当实钻的大钩载荷与预测的大钩载荷偏离值超过±8%，就说明井眼不清洁，需要采取相应的措施清除岩屑床，才能保证下部井段安全钻进。

某井预测情况如图2所示，钻进至3800、4100、4300m附近大钩载荷异常，说明井眼不清洁，随后及时采取了井眼清洁措施，保证了后续安全钻进。

2) 软件优化保证清洁最优排量。当井斜角超过60°以后，岩屑床厚度和钻井液中悬浮岩屑质量分数急剧上升。但是当钻井液中悬浮岩屑质量分数小于5%，岩屑床厚度小于井眼尺寸的10%时，才能有效避免复杂事故，保证安全施工。基于不同井眼尺寸、井斜角和机械钻速，利用Landmark软件优化得出苏25区块安全钻进的最低钻井液排量，如图3所示。

图3 苏25区块安全钻进最低钻井液排量曲线

3)使用井眼清洁工具。当井斜角超过60°以后，钻具中加入井眼清洁工具，利用机械刮削和水力旋流双重作用清除井壁上已经形成的岩屑床，并预防新的岩屑床的形成，一般要求在加重钻杆中每3根加1只，钻杆中每4根加1只，最下端1只安放在距离钻头60m位置附近，最上端1只安放在井斜角40°位置附近[11]。

3 现场应用效果分析

截至2018年底，苏25区块完钻水平井3口，完钻情况如表1所示，平均机械钻速达到10.98m/h，平均钻井周期达到43.99d。

表1 苏25区块完钻水平井情况统计

以SU25-A井为例，该井是一口三开水平井，其井身结构如图4(a)所示，靶前距588.11m，采用双增剖面。一开∅346.1mmPDC钻头钻进至686m，下入∅273.05mm套管；二开∅215.9mmPDC钻头钻进至3441m，下入∅177.8mm套管；三开水平段储层专打，∅152.4mm钻头钻进至4459m，裸眼完井。

图4 SU25-A井实钻井身结构和井眼轨迹示意图

SU25-A井井眼轨迹如图4(b)所示，一开采用0.75°螺杆钻具，二开直井段和一次造斜段、三开水平段采用1.25°螺杆钻具，配置双稳定器稳斜钻具组合；二次增斜段采用1.5°螺杆钻具，配备单稳定器增斜钻具组合。钻进过程中每30m测斜一次，及时计算并跟踪井眼轨迹，根据轨迹变化实时调整钻井参数，井眼轨迹控制较好。

钻进至刘家沟组时，为防止发生漏失，适当降低钻井液密度，随钻加入单向压力封闭剂等堵漏剂进行技术性随钻堵漏，提高地层承压能力。钻进至石千峰组和石盒子组时，采用低固相聚合物和KCl钻井液体系。为了防止地层坍塌和提高携岩能力，严格控制各项性能参数，确保了钻井液性能优良。SU25-A井机械钻速11.40m/h，钻井周期40.85d，刷新了该区块从开钻到中完最快钻井记录。

4 结论

1)苏里格气田苏25区块水平井钻井关键技术解决了施工中存在的区域性漏失、大段泥岩段垮塌、水平段携岩困难、轨迹控制难度高等技术难题，实现了该区块水平井安全高效钻井。

2)采用KCl聚磺钻井液体系，加入高效防塌剂、封堵剂、润滑剂等钻井液添加剂，有效提高了钻井液封堵、抑制防塌、润滑防卡和携岩性能，有效解决了苏25区块刘家沟组易漏、石千峰组和石盒子组易塌和水平段携岩困难的技术难题，保证了安全高效施工。

3)提出了摩阻预测值与实测值对比方法判断井眼清洁的方法，当偏差值超过±8%时，即可判断井眼不清洁，需要采取短起下钻，提高排量和钻井液携岩性能，使用井眼清洁工具等技术措施。