吉木萨尔页岩油超长水平段水平井钻井技术

万教育，折扶蓉，闫华兵，张学德，顾宗茂，李俊胜

(1.西部钻探定向井技术服务公司，新疆乌鲁木齐830026；2.西部钻探吐哈录井工程公司，新疆乌鲁木齐830026)

吉木萨尔页岩油储量丰富，是新疆油田公司“十三五”后三年规模上产和中石油推进新疆地区5000×104t油气当量上产工程的重要支撑。但目的层芦草沟组油层厚度薄，内部微幅构造发育，开发难度大。目前采用2000m 左右水平段水平井开发虽然取得了较好的效果，但为一步动用潜在储量，在前期开发经验基础上，决定采用3000m以上水平段水平井开发。

1 区域地层特点

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起。目的层芦草沟组全凹陷均匀分布，面积1278km2，厚度200～350m；发育上、下两个甜点体。芦草沟组坍塌压力低，井眼稳定性好，井径规则。两套储层主要为以云质粉细砂岩、砂屑云岩为主，整体粘土矿物含量较低；孔隙度5%～15%，平均10.47%；渗透率在0.01～0.4mD 之间，平均0.11mD。由于储层渗透率低，用常规技术和方法进行勘探开发难度大，费用高，而超长水平段水平井开发可增加压裂改造段数、提高致密油藏开发效率而被应用。

2 超长水平段水平井钻井技术难点

2.1 轨迹控制难度大

（1）裸眼段长且钻遇多个层系，钻遇地层岩石可钻性差，轨迹控制难。

（2）造斜段钻遇层位韭菜园组、梧桐沟组和二叠系的芦草沟组，地层主要以泥岩为主，岩石可钻性差，机械钻速低。

（3）水平段长超过3000m，斜井段易形成岩屑床，摩阻扭矩大，定向滑动钻进中，钻具贴紧下井壁，钻井施工过程中摩阻升高，钻井施工难度增大，井眼轨迹控制难度大。

（4）三维绕障，摩阻扭矩大，轨迹控制难。吉木萨尔页岩油采用工厂化作业，存在三维绕障，水平段超过3000m 后，长水平段三维水平井因位垂比大、裸眼段长，且消除偏移距后易形成井眼轨迹拐点，造成定向钻进中滑动摩阻扭矩急剧增加，井眼轨迹控制难度大。

（5）水平段后期钻具摩阻大、接单根困难、钻头处难以有效传递钻压、钻具极易发生屈曲，导致钻具疲劳损坏。滑动钻进时，托压严重，钻压难以有效传递到钻头上，工具面失稳，滑动机械钻速低，井眼轨迹控制难度大。

2.2 长裸眼段井壁不稳定

长裸眼存在钻井周期长、祼眼段浸泡时间长、井壁失稳、喷漏同存等诸多技术瓶颈，对钻井液提出了更高的要求，必须增强钻井液的抑制封堵防塌、润滑防卡及携砂性能。

3 超长水平段定向井技术

3.1 井身剖面优化

针对三维水平井，通过井眼轨迹优化，三维转二维，在上部井眼以小井斜将方位扭至接近或达到设计要求，打出侧向偏移距，然后全力增斜，直到着陆入靶。通过轨迹优化减少后期造斜段施工中扭方位井段长度及方位调整幅度，优化造斜段狗腿度。

3.2 3100m水平段延伸能力可行性及钻柱摩阻扭矩分析

（1）计算条件。水平段钻具组合：Ø215.9mm 钻头+旋转导向+地质导向+Ø127mm 无磁钻鋋1 根+Ø127mm加重钻杆3根+Ø127mm斜坡钻杆。

井眼轨道设计：采用优化后轨道设计。

井身结构设计：二开Ø244.5mm 技术套管下至A点，三开专打水平段。

钻井液设计：三开水平段采用油基钻井液体系，钻井液设计密度1.55g/cm3。

摩阻系数：上层套管段摩阻系数0.2，裸眼段摩阻系数0.3/0.4。

计算软件：Sunny软件。

（2）计算结果。

①钻柱抗扭强度、抗拉强度及三轴应力均满足现场施工要求；

②钻具屈曲计算：钻柱在滑动钻进和下钻两种工况下均有屈曲变形，旋转钻进没有屈曲。裸眼段摩阻系数取0.3 时，螺旋和正弦屈曲屈曲井段1700～2700m（见图1）；裸眼段摩阻系数取0.4时：螺旋和正弦屈曲井段1300～3000m（见图2）。因此滑动钻进方式无法实现长水平段的延伸钻进，而旋转钻井均无屈曲发生。因此，如果采用旋转导向实现旋转钻进，变滑动摩阻为滚动摩阻，可有效减少钻柱摩阻，保证轨迹控制的最大延伸长度。

图1 摩阻系数0.3轴向力计算结果

图2 摩阻系数0.4向力计算结果

3.3 钻头及钻具组合优选

3.3.1 造斜段钻头优选

造斜段韭菜园组岩性主要为泥岩和含砾泥岩。梧桐沟组岩性主要为泥岩，硬度大，因此优选尖、圆混合布齿的牙轮钻头，提高攻击能力和抗冲击性。也可以选择攻击能力和抗冲击性较强的PDC钻头。

3.3.2 水平段钻头优选

水平段芦草沟组地层岩石可钻性较梧桐沟组地层相对较好，根据前期完钻井经验，选用应用效果较好的史密斯MDi516钻头。该钻头增大了排屑槽，更适应快速钻进的需要；调整了复合片减震结构，提高钻头在低钻压状态下的吃入深度；优化了肩部布齿，若发生大段划眼时可有效降低钻头损坏风险。

3.3.3 导向工具优选

由于旋转导向可以在定向过程实现钻柱旋转；通过井下控制系统、偏置装置来改变钻头位置及侧向力方向；具有更高的井眼延伸能力；具有更强的井眼清洁能力强，提速效果好。根据钻具屈曲计算结果，旋转钻进可确保水平段的延伸能力，因此首选旋转导向作为导向工具。

但因旋转导向数量不足，因此将常规螺杆导向与降摩阻工具配合使用，实现降摩减阻，可在造斜段应用。

3.3.4 水力振荡器的应用

水力振荡器能在泥浆脉冲的连续作用下，产生高频的轴向振动，带动井下工具产生振动，将静摩擦转换为动摩擦，且成本低，施工方便，因此选择水力振荡器作为降摩阻工具，并配合螺杆使用。

3.3.5 不同井段钻具组合

造斜段：牙轮钻头+螺杆+水力振荡器；

水平段：PDC（MDi516）+旋转导向。

3.4 轨迹控制技术措施

3.4.1 造斜段

（1）确定合理的造斜点。选择岩性稳定、可钻性较好、机械钻速较快的地层造斜，再计算摩阻扭矩，最终确定最佳造斜点位置。造斜段为216mm井眼，井眼尺寸相对较大，侧钻难度较高，使用牙轮钻头和1.75o单弯螺杆保证侧钻成功率。注意及时开复合，避免大狗腿出现。大井眼施工，因调整方位比较费时费力，应尽量在侧钻阶段将方位对准设计方位，减少后期施工难度。

（2）按优化设计控制造斜率，根据地层可钻性和定向施工钻时情况，充分利用钻具组合的复合增斜规律进行轨迹控制。依据邻井钻井情况和录井资料，在预判到的夹层、盖层等难钻井段提前做好待钻轨迹设计，选择复合钻进，利用钻时快的层段进行滑动定向增斜，提高作业效率。

（3）造斜段后期入靶前可能会有轨迹调整，要求仪器工作稳定，着陆井段以LWD 结合录井地质导向为准，确保准确着陆和入靶。

3.4.2 水平段

（1）水平段使用旋转导向，充分利用旋转导向自身的导向优势，提高水平段钻进效率，减少储层浸泡时间。

（2）强化水力参数，增加排量，从而提高井眼清洁能力。

（3）水平段延伸钻进中存在钻压的传递和携屑困难等问题，施工中应根据井眼状况，提高转速、加强短提、分段旋转洗井、通井等工程措施，确保井眼清洁和井下安全。

（4）水平段选择地层识别精度较高的地质导向工具，配合旋转导向工具，强化待钻井眼轨迹预测和实钻井眼轨迹走向预判，提高井眼轨迹控制效率和精度，确保井眼轨迹在最佳油层中穿行。

3.5 使用油基钻井液，提高井壁稳定性、降低摩阻扭矩

针对长裸眼段浸泡时间长、井壁失稳、喷漏同存等诸多技术难题，推荐使用抑制性强、润滑性好的油基钻井液，降低长水平段水平井钻进过程中的摩阻扭矩。确定合理的钻井液密度，确保井壁稳定。优选合理的流变参数，确保钻井液流动性的同时提高其悬浮携带能力；强化钻井参数，增大排量，控制环空返速，提高钻井液的携岩能力，保证井眼清洁。

4 JHW00421井的现场应用

4.1 优化井眼轨迹

根据实钻地层情况对原设计进行了轨迹优化。优化时考虑地质要求、岩性变化及机械钻速，造斜在岩性稳定、可钻性好的井段造斜，同时充分考虑轨迹摩阻扭矩，将造斜点提前30m，同时降低第一圆弧段狗腿度，将第一圆弧段狗腿度由5.81˚/30m 降到4.91˚/30m，第二圆弧段狗腿度由5.5˚/30m降到4.82˚/30m，从而降低摩阻扭矩，增大水平段延伸能力。原剖面设计见表1。优化设计剖面见表2。

井眼轨迹优化后进行摩阻扭矩分析，计算结果表明，最大摩阻23.66t，地面最大扭矩22.32kN·m。抗拉、抗扭、三轴应力均通过，滑动钻进至2150m附近正弦屈曲产生，但斜井段均采用旋转钻进，不会产生屈曲。因此优化的轨迹和优选的钻具组合均满足现场施工要求。

表1 原剖面设计表

表2 优化设计剖面

4.2 地质导向技术

根据伽马、电阻率、岩性等，拟合计算地层倾角，确定当前轨迹位置，指导井斜控制，确保轨迹在最佳油层中穿行。

4.3 现场应用效果

旋转导向与地质导向相结合，2趟钻完成3100m水平段，水平段平均机械钻速达14.19m/h，油层钻遇率96.0 %。

此外，在JHW00422井应用，水平段旋转导向与地质导向相结合，6 趟钻完成3500m 水平段，水平段平均机械钻速达12.8m/h，油层钻遇率98.0%。水平段长创中石油集团公司非常规油藏水平段最长记录。

5 结论与认识

（1）根据实钻资料，造斜前进行轨迹优化及钻柱摩阻扭矩分析，可确保3000m 及以上水平段水平井延伸长度。

（2）利用油基钻井液良好的润滑性，使用旋转导向，可有效降低了长水平段摩阻扭矩，大大提高水平段延伸长度，实现了3500m水平段的成功完钻。

（3）造斜段牙轮钻头+水力振荡器，机械钻速较低，建议进行PDC钻头选型并结合旋转导向，提高造斜段机械钻速。