吉林油田致密油水平井优快钻井完井技术

崔月明，史海民，张 清

（中国石油吉林油田分公司钻井工艺研究院，吉林松原138000）

近年来，松辽盆地油气资源劣质化趋势愈发明显。因此，吉林油田为解决增储上产难题，开始开发非常规油气资源，但目前以开发致密油为主[1–4]。在致密油开发过程中，涉及区块的地质条件复杂，钻井中井眼坍塌和井漏现象频发。为了保证钻井安全并满足裸眼滑套完井的需要，采用了三开小井眼井身结构，但钻井周期长、成本高，无法满足吉林油田对收益率的要求，制约了该油田致密油的规模化开发。

针对上述问题，笔者综合考虑地层因素及钻井完井中存在的问题，优化了井身结构[5–7]，将三开小井眼井身结构优化为浅下表层套管的二开井身结构，同时研究形成了以井眼轨道优化设计、低滤失强抑制聚合物钻井液、近钻头地质导向工具、个性化PDC钻头设计和漂浮下套管为核心的配套技术[8–10]。吉林油田应用由上述技术形成的致密油水平井优快钻井完井技术后，井下复杂情况大幅减少，机械钻速提高，钻井周期缩短，成本大幅降低，取得了显著效果。

1 钻井完井技术难点

吉林油田致密油主要分布在乾246、让58、黑81和乾239等区块，其中乾246区块是吉林油田致密油藏的典型区块。该区块致密油藏钻遇地层自下而上依次为白垩系泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、明水组，以及新近系和第四系，钻探目的层为泉四段的扶余油层。在该区块进行水平井钻井完井时，存在以下技术难点：

1）机械钻速慢，钻井周期长。乾安246区块南部扶余油层储层物性差，地层岩石硬度大，部分地层属于钙质胶结，钙质胶结物含量可达30%，机械钻速较慢，前期水平段平均机械钻速2.48m/h。另外，裸眼段长超过3 000.00m，长时间被钻井液浸泡易发生井眼失稳等井下复杂情况，影响钻井周期。

2）地层稳定性差，井下复杂情况频发。乾安246区块上部嫩江组大段泥岩发育，稳定性较差，钻井过程中易水化膨胀，导致井壁垮塌；下部青山口组硬脆性泥岩发育，易发生脆性掉块和裂缝性漏失。如查平4井钻至井深1 947.00m（青山口组）时出现大量掉块，最后填井侧钻，被迫将三开井身结构改为四开小井眼井身结构。

3）油层薄，井眼轨迹控制难度大。乾安246区块储层埋藏深度一般在1 900.00～2 200.00m，标志层少，埋藏深度变化大，并且部分井偏移距大，导致着陆难度大。另外，目的层薄（最薄处不足0.50m）且变化大，提高储层钻遇率难度大。

4）水平段长摩阻和扭矩大，完井管柱下入困难。乾安246区块的水平井水平段和偏移距大，井眼轨迹调整频繁，导致完井管柱下入难度大。如乾188-52井水平段长1 908.00m，埋深2 100.00m左右，水垂比接近1∶1，偏移距达到300.00m。

2 井身结构优化及钻井完井配套技术

为缩短钻井周期、降低钻井成本，首先将前期采用的三开小井眼井身结构优化为浅下表层套管的二开井身结构，以节约一个开次的中完时间；然后，分析致密油区块钻井完井存在的技术难点，研究形成了井眼轨道优化、低滤失强抑制聚合物钻井液、近钻头地质导向工具、个性化PDC钻头设计和漂浮下套管等配套技术[11–14]。

2.1 井身结构优化

吉林油田致密油开发初期，为保证钻井安全、满足裸眼滑套完井需要，采用三开小井眼井身结构（见表1），并下入技术套管封固上部不稳定地层（嫩江组）。

表1 前期采用的三开小井眼井身结构Table 1 Three-section and slim-hole casing program used in the early stage

钻井实践表明，上述三开小井眼井身结构的钻井周期较长、成本较高，而且裸眼滑套完井方式不利于后期压裂施工。

为降低钻井成本，满足后期压裂施工的需求，综合考虑地层因素，将井身结构优化为浅下表层套管的二开井身结构（见表2）。井身结构优化后，二开井段长度超过3 000.00m，采用套管射孔完井方式。

表2 浅下表层套管二开井身结构Table 2 Two-section casing program w ith shallow surface casing

2.2 井眼轨道优化设计

前期井身剖面设计采用“直—增—稳—增—稳”，在井斜角83°～84°处进行稳斜探油顶，若发现目的层提前，则需要调整，不利于后期定向施工。为此，将其优化为“直—增—稳—增—稳—增—稳”剖面，如图1所示。该剖面存在2个稳斜段，第一个稳斜段在井斜角72°～75°处，若目的层比设计提前，可以及时调整井眼轨迹，避免脱靶，同时降低后期的摩阻和扭矩；第二个稳斜段在井斜角83°～84°处，便于通过地质设计调整垂深，满足钻井设计和地质设计两方面的要求。

图1 双探顶双稳剖面优化设计结果Fig.1 Optimal profile design of double exploration and double stabilization

针对大偏移距水平井井眼轨道，将前期采用的三维大井斜边增边扭剖面（剖面1）优化为双二维剖面（剖面2、剖面3），模拟分析了3种剖面的扭矩和摩阻（见表3）。剖面2采用小井斜角完成偏移距，井斜角降至0°，二维增斜入靶；剖面3直井段采用小井斜角完成偏移距，上部造斜段扭方位，二维增斜入靶。从表3可以看出，剖面3的摩阻更小。

表3 大偏移距井眼轨道优化设计结果Table3 Optimal design of borehole trajectory w ith large offset distance

2.3 近钻头导向工具优选

吉林油田致密油储层薄、砂体变化大，为提高油层钻遇率和钻井速度，优选了近钻头地质导向工具。近钻头地质导向伽马传感器和电阻率传感器离钻头的距离小于3.00m，依据伽马值和电阻率的变化情况及时准确判断油层位置，分辨薄油层的顶界面和底界面，保证井眼始终在油层中穿行，使钻头“闻着油味走”，从而提高油层钻遇率[15]。

2.4 个性化PDC钻头设计

乾246区块南部比北部埋藏深，垂深相差约400.00m，北部可钻性级值为3～4级，而南部达到6～7级。南部岩石硬度大，部分地层属于钙质胶结，针对北部地层设计的钻头在南部钻速慢，单只钻头进尺少，钻头磨损严重，钻头直径由215.9 mm缩减为213.1 mm，导致定向螺杆稳定器托压严重，影响钻井速度。因此，根据具地层的特点进行了钻头设计。

1）乾246区块北部地层。针对该地层可钻性较好、研磨性不强的特点，提出提速的关键是有效钻压和水力排屑。为此，结合稳平钻具组合的特点，设计了ϕ19.0mm齿四刀翼钻头，减小内锥和外锥切削齿的仰角，增强钻头的攻击性。

2）乾246区块南部直井段和造斜段。直井段要增大复合片硬度，将双排ϕ16.0 mm齿改为单排ϕ19.0 mm齿，提高钻头的攻击性；设计7个喷嘴，并优化喷射角度，防止重复切削岩屑，以提高钻井速度。定向段设计浅锥短抛轮廓剖面，五刀翼双排ϕ16.0mm齿短保径结构，使工具面稳定，提高钻头的造斜能力。

3）乾246区块南部水平段。将双排齿改为单排齿，布齿密度由30片优化为23片，切削齿角度由16°改为11°，以提高钻头的攻击性；优选异形齿，以提高钻头的抗冲击能力，延长钻头的使用寿命[16–17]。

2.5 钻井液技术

乾246区块青一段属于中硬脆性泥页岩，伊/蒙混层和伊利石含量较高，裂缝和微裂隙发育，在清水中浸泡容易水化，而二开水平段裸眼段长度超过3 000.00m。因此，应重点提高钻井液的封堵性、抑制性和润滑性[18]。

针对超2 000.00m长的泥岩段，采用低荧光井眼稳定剂HQ-1和封堵剂阳离子乳化沥青粉，以保证井眼稳定；针对伊/蒙混层水化膨胀，以抑制能力强的KPA作为钻井液主抑制剂，抑制黏土矿物水化膨胀；铵盐、酚醛树脂、褐煤树脂、PAC等降滤失剂束缚自由水，滤失量小于3m L；根据地层中CO2含量，加入不同量的生石灰水来清除CO2污染；优选高效极压润滑剂，改变钻具与井壁间的接触性质，形成油膜，改善井筒润滑性（作用原理如图2所示），最终形成二开低滤失强抑制聚合物钻井液，确保井眼稳定和安全钻进，并使水平段有效延伸。

图2 高效极压润滑剂的作用原理示意Fig.2 Schematic diagram of the effect of high-efficiency extreme pressure lubricant

2.6 漂浮下套管技术

致密油水平井水平段长、偏移距大和井眼轨迹调整频繁，导致井筒摩阻系数较大，套管下入困难。为此，应用了漂浮下套管技术，并采取了辅助技术措施，确保将套管顺利下至设计位置。

1）下套管前通井。通过对比套管和钻具组合的刚度，确定采用ϕ212.0mm双稳定器通井钻具组合取代原钻具组合，以修整井壁、破除台肩。通井到底后大排量循环2周，确保井眼通畅。ϕ212.0mm双稳定器通井钻具组合为ϕ215.9 mm牙轮钻头+ϕ127.0 mm加重钻杆＋ϕ212.0mm稳定器+ϕ127.0mm加重钻杆+ϕ212.0 mm稳定器；原钻具组合为ϕ215.9mm牙轮钻头+ϕ212.0mm稳定器+ϕ165.1mm钻铤＋ϕ212.0mm稳定器。

2）采用高润滑性封闭浆。高润滑性封闭浆配方为1 000 kg石墨+1 000 kg白油+1 000 kg液体润滑剂+500 kg沥青或塑料小球，水平段和造斜段全覆盖，以降低下套管时的摩阻。

3）采用漂浮下套管技术。优选自适应旋流半刚性套管扶正器和旋转式偏心自导式引鞋，当半刚性套管扶正器遇阻时，通过上提下放使其变形通过遇阻点。旋转式偏心自导式引鞋连接于套管串最下端，下套管过程中遇阻时可自动调整偏心角度，引导套管顺利下入。同时，结合每口井的实际情况，根据软件模拟计算结果设计漂浮段长度和漂浮接箍的位置，以获得最佳漂浮效果，增大安全下入系数。

4）增加下套管时的悬重。根据地层压力系数，配备适当密度的加重钻井液，下完漂浮接箍后灌重浆，以弥补套管重量不足。但加重钻井液密度不易过大，防止后期循环压漏地层。

3 现场应用效果

吉林油田致密油水平井优快钻井完井技术已经在该油田乾246、让58、黑81和乾239等致密油区块应用了180口井，平均井深3 449.00m，平均水平段长1 189.00m。应用该技术后，I砂组平均钻井周期由原来的43.2 d缩短至24.1 d，缩短了44.2%；Ⅲ砂组钻井周期由65.8 d缩短至30.6 d，缩短了53.5%，有效降低了钻井成本（降低了40.7%），钻井成本累计节约近7亿元。

双探顶双稳剖面给地质设计预留了较大的调整空间。如乾188-18井受断层影响，钻至井深2 173.00 m时井斜角47.5°，发现目的层比设计提前26.00m，为此优化了2处稳斜段的井眼轨道，将设计造斜率从5.5°/30m调整为6.0°/30m，避免了因储层垂深变化过大而导致的穿层。目前，该技术避免了22口井的封井侧钻，钻井成本约节约2 200万元。

低滤失强抑制聚合物钻井液技术确保了井眼稳定、安全钻进及水平段有效延伸。如黑98G平2-14井水平段长度由1 280.00m延伸至2 020.00m，刷新了吉林油田水平段最长纪录。

近钻头地质导向工具经过多年应用和改良，技术比较成熟，现场应用效果良好。采用该工具施工的井，平均砂岩钻遇率95.0%，平均油层钻遇率82.6%，与前期使用LWD仪器相比，砂岩钻遇率提高了12.4百分点，油层钻遇率提高了20.2百分点。

采用个性化PDC钻头大幅提高了机械钻速。乾246区块北部地层单只钻头进尺和钻速均提高近50%，乾246区南部水平段单只钻头进尺提高2.5倍，钻速提高86.7%，让70-4-5井1 586.00m长的水平段一趟钻完成。

应用漂浮下套管技术后，套管安全下入率100%，固井质量合格率100%，水平段固井质量优质率100%，满足了后期大型体积压裂施工要求。

4 结论与建议

1）优化井身结构、提高单只钻头进尺和机械钻速是节约钻井成本的有效途径。钾铵基聚合物强封堵钻井液保证了超3 000.00m长裸眼井段的稳定，为安全钻进提供了保障。漂浮下套管技术及配套的固井技术措施，使完钻180口井的套管安全下至设计位置，顺利固井。

2）双探顶双稳剖面可以预防因地质垂深变化过大导致穿层甚至封井侧钻，实现少钻，甚至不钻导眼井。近钻头导向工具及井眼轨迹的精细控制，提高了水平井的油层钻遇率，确保了井眼轨迹光滑，为完井管柱顺利下入、后期采油避免杆管偏磨和延长免修期提供了良好的井眼条件。

3）研究形成的致密油水平井优快钻井完井技术，实现了吉林油田致密油的高效益开发，对吉林油田致密气、页岩油等其他非常规油气藏的开发具有借鉴作用和参考价值。