鄂东致密气小井眼水平井优快钻井技术

郑 磊，王开龙，韩金良，刘奕杉，乔 磊，车 阳

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油集团煤层气有限责任公司工程技术研究院，陕西西安 710082）

在低油价背景下，小井眼水平井钻井技术[1]得到快速发展，已成为国内外致密油气藏降本高效开发的重要手段。鄂尔多斯盆地东缘上古生界气藏属低孔低渗致密型砂岩气藏，自2016 年以来，借鉴国内外成功经验，结合区块地质特征，积极开展配套技术的优化研究与推广。统计近几年钻井情况，井壁失稳、水平段长机械钻速低等问题凸显，为此，本文从井身结构优化、高效钻进钻具组合优选及钻井液优化等方面入手研究，2019 年现场应用7 口井，钻井过程基本顺利，水平段机械钻速和施工质量均显著提高，形成了适应于鄂东致密气藏小井眼水平井优快钻井技术。

1 地层特点及钻井技术难点

通过对鄂东致密气井地质特点及钻井现状的梳理分析，本文主要为解决以下技术难点展开研究：

（1）地层条件复杂，井壁稳定性差：上部刘家沟组、石千峰组裂缝发育，易发生漏失；下部山西组煤层、泥页岩夹层易垮塌卡钻。

（2）受地貌条件限制及储层特征影响，普遍靶前距大、方位变化大且水平段长（统计鄂东区块2016 年至2019 年共完钻井17 口，平均水平段长989 m，最长的1 580 m）；储层薄且发育不连续性，钻井过程中需要根据地质导向频繁调整轨迹，影响了井眼质量和井眼清洁效果，同时增加了长水平段延伸钻进难度；水平段机械钻速低。

2 小井眼水平井钻井关键技术

2.1 井身结构优化

2.1.1 建立准确地层三压力剖面 准确的地层三压力剖面是科学设计钻井液密度，井身结构确定及优化的可靠依据。先利用相邻完钻井测井资料建立预测基础模型，再结合导眼井实钻数据，修正原始地层孔隙压力、地层破裂压力和地应力预测模型，最后建立待钻井眼地层三压力剖面[2]。

由DJ02 井三压力剖面图（见图1）可见，实钻使用的钻井液密度在石千峰组产生一定程度上的扩径。实钻钻井液密度低于地层坍塌压力时，井径测井显示出现扩径，验证了地层坍塌压力剖面的准确性。图中红点为实测地层破裂压力实验数据点，与地层破裂压力剖面吻合良好，进一步证明地层破裂压力剖面的准确性。

图1 地层三压力剖面图

2.1.2 井眼轨道优化 针对井眼轨道方位变化大且水平段长，需要根据地质开发要求频繁调整的情况，研究采用三维轨道“直-增-稳-增-稳”五段制剖面（见表1）与类双二维“直-增-稳-增-增-稳”六段制剖面[3]（见表2），造斜率控制在5°/30 m 以内，能够降低造斜难度，减少造斜段摩阻，满足地质导向轨迹调整并保证长水平段顺利延伸。

表1 三维井眼轨迹剖面

表2 类双二维井眼轨迹剖面

通过将两种轨道进行摩阻扭矩分析，两者软件模拟结果接近，而类双二维轨道的优点是在入窗之前完成扭方位，保证轨迹平滑。为下部造斜段、水平井段施工降低难度，由此，推荐采用类双二维轨道。

2.1.3 优化井身结构 根据地质特征，结合三压力剖面和完钻井钻井情况，井身结构采用三开，储层专打：表层套管固封地表及延长组疏松垮塌及易漏层段；技术套管封固刘家沟组、石千峰组及石盒子组易漏、地层压力较低的层段及山西组易塌煤层，为安全钻进储层提供条件。

考虑长水平段井钻井作业泵压、钻具和套管下入载荷等因素，结合目前国内外小井眼水平井较为常用的结构，井身结构由大尺寸三开优化为小尺寸三开[4]（见表3、图2），有助于快速钻进，井眼稳定性较好，节省套管、钻井液、水泥等物资消耗。

图2 长水平段水平井井身结构

表3 长水平段水平井井身结构

2.2 高效钻进技术

2.2.1 钻头优选 根据完钻井钻头使用情况，石盒子组中下部及山西组中上部地层推荐使用Φ155.6 mm史密斯的MDSI516 钻头（DJ 04 井，1 960～2 428 m，进尺468 m，钻速7.1 m/h）。石盒子组适合使用MI516 钻头和MDSI516 钻头（DJ 05 井，1 725～1 960 m，进尺235 m，钻速9.59 m/h）。山西组中下部地层较适合用史密斯的MSI613 钻头或速锐的PDC 钻头（DJ 05 井，2 428～3 258 m，进尺830 m，钻速3.32 m/h；DJ 29 井，2 394～2 896 m，进尺502 m，钻速5 m/h）。

2.2.2 水平段钻具组合优化 结合致密气水平井钻井施工情况，参照国内外已完成的小井眼长水平段井施工案例[5]，初选了四种钻具组合：Φ114.3 mm-G105 钻杆组合、Φ114.3 mm-S135 钻杆组合、Φ101.6 mm 和Φ114.3 mm 组合式、倒装钻具组合。分别对四种钻具组合进行扭矩（见图3 左）、泵压（见图3 右）、抗拉校核（见表4）及钻具屈曲分析对比（见表5）：（1）扭矩最小：组合钻具；（2）Φ114.3 mm-S135 钻杆的钻具组合泵压最小，其次为G105 和组合钻具，倒装钻具组合由于加重钻杆的原因，泵压较其他钻具组合高5 MPa；（3）抗拉余量基本接近，其中倒装钻具组合钩载最大，其次为组合式钻具组合；（4）倒装钻具组合的屈曲最小，其次为组合钻具的屈曲较小。

表4 抗拉校核分析结果对比表 单位：kN

表5 屈曲分析结果对比表 单位：m

图3 抗扭校核对比与泵压分析结果对比

综合分析结果（见表6）确定最优钻具组合，推荐101.6 mm+114.3 mm 钻杆组合式钻具：Φ155.6 mmPDC钻头+Φ123.4 mm 旋转导向系统+Φ120.65 mm 浮阀+Φ101.6 mm 钻杆×380 根+Φ114.3 mm 钻杆。

表6 钻具分析结果汇总表

2.2.3 强化钻井参数优选 鄂东区块水平井钻井液密度普遍在1.25 g/cm3，泵压16～26 MPa，受工具能力、机泵条件影响，钻压普遍低于80 kN、转速低于60 r/min、排量不足16 L/s，不能通过钻压、转速、排量同步强化来提速。低排量导致动力钻具输出扭矩降低，破岩能量不足导致黏滑振动增加，长时间的黏滑振动会导致频繁憋钻、钻头失效等问题，严重制约了钻井提速提效。同时由于排量较低导致携砂不及时、大段岩屑床堆积，井下摩阻大、托压严重，而且岩屑沉积过多可能导致阻卡等井下复杂。通过对钻井参数、水力参数进行强化，可提高破岩效率，保障井眼稳定，更有助于水平段的延伸。

为实现长水平段目标，采用高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩“三高两大”的钻井参数[6]，配合高性能旋转导向配套PDC 钻头，可大幅提升机械钻速。长水平段水平井推荐钻井参数（见表7）。

表7 长水平段水平井推荐钻井参数

2.3 钻井液分段优化

针对上部刘家沟、石千峰组等地层易漏特征以及目的层钻遇砂泥岩地层保持井壁稳定性的需要，对长水平段水平井二开、三开钻井液性能进行优化。

二开刘家沟组以上地层继续采用一开膨润土浆钻井液，自刘家沟组采用聚合物钻井液体系。结合压力预测结果，刘家沟组易漏，钻井液密度不宜过高，维持在1.10 g/cm3。进入石千峰组后，为防止双石层泥岩的坍塌可根据实钻情况适当提高钻井液密度，维持在1.10～1.15 g/cm3范围内。石盒子组钻井液密度维持在1.15～1.20 g/cm3范围内。

三开推荐使用环境友好型高抑制钻井液[7]，钻井液密度维持在1.20～1.25 g/cm3范围内，钻揭5#煤前，钻井液密度应达到1.25 g/cm3。由于水平段较长，动塑比控制在0.5～0.7 较合适，做好井眼净化工作；若出现托压现象，可加大润滑剂GH-2 和润滑封堵剂GFD-2 的用量，井斜大于45°以后，保持润滑剂GH-2 和润滑封堵剂GFD-2 的含量在3%左右，使钻井液的摩擦系数始终小于0.08，以保证钻井施工的顺利进行。

此外，针对刘家沟组、石千峰组、石盒子组地层断裂、裂缝发育，井漏问题突出，利用地震资料预测漏失层位，确定的漏失层位段轨迹设计为稳斜钻进，为后续堵漏等作业创造条件[8]。在常规静止堵漏工艺技术基础上，尝试新型加压堵漏法，当堵漏剂循环至漏失层后，将井筒环形空间进行封闭，使井筒环形空间内的高压环境驱动堵漏浆中的堵漏剂更好地填补到裂缝中，从而提高堵漏的速率和效率。

3 现场应用效果

2019-2020 年，鄂东致密气小井眼水平井水平段平均进尺1 063.12 m，平均钻井周期由2018 年的114.7 d 缩减至75.22 d，减少34.42%；三开钻头平均使用数量由9 只/井次减少至7.2 只/井次，水平段平均机械钻速由3.11 m/h 提高至4.12 m/h。

（1）制定合理的井身结构是保证钻井施工安全的前提，通过井身结构优化实现了钻井作业“降本、提质、增效”的目标。通过缩小井眼尺寸，减少钻井液化工料用量40%以上，减少固井水泥浆用量45%以上，减少岩屑等固相废弃物40%以上。

（2）基于地质开发需求，井眼轨道、钻具组合与钻井参数、钻井液优化相结合，事故复杂率明显降低，机械钻速大幅提高。通过统计螺杆实钻增斜规律发现，高弯角单稳定器螺杆钻具组合（1.25°～1.5°）复合钻进增斜率1°/30 m～2°/30 m，复合钻进比例75%～81%；中低弯角双稳定器钻具组合（0.75°～1.0°）复合钻进增斜率0.6°/30 m～1.2°/30 m，复合钻进比例80%～89%。中低弯角双稳定器钻具组合在长水平段稳定井斜效果明显，提速效果明显。

（3）针对钻遇地层特性，结合压力预测结果，分井段优化钻井液性能，采取物理与化学防塌相结合、兼顾提高封堵性的方式，有效预防刘家沟组漏失和水平段泥页岩夹层垮塌，已完钻水平井未出现严重井壁失稳现象。

4 结论与建议

（1）井眼轨道设计应立足于鄂东区块地层特点，刘家沟组地层易漏，不宜在该层长时间造斜，尽量稳斜通过，降低复杂风险，以满足井身结构封固复杂层段要求；剖面类型力求简化，降低造斜率，利于满足地质导向进行轨迹调整及延伸，便于现场轨道控制，有效降低施工难度。

（2）技术套管下至入窗点，主要是考虑封固上部复杂地层（山西组煤层及以上地层），为安全钻进储层提供条件，不足之处，水平段轨迹调整余地受到限制。随着水平井段不断增长，由于三开采用Φ155.6 mm 钻头，与Φ114.3 mm 生产套管配合，环空间隙小，管柱下入难度增大。因此，为提高储层钻遇率、提升水平段延伸能力、满足气藏高效开发需求，对技术套管下深、井眼和套管尺寸组合及配套技术[1，8]有待进一步优化研究与实践。