常興浩，秦玉英，王錦昌

(中石化華北分公司，河南 鄭州 450006)

引 言

1 前期水平井鉆井遇到的問題

鉆遇二疊系延長組砂礫巖滲漏性強地層，易縮徑卡鉆，且礫石容易使鉆頭蹩跳;和尚溝組、石千峰組泥巖堅硬，細砂巖、粉砂巖研磨性強，并且含少量礫石［2－3］，可鉆性差，PDC 鉆頭憋跳鉆嚴重，牙輪鉆頭易發(fā)生牙齒剝落，掉牙輪事故。

以山西組為目的層的水平井，斜井段鉆遇煤層易發(fā)生垮塌，垮塌原因主要是煤層的層理結構和裂隙結構發(fā)育，煤層應力敏感性高，尤其是大斜度井段容易發(fā)生井壁垮塌［1］。DF1井目的層為下二疊統(tǒng)山西組氣層，造斜段鉆遇43 m厚煤層，施工中發(fā)生煤層垮塌，填井側鉆［4］。DPS－1井，在山西組造斜井段鉆遇煤層，發(fā)生垮塌，劃眼無法通過，被迫打水泥塞回填側鉆。DPS－2井在山西組鉆遇3套煤層，多次發(fā)生起下鉆遇阻情況，由于煤層垮塌，2次打水泥塞回填側鉆［1］。

下石盒子目的層非均質性強，泥巖夾層不等厚分布，鉆遇長段泥巖易泥包、卡鉆，因此需要進行回填側鉆或懸空側鉆，并且往往側鉆軌跡垂深調整較大，井眼軌跡控制難度增大。例如，DP1井水平段3次回填側鉆，1次懸空側鉆。DP35－1井設計A靶點巖性發(fā)生變化，深度較預測深度上提14.1 m。為了準確中靶被迫加大造斜率，最大造斜率達0.48°/m［4］，工程施工風險加大。

2 優(yōu)快鉆井技術

2.1 小井眼井身結構優(yōu)化

水平井試驗早期采用的井身結構水平段為?215.9 mm井眼，如DF2井，井身結構詳見表1所示。當時水平段選用?215.9 mm井眼主要原因是:①井眼尺寸大，鉆柱的環(huán)空間隙相對較大，鉆柱的起下相對安全，對鉆井出現(xiàn)的復雜情況處理手段相對較多［5－6］;②低滲砂巖儲層必須壓裂改造才能有效建產，而當時的壓裂工具不夠成熟，壓裂工具在?215.9 mm井眼作業(yè)相對安全。

水平段?215.9 mm大井眼井身結構是導致機械鉆速慢的主要原因:①由于井眼尺寸大，單位進尺鉆頭切削巖石體積多［5］;②鉆頭尺寸切削巖石表面積大，鉆機功率在鉆頭處的消耗就大;③鉆柱尺寸大，扭矩大，鉆機余量相對較小。以上因素直接導致了機械鉆速慢，鉆井指標低。2009年開始試驗水平段?152.4 mm井眼的井身結構(表1)。該井身結構較優(yōu)化前井眼尺寸整體縮小一級，井眼尺寸的縮小，改善了大井眼井身結構的不足，在同等鉆機能力情況下大大提高了機械鉆速，同時也能夠滿足目前的壓裂技術要求。

表1 井身結構優(yōu)化前后對比

2.2 井眼軌道設計優(yōu)化

水平井試驗初期井眼軌道采用五段制(直—增—穩(wěn)—增—平)或七段制(直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—平)剖面設計。例如DP1井、DP35－1井設計靶前距為230 m，采用七段制剖面設計，最大增斜率為0.28°/m，又如DP5井，采用五段制剖面設計，造斜段增斜率分別為0.21°/m、0.14°/m。設計靶前距短，增斜率大，是導致機械鉆速慢［7－9］、指標低的又一重要原因:①該區(qū)造斜段最大采用1.5°單彎螺桿工具造斜，1.5°單彎螺桿滑動增斜能力為0.33～1.17°/m，要滿足設計0.28°/m的增斜要求，就要求鉆具鉆進1個單根(9 m)，必須滑動鉆進7～8 m，而滑動鉆進的機械鉆速較復合鉆進低，就導致了斜井段機械鉆速低，進而影響全井的鉆井指標;②斜井段機械鉆速慢，在鉆遇煤層、泥巖地層時容易發(fā)生井壁垮塌、失穩(wěn)，一旦發(fā)生井壁失穩(wěn)，鉆井指標勢必大大降低，因此斜井段機械鉆速低是制約鉆井提速的一大因素。

在總結前期問題的基礎上進行了井眼軌道剖面優(yōu)化，優(yōu)化后靶前距為350～400 m，采用三段制剖面設計，造斜率為0.14～0.16°/m，采用該軌道設計后，造斜段進尺1個單根(9 m)，滑動鉆進4～5 m，復合鉆進4～5 m，復合鉆進比例的提高，提高了該井段的機械鉆速，提高了鉆井指標。優(yōu)化前后的造斜率見表2。

2.3 煤層安全鉆進技術

以山西組為目的層的水平井鉆遇煤層發(fā)生井壁垮塌是制約鉆井指標提升的又一重要因素。現(xiàn)場對煤層取樣、機理分析表明，山西組煤層層理性較強，塊狀結構不明顯，煤層的層狀結構決定了煤層在垂直方向上膠結力薄弱，表現(xiàn)為層與層之間膠結力較層內膠結力小，并且膠結物易吸水釋放粘貼力，導致煤層更容易沿層理成片狀剝落掉塊，在井斜越大的井段，煤層的層狀結構更大面積的暴露于井筒中，在水平段，煤層的層理直接與井筒平行。煤層的層狀結構越大面積的暴露于井筒，就越容易垮塌掉塊［1］。

《城市綠線管理辦法》《城市規(guī)劃編制辦法》等一系列部門規(guī)章，覆蓋了風景園林行業(yè)的規(guī)劃設計、組織管理、景觀保護等方面，通過行政介入與政府引導的方式有效地加強了風景園林規(guī)劃建設的運行與管理。

在對煤層垮塌機理研究的基礎上，提出了相應對策。

(1)確定合理的鉆井液密度維持適當?shù)撵o液柱壓力，以保持煤巖應力處于平衡狀態(tài)，盡可能降低鉆井液濾失量。對比分析了13口水平井進入煤層后鉆井液密度情況，密度為1.17 g/mL的DP8井，1.18 g/mL的DPS－1井，1.20 g/mL的DP7井都發(fā)生了嚴重的煤層垮塌事故，劃眼不能通過，只能采取回填側鉆的方式處理垮塌;密度為1.25 g/mL的DP11井、DP12井、DP17井、DPS－3井，密度為1.23 g/mL的DP6井，都順利鉆過了煤層。

(2)維持鉆井液具有良好的流變性，保持鉆井液具有良好的潤滑性。對比研究14口井的的漏斗黏度和動朔比，順利穿過煤層的井，如DP9井、DP6井、DP11井、DP15井、DP10井、DP12井、DP17井和DPS－3井，鉆井液漏斗黏度為60～95 s。

(3)嚴格控制鉆井液的含砂量和濾失量。

(4)在進入煤層前50 m開始降低轉速，控制起下鉆速度，減少旋轉鉆具和壓力激動對煤層井壁的影響。對比了13口水平井進入煤層后的起下鉆速度，起下鉆速度越快，越容易發(fā)生煤層垮塌事故。最典型的是DP7井，煤層垮塌前的1趟起下鉆均速高達18.18 m/min。DPS－1井煤層垮塌前的1趟起下鉆均速為12.9 m/min，DPS－2井煤層垮塌前的1趟起下均速為14.21 m/min。進入煤層起下鉆速度較小的井發(fā)生煤層垮塌的風險較小，如DP9井、DP6井、DP15井和DP13井煤層段起下鉆均速分別為5.7、7.3、5.5 和7.8 m/min。

(5)鉆進煤層時應采用大水眼鉆頭，減少射流對井壁的沖蝕，同時加大排量，保證攜巖;進入煤層前要簡化鉆具組合，不帶穩(wěn)定器、扶正器，盡量減少鉆鋌數(shù)量，配接加重鉆桿［1］。

安全鉆進煤層技術現(xiàn)場應用后取得了良好的效果。例如DPS－7井造斜段穿越102 m煤層，井壁無垮塌，后續(xù)管柱下入安全。

2.4 二開上部直井段復合鉆進技術

針對二開上部井段(直羅組—延長組)地層膠結性差，可鉆性高，但易井斜的特點，優(yōu)化采用“PDC+螺桿”的復合鉆具組合:?215.9 mm鉆頭+?172 mm直螺桿 +?214 mm扶正器 +?177.8 mm鉆鋌6根+?158.8 mm鉆鋌7根+?127 mm鉆桿串。該鉆具組合的優(yōu)點是:①防斜效果好，由于螺桿的轉速較高，在相同進尺下切削下井壁的轉數(shù)比常規(guī)組合高出幾倍，只要鉆頭緊貼下井壁，其防斜效果非常好，特別是在傾斜地層，效果明顯［10］;②機械鉆速快，由于螺桿的鉆速高，機械鉆速明顯提高，對于軟—中軟地層，機械鉆速可提高50% ～100%。

該鉆具組合的本質是鐘擺+螺桿，其機理是直螺桿上部的?214 mm扶正器使下部螺桿鉆具具有鐘擺效應，螺桿的高速旋轉增加了橫向切屑力和橫向切削頻率，從而具有一般鐘擺鉆具組合所不及的防斜能力，螺桿的高轉速配合高效鉆頭也使得機械鉆速大大提高。自推廣該鉆具組合后，大牛地地層上部直井段的機械鉆速得到了很大提高。取得了良好的應用效果。表3為2012年上半年使用PDC+螺桿的復合鉆進技術與2011年使用普通鉆具組合的對比表。由表3可知，2012年復合鉆進二開第1趟鉆進平均進尺為1 023.73 m，較2011年增長263.59 m，其中平均機械鉆速為36.09 m/h，較2011年二開第1趟鉆進機械鉆速(22.44 m/h)提高60.82%。

表3 2012年二開第1趟復合鉆進與2011年普通鉆進方式對比情況

3 應用效果

截至2012年7月底，經過逾100口水平井的實踐，逐步形成了大牛地氣田水平井關鍵鉆完井工藝技術，鉆井指標得到了很大提升。平均鉆井周期從2002年DP1井的139.0 d，縮短到2012上半年的61 d，平均機械鉆速從DP1井的3.02 m/h提高到2012上半年的6.75 m/h。其中無導眼水平井DPH－10井(水平段長度為1 200 m)以鉆井周期31.71 d創(chuàng)造了工區(qū)水平井鉆井周期最短紀錄，有導眼水平井DPH－14井(水平段長度為1 200 m)以鉆井周期39.17 d，創(chuàng)造了工區(qū)有導眼水平井最短周期紀錄，DPH－17井(水平段長長度為1 200 m)全井平均機械鉆速為11.68 m/h，創(chuàng)造了工區(qū)水平井平均機械鉆速最高紀錄。

DPH－10井是大牛地氣田在鄂爾多斯盆地部署的1口開發(fā)井，設計井深為4 097.39 m，水平段長為1 200 m，目的層為下石盒子盒1氣層。該井設計水平段采用?152.4 mm井眼井身結構設計，軌道剖面采用三段制單增剖面設計，設計造斜率為0.16°/m。二開直井段為396～2 322 m，采用PDC+螺桿復合鉆進方式，二開第1趟鉆采用鉆頭GD1605T復合鉆進，機械鉆速高達68.68 m/h，進尺440.95 m，二開第2趟鉆為復合鉆進，采用鉆頭M1655FC，一趟鉆進尺為1 000.03 m，機械鉆速為24.5 m/h，大斜度井段著陸前1只HJ517G鉆頭機械鉆速為4.84 m/h，進尺為261.61 m。三開水平段第1只 P5235MJH鉆頭機械鉆速最高，達到16.11 m/h，水平段第2只PDC鉆頭M1652C鉆進井段為3 266.91～3 605.00 m，進尺為338.09 m，機械鉆速為12.64 m/h。該井鉆井周期為31.71 d，全井平均機械鉆速為11.38 m/h，創(chuàng)大牛地氣田水平井鉆井周期最短紀錄［10］。

DPH－14井是位于鄂爾多斯盆地的1口開發(fā)井，設計井深為3 864.09 m，水平段長為1 200 m。采用水平段?152.4 mm井眼的三級井身結構，主井眼軌道剖面采用三段制單增剖面設計，設計造斜率為0.16°/m，該井實施導眼。二開上部直井段采用PDC+螺桿復合鉆進模式，第1只鉆頭為M1655FC鉆頭，在延安組、延長組、二馬營組井段進尺為868.29 m，平均機械鉆速為26.11 m/h;第2只仍采用M1655FC鉆頭，進尺為800.09 m，平均機械鉆速為14.00 m/h;導眼段使用1只PDC鉆頭，進尺為240.81，機械鉆速高達8.12 m/h。水平段第1只鉆頭為P5335MJ鉆頭，進尺達671.16 m，機械鉆速高達17.43 m/h。該井在實施導眼的情況下，鉆井周期縮短為39.17 d，取得了良好的應用效果。

4 結論與認識

(1)井身結構的優(yōu)化，井眼尺寸的有效縮小，是機械鉆速大大提高、鉆井周期大幅縮短的重要前提和保障。

(2)二開上部直井段復合鉆進方式的采用，大大提高了PDC鉆頭的轉速和切削巖石的效率，是機械鉆速提高的又一重要因素。

(3)井眼軌道的優(yōu)化，造斜段造斜率的降低，提高了復合鉆進的比例，提高了斜井段的機械鉆速，大大提高了鉆井指標。

(4)煤層安全鉆進技術的應用，降低了鉆遇煤層的風險，安全鉆過煤層是鉆井指標提升的又一重要保證。

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