石崇東 楊碧學(xué) 何輝 李星

中國(guó)石油川慶鉆探工程公司長(zhǎng)慶鉆井總公司

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田屬于典型的低壓力、低滲透氣田。隨著該氣田勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，完井工藝的不斷完善，水平井的水平段長(zhǎng)度不斷增加。長(zhǎng)水平段水平井對(duì)于低孔低滲油氣藏來(lái)說(shuō)，長(zhǎng)水平段增加了泄流面積，有效改善油氣藏的開(kāi)發(fā)效果和提高單井產(chǎn)量。蘇5－15－17AH井水平段設(shè)計(jì)3 000m，實(shí)際完鉆井深6 706m，水平段段長(zhǎng)3 056m，創(chuàng)國(guó)內(nèi)陸上天然氣水平井最長(zhǎng)水平段紀(jì)錄。蘇5－15－17AH井的順利完鉆對(duì)蘇里格氣田的增儲(chǔ)上產(chǎn)和低壓力低滲透油氣藏的高效開(kāi)發(fā)具有重大意義。

1 長(zhǎng)水平段水平井設(shè)計(jì)特點(diǎn)與難點(diǎn)

1．1 設(shè)計(jì)特點(diǎn)

蘇5－15－17AH井在第二次開(kāi)鉆采用215．9mm鉆頭鉆造斜段和1 200m長(zhǎng)的水平段，下177．8mm套管至井底注水泥漿固井，再采用152．4mm鉆頭鉆1 800m水平段（圖1）。

圖1 井身結(jié)構(gòu)示意圖

1）該結(jié)構(gòu)施工長(zhǎng)水平段過(guò)程中，摩阻扭矩相對(duì)小，工具面易調(diào)整，有利于井眼軌跡控制在最有效的儲(chǔ)層中穿越。

2）剖面設(shè)計(jì)靶前距500m，采用“單增”剖面，通過(guò)優(yōu)化鉆具組合，提高鉆具組合的復(fù)合增斜率［1］。

1．2 長(zhǎng)水平段施工技術(shù)難點(diǎn)

1）靶前距的不同，決定著斜井段井眼曲率的不同。優(yōu)選靶前距，實(shí)現(xiàn)摩阻扭矩最小化，成為施工長(zhǎng)水平段水平井的前提條件［2］。

2）該井設(shè)計(jì)水平段3 000m，前1 200m水平段采用215．9mm井眼，首次將177．8mm套管下入長(zhǎng)1 200m的215．9mm井眼內(nèi)。施工方案、鉆進(jìn)參數(shù)及鉆井液性能的選擇等需要逐步摸索，增加了施工的難度。

3）隨著水平井長(zhǎng)度的增加，鉆具剛性變?nèi)酰ぞ呙嬲{(diào)整困難，井眼軌跡控制難度增大；由于小鉆具剛性較弱，水平段達(dá)到2 000m后，摩阻較大，滑動(dòng)鉆進(jìn)過(guò)程中，鉆頭上無(wú)法施加有效鉆壓，施工困難。

4）隨著水平井長(zhǎng)度的增加，環(huán)空壓耗逐漸升高，鉆井液排量選擇受到限制，排量小滿足不了攜帶巖屑的要求，容易形成巖屑床，滑動(dòng)鉆進(jìn)過(guò)程中摩阻大。

5）儲(chǔ)層連續(xù)性差，鉆遇泥巖概率高，軌跡調(diào)整頻繁，復(fù)合鉆進(jìn)過(guò)程中扭矩大。

6）裸眼段長(zhǎng)，長(zhǎng)時(shí)間的鉆井液浸泡容易造成井壁坍塌，鉆井液需要具有良好的防塌性能。

2 井眼軌跡控制技術(shù)

2．1 斜井段施工關(guān)鍵技術(shù)

鉆具組合：215．9mmPDC＋172mm螺桿（1．5°）＋MWD接頭＋165mm無(wú)磁鉆鋌＋轉(zhuǎn)換接頭（461×410）＋127mm加重鉆桿×45根＋127 mm鉆桿。

斜井段井眼軌跡控制技術(shù)采用復(fù)合鉆進(jìn)與滑動(dòng)鉆進(jìn)交替進(jìn)行。采用“PDC鉆頭＋1．5°螺桿”組合直接定向造斜，堅(jiān)持“少滑動(dòng)、多旋轉(zhuǎn)、微調(diào)勤調(diào)”原則［3］，保證井眼規(guī)則、井壁穩(wěn)定。通過(guò)收集鄰井地質(zhì)資料，分析斜井段穿越每個(gè)層位的巖性。根據(jù)該套鉆具組合在不同巖性中的增斜率，提前設(shè)計(jì)剖面，合理調(diào)整滑動(dòng)鉆進(jìn)與復(fù)合鉆進(jìn)的比例。待鉆井眼設(shè)計(jì)盡量降低井眼曲率，特別是避免局部造斜率偏高，確保井眼軌跡平滑，降低鉆進(jìn)時(shí)的摩阻和扭矩。斜井段滑動(dòng)鉆進(jìn)進(jìn)尺占斜井段進(jìn)尺的25．07%。

2．2 215．9mm水平段施工摩阻和扭矩分析

在長(zhǎng)水平段水平井鉆井過(guò)程中，由于鉆具與井壁底部形成的巖屑床相互作用，鉆井液固相含量高導(dǎo)致潤(rùn)滑效果下降等［4］原因，鉆具與井壁之間的摩擦阻力隨著水平段長(zhǎng)度的增加而不斷增大，影響水平段鉆進(jìn)長(zhǎng)度。根據(jù)常規(guī)水平井實(shí)鉆分析，裸眼內(nèi)摩擦系數(shù)比套管內(nèi)摩擦系數(shù)大。215．9mm井眼的水平段鉆至4 851m，鉆水平段長(zhǎng)度1 200m，下177．8mm套管固井。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)施工獲得的扭矩、摩阻數(shù)據(jù)分析（圖2、3），通過(guò)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，有效降低了長(zhǎng)水平段施工過(guò)程中的摩阻系數(shù)，提高了施工效率。

圖2 水平段摩阻變化圖

圖3 水平段扭矩變化圖

鉆具組合：215．9mmPDC＋172mm螺桿（1．25°）＋213mm扶正器＋回壓閥＋MWD接頭＋165mm無(wú)磁鉆鋌＋轉(zhuǎn)換接頭（461×410）＋127 mm加重鉆桿×17根＋127mm鉆桿×90根＋127mm加重鉆桿×28根＋127mm鉆桿

為了保證水平段鉆進(jìn)時(shí)能給鉆頭施加有效的鉆壓，鉆具組合采用倒裝鉆具。加重鉆桿位置分為兩部分，確保鉆具中和點(diǎn)的位置在下部加重鉆桿部分，上部加重鉆桿位于直井段或井斜30°以內(nèi)的井段。該組合復(fù)合增斜率0．3°／根～0．5°／根，復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)扭矩較大，達(dá)16～24kN·m，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)，工具面調(diào)整困難，摩阻較大，上提摩阻20～30t，下放30～50t。

2．3 152．4mm水平段主體技術(shù)

2．3．1 鉆具組合

152．4mm PDC＋ 127mm 螺 桿 （1．0°）＋148mm扶正器＋回壓閥＋MWD接頭＋120mm無(wú)磁鉆鋌＋轉(zhuǎn)換接頭＋101．6mm加重鉆桿×13根＋101．6mm鉆桿 ×（225～345）根＋101．6mm加重鉆桿×33根＋101．6mm鉆桿

鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓40～60kN，轉(zhuǎn)速30r／min＋螺桿鉆具，排量12L／s，泵壓22．3～24．8MPa，扭矩11～14kN·m。

待鉆井眼設(shè)計(jì)盡量降低井眼曲率［5］，特別是能避免局部造斜率偏高，以降低鉆進(jìn)時(shí)的摩阻和扭矩。為了滿足水平段施工需要，采用127mm單彎螺桿，提高了螺桿的動(dòng)力及使用壽命。該套鉆具組合復(fù)合增斜率0．2°／根～0．3°／根，滑動(dòng)降斜率為0．3°／m～0．4°／m。進(jìn)行定向造斜采用MWD無(wú)線隨鉆測(cè)量方式，測(cè)點(diǎn)距鉆頭位置大約有12m的距離，每次測(cè)斜必須對(duì)井底走向進(jìn)行預(yù)測(cè)。根據(jù)不同鉆進(jìn)方式增斜規(guī)律，從而推斷出井底的井斜角和方位角。同時(shí)嚴(yán)格按照現(xiàn)場(chǎng)地質(zhì)導(dǎo)向人員要求控制軌跡，并通過(guò)巖屑、氣測(cè)值、伽馬、鉆時(shí)及鄰井地質(zhì)資料綜合分析，確保井眼軌跡穿越最有效的氣層中穿越（圖4）。

圖4 水平段實(shí)測(cè)伽馬圖

2．3．2 優(yōu)選無(wú)線隨鉆測(cè)量?jī)x器

由于該井鉆井至5 637m時(shí)發(fā)生井漏，經(jīng)過(guò)堵漏后，鉆井過(guò)程中排量受限，排量為12～13L／s。該井前期采用海藍(lán)公司生產(chǎn)的座鍵式無(wú)線隨鉆測(cè)量?jī)x器。由于水力振蕩器工作時(shí)產(chǎn)生的縱向振動(dòng)相對(duì)較大，與該型號(hào)的無(wú)線測(cè)斜儀配合使用容易提前損壞儀器［6］。該井水平段后期為了應(yīng)用水力振蕩器。采用中天啟明生產(chǎn)的懸掛式MWD進(jìn)行隨鉆測(cè)量，下鉆至5 100m測(cè)試儀器，當(dāng)排量小于15L／s時(shí)，該型號(hào)隨鉆測(cè)量?jī)x器不工作，當(dāng)排量達(dá)15L／s時(shí)，泵壓已達(dá)29．5MPa，隨鉆測(cè)量?jī)x器才能正常工作。由于該井存在井漏現(xiàn)象，水平段鉆進(jìn)過(guò)程中排量受限，若下鉆到底后，鉆井液排量不能滿足MWD儀器發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速的需要，無(wú)法使用，起鉆更換隨鉆測(cè)量?jī)x器。

采用APS無(wú)線隨鉆測(cè)量?jī)x器配合水力振蕩器組合［7］。APS的渦輪發(fā)電機(jī)可在高達(dá)200℃的環(huán)境下提供可靠、持續(xù)的電源，并根據(jù)井眼狀況設(shè)置，以配合鉆具組合及井眼尺寸要求的排量。旋轉(zhuǎn)脈沖發(fā)生器通過(guò)增加和恢復(fù)鉆柱內(nèi)壓力來(lái)產(chǎn)生壓力脈沖信號(hào)。旋轉(zhuǎn)脈沖發(fā)生器能咀嚼通過(guò)可能卡阻其他脈沖器的堵漏劑材料，適用較寬范圍的鉆井液密度與工況。該井從6 069m開(kāi)始鉆進(jìn)，泵沖65沖／min，排量12L／s，泵壓24．5～25．5 MPa，扭矩13～15kN·m，無(wú)線隨鉆儀器工作正常。該趟鉆施工進(jìn)尺346m，平均機(jī)械鉆速7．44m／h。

2．3．3 水力振蕩器的應(yīng)用分析

長(zhǎng)水平段存在摩擦阻力大，滑動(dòng)鉆進(jìn)工具面調(diào)整困難，水力振蕩器可通過(guò)水力的作用產(chǎn)生沿鉆桿軸線方向上的振動(dòng)，將靜摩擦阻力轉(zhuǎn)變?yōu)閯?dòng)摩擦阻力，摩擦阻力就大大降低，可以有效地減少因井眼軌跡而產(chǎn)生的鉆具托壓現(xiàn)象，保證有效的鉆壓，且不影響MWD儀器、螺桿鉆具的使用［8］，另一方面水力振蕩器產(chǎn)生軸向高頻振動(dòng)，對(duì)鉆頭形成類似于沖擊鉆井的效果，也有利于提高機(jī)械鉆速。

該井鉆至6 069m，為了提高滑動(dòng)施工效率，水平段鉆具組合中應(yīng)用了水力振蕩器。根據(jù)水力振蕩器安裝原則，在鉆具組合中距離鉆頭位置的已鉆水平段長(zhǎng)度的1／3處安裝，即該趟鉆中水力振蕩器距離鉆頭位置720m。在不同排量的情況下，在井口對(duì)水力振蕩器進(jìn)行壓力測(cè)試（表1）。下鉆到底后，泵沖65沖／min，泵壓23．0MPa，加壓至40～60kN，泵壓24．5～25．2MPa（未使用水力振蕩器時(shí)，泵沖65沖／min，泵壓是23～25MPa）。復(fù)合鉆進(jìn)至井深6105m，進(jìn)尺36 m后需要調(diào)整軌跡進(jìn)行滑動(dòng)鉆進(jìn)，但活動(dòng)鉆具上提摩擦阻力18t，下放28～40t，經(jīng)過(guò)多次劃眼后，下放摩擦阻力依然較高，在20～30t（圖2），調(diào)整工具面依然困難，滑動(dòng)鉆進(jìn)效果差。進(jìn)行多次嘗試后，工具面依然調(diào)整困難。通過(guò)調(diào)整泵沖，改變排量，鉆進(jìn)至6 415 m，鵝頸管刺漏起鉆。起出水力振蕩器后井口測(cè)試，工具不工作，振動(dòng)短節(jié)不振動(dòng)，而且振動(dòng)短節(jié)振動(dòng)處有膠皮露出，這可能導(dǎo)致其在使用進(jìn)尺36m后，不能起到傳遞鉆壓和振動(dòng)效果的原因（圖5）。

表1 水力振蕩器井口測(cè)試壓降情況表

圖5 水力振蕩器出井照片

3 鉆井液體系

該井215．9mm井段采用無(wú)土相復(fù)合鹽鉆井液體系，通過(guò)加入無(wú)機(jī)鹽和有機(jī)鹽提高體系抑制性［9］。在井斜角30°、45°、60°時(shí)需調(diào)整控制鉆井液的密度；通過(guò)增加陽(yáng)離子乳化瀝青粉和細(xì)目碳酸鈣的含量，提高封堵性來(lái)降低地層的坍塌壓力；嚴(yán)格控制鉆井液的濾失量，要求API濾失量控制在2mL以內(nèi)，該體系抑制性強(qiáng)、固相含量比較低（表2），性能穩(wěn)定，有效提高機(jī)械鉆速［10］。

為了水平段鉆進(jìn)過(guò)程中降低摩阻及扭矩，控制井眼軌跡在最有效的儲(chǔ)層中穿越，在第三次開(kāi)鉆的152．4mm水平段采用強(qiáng)封堵油基鉆井液（CQ—SCO）。蘇里格區(qū)塊水平井采用無(wú)土相復(fù)合鹽鉆井液體系，由于水平段鉆遇泥巖概率大，為了平衡地層壓力，主要通過(guò)提高鉆井液密度平衡地層應(yīng)力，但是蘇5區(qū)塊地層承壓能力低，密度提至1．30g／cm3時(shí)，漏失量增大。油基鉆井液通過(guò)強(qiáng)化封堵為基礎(chǔ)，控制低剪切速率下的流變性等（表2），有效解決了超長(zhǎng)水平段井壁穩(wěn)定性差、井眼清潔難度大及摩阻大能難題，確保了長(zhǎng)水平段的順利施工。

4 鉆頭優(yōu)選

該井第二次開(kāi)鉆的241．3mm＋215．9mm井眼全部采用PDC鉆頭，直井段穿越多個(gè)層位，劉家溝組以上地層平均巖石可鉆性為3級(jí)，且波動(dòng)范圍較小，相對(duì)均質(zhì)；劉家溝組以下井段鉆遇地層富含礫砂巖、含礫中粗粒石英砂巖，平均研磨性指數(shù)為6［11］。地層軟硬交錯(cuò)比較嚴(yán)重，巖石可鉆性及抗壓強(qiáng)度波動(dòng)范圍較大。根據(jù)地層巖性，優(yōu)選不同的鉆頭型號(hào)，有效地提高了鉆井速度（表3）。

表2 大斜度井段與水平井段的鉆井液性能表

表3 鉆頭使用情況表

5 177．8mm套管漂浮下入技術(shù)

5．1 允許最大下套管速度

177．8mm套管本體入井允許鉆井液上返速度取鉆桿本體處的環(huán)空上返速度，該井在215．9mm井眼鉆進(jìn)時(shí)，排量為33L／s時(shí)，井內(nèi)無(wú)漏失現(xiàn)象，計(jì)算允許上返速度為：1．19m／s。下套管速度以鉆進(jìn)時(shí)鉆井液上返速度為依據(jù)計(jì)算［12］，裸眼井段內(nèi)套管下放速度為0．568m／s，每根套管長(zhǎng)度按11．0m計(jì)算，考慮下套管時(shí)的激動(dòng)壓力等因素影響，附加安全系數(shù)1．5，套管下放時(shí)間T＝11／0．568×1．5＝29s。裸眼內(nèi)斜井段和水平段每根套管的純下放時(shí)間應(yīng)控制在29s以上。

5．2 模擬套管剛度通井

該井215．9mm井眼水平段長(zhǎng)1 200m，首次將177．8mm 套管下入長(zhǎng)1200m 的215．9mm 井眼內(nèi)，選用剛度大于177．8mm套管剛度的通井鉆具組合進(jìn)行通井［13－14］，實(shí)施通井鉆具組合：215．9 mm牙輪鉆頭＋210mm扶正器＋165mm鉆鋌×2根＋210mm扶正器＋127mm加重鉆桿×15根＋127mm鉆桿×180根＋127mm加重鉆桿×34根＋127mm鉆桿，計(jì)算鉆鋌與套管的剛度比（m）為：

式中D鉆鋌為鉆鋌外徑，mm；d鉆鋌為鉆鋌內(nèi)徑，mm；D套管為套管外徑，mm；d套管為套管內(nèi)徑，mm。

計(jì)算結(jié)果表明，套管剛度比鉆鋌小，可確保套管下至預(yù)定位置。

5．3 漂浮接箍的應(yīng)用

為了順利將177．8mm套管下入長(zhǎng)1 200m的215．9mm井眼內(nèi)，在套管串中應(yīng)用了漂浮接箍（圖6）。漂浮接箍上部的套管柱灌入鉆井液，下部的套管內(nèi)部充滿空氣（沒(méi)有鉆井液），漂浮接箍下部套管入井后受到鉆井液的浮力作用降低了井壁對(duì)套管柱的摩擦阻力；而漂浮接箍上部的套管內(nèi)灌有鉆井液會(huì)增加套管柱的重量，確保套管順利入井。下到預(yù)定深度后向套管內(nèi)加壓，直到打開(kāi)滑套向下移動(dòng)讓鉆井液與空氣進(jìn)行交換。當(dāng)流動(dòng)穩(wěn)定后，整個(gè)套管柱內(nèi)都充滿了鉆井液投入下膠塞，注入水泥漿，浮鞋盲板打開(kāi)。當(dāng)下膠塞坐定在滑套上后，剪斷銷(xiāo)釘，水泥漿就把下膠塞和漂浮接箍的兩個(gè)滑套一起下推向下部的浮箍下膠塞和兩個(gè)滑套坐定在浮箍上，并與浮箍密封。下膠塞破裂，水泥漿通過(guò)浮鞋泵出，頂替上膠塞，并與浮箍處的下膠塞和漂浮接箍組件形成密封，確保固井質(zhì)量。

圖6 漂浮接箍剖面圖

該井順利后按設(shè)計(jì)要求接177．8mm套管串，下部套管不灌鉆井液，下入131根套管后接漂浮接箍，漂浮接箍安裝在套管串中井深3 393m處（井斜60°左右）。剩下的套管在下入過(guò)程中每30根灌滿鉆井液，并按設(shè)計(jì)安裝扶正器。177．8mm套管下至井深4 845．4m，按照要求對(duì)地面管線和設(shè)備試壓達(dá)到28 MPa。固井先注隔離液30m3，然后注水泥漿55m3（密度1．89g／cm3）。替漿67．1m3（設(shè)計(jì)替漿94．9 m3）頂替，憋壓20MPa候凝。

6 結(jié)論與建議

1）長(zhǎng)水平段水平井采用單增剖面，斜井段曲率小，井眼軌跡平滑，鉆進(jìn)過(guò)程中摩阻及扭矩小，有利于長(zhǎng)水平段施工。

2）該井采用特殊井身結(jié)構(gòu)，先在215．9mm井段鉆進(jìn)一段水平井段，下套管固井后，再進(jìn)行152．4 mm水平段鉆進(jìn)，有效地減少鉆進(jìn)過(guò)程中摩阻及扭矩。

3）長(zhǎng)水平段受井眼尺寸的限制，完井方式還需進(jìn)一步優(yōu)化。

4）逐步摸索出同一套鉆具組合在水平段不同巖性中得增降斜規(guī)律，有助于長(zhǎng)水平段井眼軌跡在最有效的儲(chǔ)層中穿越。

5）無(wú)土相復(fù)合鹽鉆井液體系及強(qiáng)封堵油基鉆井液的應(yīng)用，有效解決了超長(zhǎng)水平段井壁穩(wěn)定性差、井眼清潔難度大及摩阻大的難題，確保了長(zhǎng)水平段的順利施工。

6）長(zhǎng)水平段水平井井壁穩(wěn)定技術(shù)、井眼凈化技術(shù)、井眼軌跡控制技術(shù)、裸眼減摩技術(shù)、鉆頭優(yōu)選等配套技術(shù)還需進(jìn)一步完善。

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