陶紅勝，楊全枝，于小龍，馬振鋒

(陜西延長石油〈集團〉有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075)

0 引言

鄂爾多斯盆地東部油田區(qū)塊部分儲層埋深淺、物性差、自然產(chǎn)能低，為較難動用的致密砂巖油藏，采用常規(guī)直井壓后效果差，往往達不到經(jīng)濟有效開發(fā)的要求［1－2］。近年來，隨著勘探開發(fā)工作的不斷深入，各大油田水平井開發(fā)技術(shù)不斷進步［3－6］，期間延長石油常規(guī)水平井技術(shù)發(fā)展迅速，大大提高油井單井產(chǎn)量和油藏采收率，成為解決常規(guī)井開發(fā)“多井、低產(chǎn)、低效”的有效手段。為了經(jīng)濟有效開發(fā)淺層(300～600 m)低滲透、低豐度油藏，延長石油在鄂爾多斯盆地東部油區(qū)進行了第一口淺層大位移水平井——X平1井的開發(fā)先導(dǎo)試驗。X平1井完鉆井深1366 m，垂深499.16 m，水平位移1003.58 m，位垂比高達2.01∶1，創(chuàng)下該地區(qū)水平井位垂比最大記錄，該井的順利實施，為后續(xù)淺層難動用油藏的有效開發(fā)提供了一條新的途徑，具有較高技術(shù)參考價值。

1 施工技術(shù)難點

(1)一開表層為第四系黃土層，地層疏松，易漏，易垮塌;下部延長組有大量厚煤層及泥巖，易縮徑、坍塌、卡鉆;

(2)直井段短，鉆具質(zhì)量輕，鉆具組合調(diào)整余量小，水平段(尤其是水平段后期)施工時，摩阻大，鉆頭加壓難度大，滑動鉆進困難;

(3)與相鄰四口定向井井間距離較近，且每口井都經(jīng)壓裂施工，防碰風(fēng)險高;

(4)目標層砂體河道沉積，沉積旋回發(fā)育差異較大，砂體變化速度快，實鉆主力油層垂深與設(shè)計垂深可能會存在誤差，要求井身剖面能夠?qū)Υ股钫`差進行一定的調(diào)整，井眼軌跡控制難度大。

2地質(zhì)設(shè)計

水平井開發(fā)對目標層地質(zhì)特征認識、特別是目標層砂體展布方向要求嚴格，X平1井設(shè)計區(qū)主力油層為長62，主要為淺灰、灰色細粒長石砂巖及灰色、灰綠色細砂巖、粉砂巖與灰綠色、黑色泥巖、砂質(zhì)泥巖、凝灰?guī)r不等厚互層，由2～3個沉積旋回組成，沉積旋回發(fā)育差異較大。油層發(fā)育情況主要受砂體分布影響。選取河口或河道交匯區(qū)砂體厚度大、物性好的砂體，并確保水平段方向與河道砂體走向一致，防止砂巖尖滅鉆遇泥巖，導(dǎo)致后續(xù)施工困難。地質(zhì)設(shè)計靶點見表1，水平井部署位置如圖1所示。

表1 X平1井靶點數(shù)據(jù)

圖1 X平1井水平段方位示意圖

3 鉆井工程設(shè)計

3．1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

X平1井設(shè)計垂深淺，第四系黃土層松散、易漏失、易垮塌，但其它地層相對較穩(wěn)定，壓力系統(tǒng)相對簡單，選用二開井身結(jié)構(gòu)在滿足安全鉆井的同時最大限度地降低了鉆井成本。

3．2 井眼軌跡優(yōu)選

井眼軌跡設(shè)計是實現(xiàn)水平井鉆井的重要環(huán)節(jié)，在充分考慮鉆遇地層特征、最大關(guān)井壓力、電測濕接頭對接工藝以及鄰井防碰等多種因素影響，選擇“直—增—穩(wěn)—增—平”4段制井身剖面，為實現(xiàn)同時動用兩個目的層，X平1井水平段設(shè)計為U形軌道。4段制剖面彎曲井段相對較短，利于降低管柱下入摩阻。在入靶前一段采用造斜率小的鉆具組合，以減小調(diào)整幅度，保證中靶和井眼平滑。X平1井設(shè)計井眼軌跡數(shù)據(jù)見表2和圖2。

4 現(xiàn)場施工

4．1 增斜段鉆進

表2 X平1井身剖面設(shè)計參數(shù)

圖2 X平1井井眼軌跡圖

鉆井參數(shù):鉆壓60～100 kN，排量25 L/s，鉆速50 r/min。

由于造斜點淺，井深只有210 m，地層不穩(wěn)定，開始第一段造斜時適當控制排量，確保鉆壓及工具面的穩(wěn)定，有利于造斜率的控制。第二段造斜入靶過程中，因地質(zhì)條件復(fù)雜，目標層垂深增加對A靶點做了適當?shù)恼{(diào)整，比原設(shè)計垂深增加了7.5 m左右，通過剖面的優(yōu)化，將實鉆靶前位移的增量控制在40 m以內(nèi)。

造斜段鉆進過程中，在確保井下安全的前提下，使用低粘度、低切力、低固相含量，低摩阻的優(yōu)質(zhì)鉆井液快速鉆進，使泥漿流型達到紊流，防止虛泥餅和巖屑床的形成。采用磺化瀝青起到防塌和潤滑，并改善泥餅質(zhì)量，采用無固相降失水劑降低失水量，抑制泥頁巖水化膨脹導(dǎo)致井壁不穩(wěn)，利用鈉膨潤土和CMC－HV調(diào)節(jié)泥漿流變性以實現(xiàn)成功攜砂，從而提高造斜段機械鉆速。X平1井在造斜段的機械鉆速達到7 m/h。

4．2 水平段鉆進

水平段鉆具組合設(shè)計的基本形式是“倒裝鉆具”，加重鉆桿應(yīng)放在靠近井眼垂直部分以提供鉆壓，而大斜度井段與水平段則采用普通鉆桿。鉆具組合:215.9 mm鉆頭+172 mm單彎螺桿鉆具+165 mm回壓閥 +212 mm扶正器 +165 mm MWD接頭+172 mm無磁鉆鋌+127 mm無磁承壓鉆桿+127 mm斜臺階鉆桿+127 mm斜臺階加重鉆桿+158.8 mm鉆鋌+127 mm斜臺階加重鉆桿+127 mm鉆桿。

鉆井參數(shù):鉆壓60～220 kN，排量25 L/s，鉆速50 r/min。

該井水平靶窗高±1 m，采用單彎螺桿+三牙輪或PDC鉆頭，優(yōu)選配套非標型號穩(wěn)定器并優(yōu)化扶正器間距，在滿足一定的增降斜功能情況下，實現(xiàn)了平穩(wěn)、快速鉆進。鉆進過程中每2柱鉆柱進行一次短程起下鉆并導(dǎo)入斜坡鉆桿，保證加重鉆桿始終在上部，當鉆具重力不足以克服摩阻時，采用倒裝鉆具，上部逐漸替入鉆鋌，以增加鉆具重力來施加足夠的鉆壓，X平1井水平段鉆進大鉤載荷、摩阻分析如圖3、圖4所示。從圖3大鉤載荷分析可以看出，隨著鉆深增加，起下鉆、滑動鉆進、復(fù)合鉆進，螺旋屈曲呈增大趨勢;隨水平段進尺增加，下鉆過程螺旋屈曲呈降低趨勢，當下鉆至950 m后，屈曲不再增加。從圖4根據(jù)扭矩分析可以看出，隨鉆深增加，井底扭矩總體呈上升趨勢，特別是隨著井斜增加，鉆頭扭矩減小，鉆進速度受井底加壓及摩阻影響，不斷降低。井底最大扭矩為16510 N·m。通過與其他不同的剖面設(shè)計分析對比，該剖面摩阻與井底扭矩均較小，設(shè)計優(yōu)化合理。

圖3 X平1井二開大鉤載荷分析

圖4 X平1井二開扭矩分析

為保障水平段的安全鉆進，解決水平段鉆井液攜帶巖屑和潤滑問題，要適當提高鉆井液的動切力及靜切力以及潤滑性能。為有效保護油層，減少污染，水平段采用低傷害屏蔽暫堵鉆井液體系，在造斜部井段使用的鉆井液的基礎(chǔ)上，加入有關(guān)處理劑與酸溶暫堵劑G302－SZD，嚴格控制泥漿密度和中壓失水量，改造為鉆井完井液，可以在進入水平段之前，在上部鉆井液的基礎(chǔ)上快速轉(zhuǎn)化為新的泥漿體系，既保障井下安全又節(jié)約成本。

X平1井水平段單趟進尺達到403.00 m，水平段平均機械鉆速達到5 m/h，順利鉆至井深1366 m完鉆，電測后順利下入套管完井。

5 結(jié)論

X平1井是延長石油為了經(jīng)濟有效開發(fā)鄂爾多斯盆地東部油區(qū)淺層低滲透、低豐度油藏而進行的一次工程實踐，取得以下認識。

(1)X平1井完鉆垂深499.16 m，水平位移1003.58 m，位垂比高達2.01∶1，證明鄂爾多斯盆地東部低滲透油藏淺層大位移水平井鉆井開發(fā)是可行的。

(2)根據(jù)鄂爾多斯盆地東部油區(qū)地質(zhì)特征，優(yōu)化了井身結(jié)構(gòu)，二開不下技術(shù)套管，在滿足安全鉆井的同時最大限度地降低了鉆井成本。

(3)通過優(yōu)化鉆具組合與鉆井參數(shù)，保證了井眼軌跡平滑，降低了井眼摩阻，采用短起下鉆、分段循環(huán)等手段解決了長水平段巖屑攜帶的問題，保障了井眼暢通和井下安全。

(4)優(yōu)化低粘度、低切力、低固相含量，低摩阻鉆井液體系，做到二開全井段鉆井液體系快速轉(zhuǎn)換，在保證井下安全的同時節(jié)約成本。

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