王建龍， 齊昌利， 柳 鶴， 陳 鵬， 汪 鴻， 鄭永鋒

（1. 中國石油集團渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院，天津 300280；2. 中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第一鉆井分公司，天津 300280）

滄東凹陷位于黃驊坳陷南部，孔店組二段形成于相對封閉的湖盆環(huán)境，發(fā)育形成致密油氣藏。隨著石油工程技術的不斷進步及對地質情況認識的深入，滄東凹陷孔二段細粒沉積巖的勘探開發(fā)取得了突破，致密油氣已成為大港油田重要的接替資源。為了提高滄東凹陷致密油氣的開發(fā)效益，需要采用長水平段水平井開發(fā)。但是，該區(qū)域無長水平段水平井鉆探先例，可借鑒經(jīng)驗少，需要進行關鍵技術研究。為此，筆者從井身結構優(yōu)化、井眼軌道設計、井眼軌跡控制方式優(yōu)選擇、鉆井設備及工具優(yōu)選、鉆井液體系優(yōu)選與性能優(yōu)化、提速提效技術措施選擇和套管安全下入方式優(yōu)選等方面進行了研究，形成了致密油氣藏水平井鉆井關鍵技術，并在2 口井進行了成功試驗，為實現(xiàn)滄東凹陷致密油氣藏的高效開發(fā)提供了技術支持。

1 鉆井技術難點

滄東凹陷致密油氣藏埋深3 500.00～4 000.00 m，水平井造斜點井深超過3 000.00 m、裸眼段長大于2 500.00 m、水平段長大于1 500.00 m，且鉆遇巨厚石膏層和多個漏層，給安全高效鉆井帶來了極大挑戰(zhàn)。分析認為，主要鉆井技術難點為[1-2]：

1）水平段和裸眼段長，摩阻高、扭矩大、循環(huán)壓耗高，對鉆井設備和鉆具的性能要求高，設備和鉆具的優(yōu)選難度大。

2）要求靶框范圍上下≤2.0 m、左右≤5.0 m，且著陸后的控制點多，需要頻繁調整井眼軌跡，對井眼軌跡控制技術的要求很高。鉆井過程中攜巖困難，尤其在井斜角45.0°～65.0°井段極易形成巖屑床，增大了井眼軌跡控制難度和卡鉆的風險。

3）孔一段地層頂部有厚約110.00 m 的石膏層，石膏純度高，易造成鉆井液污染，對鉆井液抗污染性能要求高；館陶組底部礫巖段、沙一段底部生物灰?guī)r段和孔一段斷層存在不整合面，鉆井過程中發(fā)生井漏的風險高，對鉆井液封堵性能要求高；水平段和裸眼段長，摩阻大，施加鉆壓困難，卡鉆風險高，對鉆井液潤滑防卡性能要求高[3-4]。

4）儲層以泥巖和頁巖為主，硬脆性強，部分地層含有少量淺灰色細砂巖。泥巖以紫紅色和灰色泥巖為主，硬度高、研磨性強，鉆頭磨損嚴重，機械鉆速低。頁巖微裂縫和層理發(fā)育，容易發(fā)生頁巖表面水化及滲透性水化，引起井眼失穩(wěn)。

2 鉆井關鍵技術

針對上述鉆井技術難點，從井身結構、井眼軌道、井眼軌跡、鉆井設備、鉆進工具、鉆井液，以及鉆井提速提效技術、套管安全下入技術等方面進行了研究，形成了致密油氣藏水平井鉆井關鍵技術。

2.1 井身結構優(yōu)化

水平井井身結構設計時，除了考慮地層壓力和必封點等因素外，還應考慮鉆井設備負荷和井下風險。在保證實現(xiàn)地質目標的前提下，盡可能縮短裸眼段長度、降低摩阻扭矩、縮短裸眼浸泡時間和減輕鉆機負荷，并降低井壁垮塌風險[5-6]。

根據(jù)滄東凹陷致密油氣藏的地層巖性、三壓力剖面、注水情況、漏層分布和施工難度，水平井設計采用三開井身結構：1）一開采用φ339.7 mm 表層套管封固明化鎮(zhèn)組以上松軟地層，并安裝井口裝置，為下部安全鉆井提供條件；2）為了兼顧地層壓力、注水情況、裸眼段長度和施工難度的需求，二開采用φ244.5 mm 技術套管封固孔一段棗Ⅲ油組注水層位；3）三開采用φ139.7 mm 油層套管封隔油、氣、水層。

2.2 井眼軌道設計與井眼軌跡控制技術

水平井井眼軌道設計需要綜合考慮鄰井防碰、井眼軌跡控制方式和難度等因素，進行分段優(yōu)化，保證井眼軌跡平滑，并精確中靶[7-10]。

2.2.1 井眼軌道設計

1）造斜點優(yōu)選。東營組和沙河街組地層有大段硬塑性泥巖，容易發(fā)生井眼失穩(wěn)；φ311.1 mm 井段深部泥巖層定向鉆進托壓嚴重，定向效率低。因此，選擇在孔一段造斜，造斜點井深3 000.00～3 200.00 m。

2）造斜率優(yōu)化。為了保證井眼軌跡平滑，盡量縮短造斜段長度，降低施工難度，減輕設備負荷、降低鉆井風險。因此，將第一增斜段造斜率控制在（2.4°～3.0°）/30m，井斜角控制在30°～35°；第二增斜段造斜率控制在（3.0°～3.5°）/30m，井斜角控制在82°～86°進入第一控制點；微降斜段降斜率控制在（2.1°～2.4°）/30m，井斜角控制在80.0°～82.0°進入第二控制點；第三增斜段造斜率控制在（2.1°～2.4°）/30m，快速進入末端控制點，開始鉆進水平段。

2.2.2 井眼軌跡控制技術

考慮施工難度和井下風險，確定了2 種井眼軌跡控制技術方案：若造斜點在φ311.1 mm 井段，第一增斜段和穩(wěn)斜段采用“φ215.9 mm×1.25°螺桿鉆具+φ172.0 mm MWD”控制井眼軌跡，后續(xù)井段采用“φ172.0 mm 旋轉導向鉆具+φ172.0 mm LWD”控制井眼軌跡；若造斜點在φ215.9 mm 井段，則全程采用φ172.0 mm 旋轉導向鉆具控制井眼軌跡。由于旋轉導向鉆井成本高，為了降低成本，建議現(xiàn)場根據(jù)水平段的長度選擇經(jīng)濟高效的井眼軌跡控制技術：水平段不大于1 000.00 m 的水平井，采用“水力振蕩器+MWD+螺桿鉆具+近鉆頭地質導向工具”控制井眼軌跡；水平段長度大于1 000.00 m 的水平井，采用旋轉導向鉆具控制井眼軌跡。

2.3 鉆井設備和鉆具優(yōu)選

選擇鉆井設備和鉆具時，需要綜合考慮大鉤載荷、扭矩、循環(huán)壓耗、井眼清潔和井下故障處理能力等因素。利用軟件模擬分析了不同井眼軌道、鉆具組合、鉆井液性能、鉆井參數(shù)和摩阻系數(shù)等條件下大鉤載荷、扭矩、循環(huán)壓耗和井眼清潔效果等關鍵參數(shù)的變化規(guī)律，優(yōu)選出最佳的鉆井設備和鉆具。

1）頂部驅動裝置優(yōu)選。大鉤載荷和扭矩模擬計算結果如圖1 所示。由圖1 可知，最大扭矩為27.7 kN·m。為了提高井下故障處理能力，選用DQ70BSD 型頂部驅動裝置，最高轉速200.0 r/min，最大連續(xù)輸出扭矩60.0 kN·m。

圖 1 大鉤載荷和扭矩模擬計算結果Fig. 1 Simulation calculation results of the hook load and torque

2）鉆井泵優(yōu)選。循環(huán)壓耗模擬計算結果如圖2所示。由圖2 可知，最高循環(huán)壓耗為37.4 MPa。為了提高鉆井泵的安全性，選用1 臺F-2200HL 高壓鉆井泵和2 臺F-1600 加強型鉆井泵，其額定工作壓力分別為52.0 和40.0 MPa。

圖 2 循環(huán)壓耗模擬計算結果Fig. 2 Simulation calculation results of the circulation pressure loss

3）鉆具優(yōu)選。從圖1 可以看出，起鉆、復合鉆進和下鉆的最大大鉤載荷分別為1 677.6，1 268.0 和999.5 kN。兼顧大鉤載荷、扭矩和循環(huán)壓耗，根據(jù)滿足強度前提下盡可能降低鉆機負載的原則，選用φ139.7 mm 鉆桿（鋼級S137）×2 000.00 m+φ127.0 mm鉆桿（鋼級G105）。其中，φ127.0 mm 鉆桿采用非標準NC52 扣型和φ107.7 mm 水眼，以進一步降低循環(huán)壓耗，減輕鉆井泵負載。

2.4 鉆井液體系優(yōu)選和性能優(yōu)化

綜合考慮石膏層抗污染、斜井段攜巖、水平段抑制防塌和潤滑防卡等因素[11]，三開φ215.9 mm 井段選用鉀鹽聚合物鉆井液，配方為：4.0%～6.0%膨潤土+5.0%～7.0% KCl+0.3%～0.5%抗鹽強包被抑制劑BYJ-Ⅰ+2.0%～3.0%抗鹽降濾失劑+2.0%～3.0% 抑制防塌劑B Z-Y F T+0.2%～0.3% 提切劑+0.8%～1.0%低滲透封堵劑+2.0%～3.0%液體潤滑劑+0.2%～1.0%KOH。鉆井液性能優(yōu)化措施為：

1）提高抗石膏污染能力。鉆井液中定時補充六偏磷酸鈉膠液，并隨鉆加入KOH 進行處理。但是OH—含量過高會分散剝離泥頁巖，影響防塌效果，要求pH 值維持在8.0～10.0。

2）提高鉆井液的抑制性。為了保證鉆井液的抑制防塌效果，鉆井期間要求K+含量不低于500.0 mg/L，并及時補充抗鹽強包被抑制劑BYJ-Ⅰ和抑制防塌劑BZ-YFT，改善濾餅質量，控制API 濾失量不大于3.0 mL、高溫高壓濾失量不大于10.0 mL。

3）提高攜巖能力。用大分子處理劑和攜砂粉等控制鉆井液動切力，孔一段和孔二段的鉆井液動切力分別控制在8.0～12.0 和12.0～16.0 Pa；保證鉆井液動塑比不小于0.5、六速旋轉黏度計3 r/min 的讀數(shù)不小于4.0。

4）提高潤滑防卡性能。用原油作為潤滑劑，鉆井液含油量控制在5.0%～8.0%，保證摩阻系數(shù)不大于0.06；同時，進入水平段后全程開啟離心機，清除鉆井液中的有害固相，降低摩阻。

2.5 鉆井提速提效技術

1）提高定向效率。φ311.1 mm 造斜段和穩(wěn)斜段采用φ203.2 mm 水力振蕩器，減輕滑動鉆進托壓，提高定向效率。該工具基本結構見圖3，主要通過自身產(chǎn)生的軸向振動，將滑動鉆進過程中鉆柱與井壁之間的靜摩擦轉變?yōu)閯幽Σ?，降低鉆柱與井壁之間的摩擦阻力，提高滑動鉆進鉆壓的傳遞效率[12-13]。綜合考慮井斜角、鉆井液性能、摩阻和工具振蕩力等情況，將其安放在距離鉆頭220.0 m 左右處。

圖 3 水力振蕩器基本結構Fig.3 The basic structure of the hydraulic oscillator

2）優(yōu)化鉆井參數(shù)。為了提高φ215.9 mm 井段孔一段和孔二段地層的機械鉆速和井眼清潔能力，采用大排量、大鉆壓和高轉速鉆進。大排量主要用來提高井眼清潔能力，高轉速主要用來提高機械鉆速和井眼清潔能力，大鉆壓主要用來提高機械鉆速[5]。具體鉆井參數(shù)為：鉆壓100.0～140.0 kN，轉速120.0～130.0 r/min，排量32.0～35.0 L/s。

3）PDC 鉆頭設計。根據(jù)孔二段砂泥巖研磨性高的特點，對PDC 鉆頭進行了個性化設計[14]，具體設計方案為：五刀翼結構（3 個長刀翼+2 個短刀翼），φ16.0 mm 主切削齒，28 顆前排切削齒，切削齒側傾角2.0°～10.0°，后傾角15.0°～25.0°；每個刀翼3 顆φ13.4 mm 后排切削齒，后排齒與前排齒的高度差1.5～2.0 mm。另外，為了使切削效率更高，采用順時針布齒（比逆時針布齒攻擊性更強）；為了提高鉆頭的冷卻效果、井底清洗效果和射流沖擊力，設置5 個φ7.9 mm 噴嘴和2 個φ8.7 mm 噴嘴，可基本實現(xiàn)井底全覆蓋。設計的PDC 鉆頭流體動力學數(shù)值模擬結果如圖4 所示。由圖4 可知，井底最大漫流速度可達28.6 m/s。

圖 4 PDC 鉆頭井底流場速度云圖Fig. 4 PDC bit bottom hole smooth speed cloud map

4）提高攜巖能力。每鉆進1 個單根劃眼1 次，鉆進1 個立柱正劃眼、倒劃眼各1 次，充分循環(huán)攜巖。隨著井眼延伸和井斜角增大，僅依靠提高排量無法保證井眼清潔。此時，需要在鉆具中加入井眼清潔工具，利用其機械刮削和水力旋流的作用清除巖屑床[15]。井眼清潔工具主要由耐磨帶、螺旋棱、導流槽和葉輪組成（見圖5）。螺旋棱在旋轉過程中刮削井壁上的虛濾餅或巖屑床，使其從壓實狀態(tài)變?yōu)樽杂蔂顟B(tài)；導流槽和葉輪在鉆井液流過時產(chǎn)生渦流，將井眼中自由狀態(tài)的虛濾餅或巖屑向上推移，攜帶出井口。綜合裸眼段長度、井斜角和有效作用距離等因素，確定井眼清潔工具的安放方式為：鉆具最底端安放1 只，安放在距離鉆頭60.0 m 左右；鉆具最頂端安放1 只，安放在井斜角40.0°附近；鉆具中間每隔90.0～120.0 m 安放1 只。

圖 5 井眼清潔工具基本結構Fig. 5 The basic structure of the wellbore cleaning tool

2.6 套管安全下入技術

為了保證套管安全順利下入，利用軟件分析了φ139.7 mm 套管的下入能力，優(yōu)化了扶正器的安放位置和數(shù)量。同時，為了提高預測精度，在下套管前最后一次通井時，記錄起下鉆懸重，測算起下鉆摩阻系數(shù)，作為模擬套管下入的摩阻系數(shù)。

1）井眼準備。下套管前分別帶單穩(wěn)定器、雙穩(wěn)定器和三穩(wěn)定器進行3 次通井。通井時，若下鉆阻力超過40.0 kN，立即接頂驅劃眼，劃眼到底后對劃眼井段進行短起下鉆驗證，確保順暢后再進行下一步工序；起鉆遇阻的井段再次進行劃眼，并短起下鉆驗證。

2）套管扶正器下入方案。為了保證套管居中度和套管能安全下入，選用φ206.4 mm 整體式半剛性扶正器。利用軟件模擬優(yōu)化確定了套管扶正器的下入方案：水平段每隔2 根套管加1 只扶正器，造斜段每隔1 根套管加1 只扶正器，直井段每隔5 根套管加1 只扶正器。

3）套管下入方式優(yōu)選?？紤]裸眼段和水平段較長，以及套管扶正器數(shù)量多、套管下入難度系數(shù)大等情況，利用軟件對常規(guī)下套管方式進行了模擬分析。模擬結果表明，下入套管時，套管下放大鉤載荷952.3 kN，套管靜止大鉤載荷1 100.5 kN，套管下放大鉤載荷大于靜止大鉤載荷的30%。結合模擬預測結果和通井情況，確定采用常規(guī)下套管方式。

3 現(xiàn)場試驗

大港油田滄東凹陷頁巖油水平井GD1701H 井和GD1702H 井試驗應用了滄東凹陷致密油氣藏水平井鉆井關鍵技術，鉆井過程中未發(fā)生井下故障，整體效果良好，具體數(shù)據(jù)見表1。2 口井平均井深5 370.00 m，平均水平段長1 379.60 m，平均機械鉆速11.4 m/h，平均鉆井周期59.2 d。其中，GD1701H 井創(chuàng)造了大港油田5 000.00 m 以深水平井鉆井周期最短、機械鉆速最高、鉆機月速最高和水平段最長等4 項紀錄。

表 1 滄東凹陷致密油氣藏水平井鉆井關鍵技術試驗數(shù)據(jù)Table 1 Key technical test data for horizontal well drilling in tight oil and gas reservoirs of Cangdong Sag

GD1701H 井采用三開井身結構，施工過程中未出現(xiàn)漏失、溢流和井眼失穩(wěn)等問題，且鉆井效率高。該井鉆進過程中井眼軌跡控制良好，鉆井液潤滑性能高，采用常規(guī)下套管方式未出現(xiàn)遇阻現(xiàn)象。其中，二開采用“水力振蕩器+MWD+螺桿鉆具”控制井眼軌跡，定向機械鉆速達到3.3 m/h，且無托壓現(xiàn)象；三開采用“旋轉導向鉆具+LWD”控制井眼軌跡，平均機械鉆速達到9.2 m/h。

GD1701H 井最大懸重1 900.0 kN，最大扭矩26.0 kN·m，循環(huán)壓耗最高達29.0 MPa，選用的鉆機、鉆井泵和鉆具滿足了安全高效鉆進要求。應用設計的PDC 鉆頭鉆進孔一段和孔二段紫紅色泥巖、灰色砂巖、灰色泥巖和油頁巖，單只鉆頭完成造斜段和水平段，進尺1 177.00 m，平均機械鉆速9.7 m/h，提速效果顯著，說明設計的個性化PDC 鉆頭地層適應性強。

該井館陶組鉆遇8.0 m 厚的雜色礫巖，沙一段鉆遇8.0 m 厚的生物灰?guī)r，孔一段鉆遇斷層及不整合面，鉆進過程中及時補充隨鉆堵漏劑BZ-DSA，未出現(xiàn)漏失現(xiàn)象?？滓欢毋@遇厚約149.0 m 的石膏層，進入石膏層之前配制六偏磷酸鈉膠液，維持鉆井液pH 值始終在9.0 以上，待振動篩處發(fā)現(xiàn)石膏侵時加入膠液，未出現(xiàn)鉆井液受鈣污染的問題。定時測量鉆井液含油量、API 濾失量、高溫高壓濾失量和動切力等關鍵參數(shù)，控制含油量在5%以上、API濾失量不超過3.0 mL、高溫高壓濾失量不超過10.0 mL、動切力在15.0 Pa 左右，保證了鉆井液抑制防塌、潤滑防卡和攜巖性能滿足要求。

4 結論與建議

1）滄東凹陷致密油氣藏埋藏深，水平井具有造斜點深和水平段長的特點，摩阻、扭矩和循環(huán)壓耗高，對鉆井設備要求高；從上到下鉆遇多個漏層和巨厚石膏層，對鉆井液性能要求高；孔一段和孔二段地層有大段硬度高、研磨性強的泥巖，機械鉆速低，對鉆頭匹配性要求高。

2）滄東凹陷致密油氣藏水平井鉆井關鍵技術可以解決長水平段水平井鉆井過程中存在的技術難題，尤其是井身結構及井眼軌道優(yōu)化設計、高潤滑抗污染強抑制防塌鉆井液和鉆井提速提效等方面，實現(xiàn)了滄東凹陷致密油氣藏的高效開發(fā)。

3）鉆前利用軟件對大鉤載荷、扭矩、循環(huán)壓耗和井眼清潔程度等進行預測，為優(yōu)選鉆井設備和鉆具提供了理論依據(jù)。高性能鉆井設備和高強度鉆具確保了長水平段水平井的安全高效施工。

4）為了兼顧水平段施工難度和鉆井成本，建議根據(jù)水平段的長度選擇經(jīng)濟高效的井眼軌跡控制技術。對于水平段小于1 000.00 m 的水平井，采用“水力振蕩器+MWD+螺桿鉆具+近鉆頭伽馬地質導向工具”控制井眼軌跡；對于水平段長度大于1 000.00 m的水平井，采用旋轉導向鉆具控制井眼軌跡。