柳偉榮， 倪華峰， 王學楓， 石仲元， 譚學斌， 王清臣

（中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018）

近年來，長慶油田在隴東地區(qū)的中生界延長組長7 段發(fā)現(xiàn)了頁巖油，整體探明儲量10×109t[1]，但頁巖油儲層品位低、物性差、開采難度大，應用傳統(tǒng)常規(guī)開發(fā)技術無法獲得工業(yè)油流。為此，該地區(qū)應用三維超長水平段水平井技術進行開發(fā)，并取得了較好的開發(fā)效果，但水平井鉆井過程中，存在滑動鉆進托壓嚴重、鉆井速度低、井身質量不合格、井壁失穩(wěn)，水平段地層造漿嚴重、堵漏難度大、摩阻扭矩大、下套管遇阻和固井質量不合格等技術難點[2]。為此，通過井眼軌道優(yōu)化設計，采取相應井眼軌跡控制措施，優(yōu)選鉆具組合[3]，研制應用高性能水基鉆井液[4]，并應用新型堵漏材料和漂浮下套管技術，形成了頁巖油超長水平段水平井鉆井技術。該技術在長慶油田隴東地區(qū)華H50-7 井進行了應用，順利完成長度4 088.00 m 的超長水平段施工，創(chuàng)國內陸上油氣井最長水平段紀錄，為該地區(qū)頁巖油高效開發(fā)提供了技術支持。

1 地層特點及鉆井技術難點

1.1 地層特點

隴東地區(qū)頁巖油水平井一般設計井深3 500.00～4 500.00 m，水平段長度1 500.00～3 000.00 m。鉆遇地層從上至下為第四系，白堊系環(huán)河組、華池組、洛河組，侏羅系安定組、直羅組、延安組和三疊系延長組，目的層為延長組長7 段。第四系為膠結疏松的黃土層，可鉆性好，膠結差，易漏、易垮塌。侏羅系安定組、直羅組和延安組的砂巖層埋藏淺，欠壓實，易發(fā)生滲漏。延長組長7 段為深灰色、灰黑色泥巖、頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖互層，易發(fā)生油氣侵，易垮塌[5]。洛河組地層承壓能力滿足水平井施工要求的區(qū)塊，水平井采用二開井身結構：φ311.1 mm鉆頭×φ244.5 mm 表層套管+φ215.9 mm 鉆頭×φ139.7 mm油層套管；目的層壓力異常、洛河組地層漏失嚴重、直羅組地層坍塌嚴重、偏移距大于500.00 m 和水平段長度超過2 500.00 m 的區(qū)塊，水平井采用三開井身結構：φ393.1 mm 鉆頭×φ339.7 mm 表層套管+φ311.1 mm 鉆頭×φ244.5 mm 技術套管+φ215.9 mm 鉆頭×φ139.7 mm 油層套管。表層套管封固膠結疏松的第四系地層，技術套管封固上部易漏的洛河組地層和易垮塌的直羅組、延安組地層，各開次固井水泥漿均返至地面。

1.2 鉆井技術難點

1）三維水平井斜井段井眼軌跡控制難度大[6]。頁巖油采用叢式水平井井組開發(fā)，普遍存在200.00～600.00 m 偏移距和400.00～800.00 m 靶前距，造斜段鉆進過程中井斜角不僅要逐步增大，同時還要調整方位角。鉆進時要求以87°～89°的井斜角精準進入縱向±1.00 m、橫向±20.00 m 的靶區(qū)，對井眼軌跡控制精度要求高。

2）長水平段鉆進過程中摩阻扭矩較大[7]，滑動鉆進困難。水平段超過2 000.00 m 后，鉆具下放摩阻達到300～400 kN，扭矩達到25 000～30 000 N·m，易發(fā)生鉆具脹扣和疲勞損壞。滑動鉆進時工具面無法及時調整到位，鉆進效率低。

3）水平段井壁穩(wěn)定性差[8]。水平段泥巖坍塌壓力較高，需采用較高密度的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定，但這易引起井漏。水平段所處的長7 段地層含有灰黑色泥巖、黑色泥巖和碳質泥巖，易發(fā)生坍塌，坍塌壓力23.8～26.7 MPa，需采用密度1.25～1.40 kg/L的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定。

4）部分水平井的水平段存在斷層漏失帶，容易發(fā)生井漏，且堵漏難度大[9]。堵漏材料、水泥漿先進入水平段下緣，堵漏材料在斷層頂部堆積、留置的難度大，常規(guī)堵漏方法的堵漏效果差，嚴重影響鉆井速度。

5）油層套管下入摩阻大，難以保證一次順利下至設計井深[10]。下套管作業(yè)時間長，水平段套管緊貼下井壁易發(fā)生壓差卡鉆，經過泥巖段時易遇阻，后期套管下放摩阻最大達到400～500 kN。

2 鉆井關鍵技術

2.1 三維井眼軌跡控制技術

針對三維水平井井眼軌跡控制難度大的問題，采用較成熟的“1.5°單彎螺桿+MWD+方位伽馬”定向井眼軌跡控制技術。

1）優(yōu)化井眼軌道設計[11]。根據“小井斜消偏-穩(wěn)斜扭方位-增斜入窗”的設計思路，在井斜角不大于30°時將方位角調整到位，以減少滑動鉆進工作量?；瑒鱼@進時上下大幅度活動鉆具，以降低滑動摩阻?；瑒鱼@進中根據鉆時、鉆壓和工具面角，重新確定反扭角，調整工具面。增斜入窗井段將原來的“一段制”優(yōu)化設計成“兩段制”，以提高第二增斜段的機動性。

2）優(yōu)選造斜鉆具組合。采用7/8 頭螺桿，螺桿外徑由165.0 mm 增至172.0 mm，以增大螺桿輸出功率；螺桿級數(shù)由3.5 級增至5.5 級，以增大螺桿壓降；轉速提高到150 r/min，以提高破巖效率[12]。采用無磁抗壓鉆桿，增強鉆具組合的柔性，以提高滑動鉆進的增斜率。使用水力振蕩器，以降摩減阻，保證滑動鉆進效率。

3）使用強抑制性鉆井液[13]。使用全絮凝無固相鉆井液，強化絮凝，造斜段鉆至井斜角40°～50°（安定組），進入直羅組地層后，提高鉆井液的抑制性和防塌性能，并兼顧絮凝；井斜角達到60°或出現(xiàn)托壓和井壁失穩(wěn)現(xiàn)象時，轉換為復合鹽鉆井液，并提高鉆井液的密度，降低其濾失量和固相含量，增強其抑制性。

2.2 鉆具組合優(yōu)選

針對長水平段水平井鉆井存在偏移距、水平段長和井眼軌跡控制難的情況，采用倒裝鉆具組合，使用斜臺階G105 加重鉆桿和S135 鉆桿，以保證鉆壓的傳遞。采用旋轉導向鉆具組合鉆長水平段，以改變鉆具與地層之間的摩擦方式，防止鉆具組合發(fā)生屈曲，提高鉆井速度。旋轉導向鉆具組合為φ215.9 mm PDC 鉆頭×0.35 m+φ200.0 mm 旋轉導向頭×2.17 m+φ208.0 mm 電動機×7.77 m+φ208. 0 mm 穩(wěn)定器×1.31 m+φ173.0 mm 測量短節(jié)×5.16 m+φ172.0 mm脈沖器發(fā)電機×3.24 m+φ176. 0 mm 上截止短節(jié)×0.77 m+411×460×0.50 m+φ212.0 mm 球形穩(wěn)定器×1.01 m+回壓閥×0.44 m+461×410×0.47 m+φ127.0 mm加重鉆桿×56.63 m+φ127.0 mm S135 鉆桿+φ127.0 mm加重鉆桿×369.84 m+φ127.0 mm S135 鉆桿。

為了防止水平段鉆井過程中的最大扭矩大于鉆桿抗扭強度、起鉆上提力大于鉆桿抗拉強度和下鉆時鉆具發(fā)生屈曲現(xiàn)象，利用Landmark 軟件，按照設計井深6 000.00 m、水平段長4 000.00 m，鉆井液密度1.25 kg/L，旋轉鉆進鉆壓50 kN，鉆頭扭矩 2 630 N·m，套管內摩擦系數(shù)0.10，裸眼摩擦系數(shù)0.15，滑動鉆進鉆壓30 kN，φ127.0 mm S135 鉆桿，計算旋轉鉆進、起鉆及下鉆等工況下的扭矩、軸向拉力和鉆具屈曲情況，結果如表1 所示。

表 1 水平段不同工況下的扭矩、軸向拉力和鉆具屈曲情況Table 1 Torque, axial tension and buckling of drilling tool under different operation conditions in horizontal section

由表1 可看出：旋轉鉆至井底時的地面扭矩為21.31 kN·m，結合該地區(qū)2 000.00 m 長水平段水平井完鉆時地面扭矩為19.56 kN·m 的情況，校核后的地面扭矩為40.87 kN·m，小于φ127.0 mm S135 鉆桿接頭的抗扭強度（43.00 kN·m）；起鉆時的軸向拉力為1 059.00 kN，校核后為1 470.00 kN，小于φ127.0 mm S135 鉆桿的抗拉強度（3 170.00 kN），說明該鉆具組合的強度能夠滿足安全鉆井要求。

2.3 高性能水基鉆井液

為滿足水平段泥巖井壁穩(wěn)定及快速鉆進需求，鉆井液應具有密度適當、固相含量低、抑制性與封堵性強以及潤滑性良好的特性。隴東地區(qū)長7 段地層泥巖含量普遍為10%～20%，最高達40%，鉆遇泥巖時井壁垮塌嚴重，且水平段越長，鉆遇泥巖的概率越高，已鉆井泥巖鉆遇率最高達到59%。為了控制水平段泥巖井壁垮塌，需要采用抑制性強、固相含量低和密度大于1.20 kg/L 的鉆井液。為此，優(yōu)選了以甲酸鈉為主要成分的復合鹽CQFY 作為抑制劑[14]，通過增大復合鹽CQFY 的加量提高鉆井液的密度，實現(xiàn)鉆井液無固相與強抑制的目標。

通過配方優(yōu)化試驗，確定超長水平段水平井高性能水基鉆井液配方為：0.2%～0.3% 流性調節(jié)劑+1.5%～2.0%低黏降濾失劑+0.5%～1.0%共聚物降濾失劑+2.0%～4.0%惰性封堵劑+1.0%～2.0%活性封堵劑+25.0～35.0%CQFY+2.0%～5.0%抗鹽潤滑劑。進入造斜段后，通過增大復合鹽CQFY 加量，逐步提高鉆井液密度，入窗時將鉆井液密度提高至1.20 kg/L。定時定量添加聚合物類防塌處理劑，以維持鉆井液的抑制性。鉆遇泥巖時，將降濾失封堵劑的加量提高至1.5%～2.0%，以提高鉆井液的封堵性，降低鉆井液的濾失量，形成致密堅韌的濾餅，保護井壁。鉆進期間根據鉆井液的常規(guī)性能參數(shù)和流變參數(shù)判斷鉆井液的流態(tài)和固相含量，如固相含量增大，應增大復合鹽的加量，替換部分鉆井液，以保持鉆井液性能穩(wěn)定；新替換鉆井液中加入0.5%液體潤滑劑，以降低水平段摩阻。

2.4 水平段堵漏技術

目的層長7 段發(fā)育大孔、中孔、小孔、微孔及納米級孔等多尺度孔，孔隙度4%～12%，鉆進過程中井漏時有發(fā)生。觀察長7 段巖心發(fā)現(xiàn)，巖心存在橫向或縱向裂縫。漏速小于5 m3/h 時，可采用隨鉆堵漏方式堵漏，為了保證井下旋轉導向儀器正常工作，選擇顆粒較小、剛性較弱的堵漏材料，堵漏漿的配方為：鉆井液+5.0%小顆粒橋塞堵劑+5.0%單向壓力封閉劑。漏速大于5 m3/h 時，采用超分子凝膠或低密度水泥等新型堵漏材料堵漏，可選取粒徑大、剛性強度高的堵漏材料。超分子凝膠堵漏漿的配方為：鉆井液+10.0%Ⅲ型超分子結構劑+1.5%Ⅰ型超分子凝膠+3.0%單向壓力暫堵劑。低密度堵漏漿的配方為：清水+160.0%DLY-2 顆粒級配堵劑+0.5%G407R1+0.5%G405-GXP。

現(xiàn)場根據漏速采取相應的堵漏技術措施：1）漏速小于3 m3/h 時，采用隨鉆堵漏方式保持鉆進；2）漏速為3～5 m3/h 時，采用隨鉆堵漏方式堵漏，并適當降低排量繼續(xù)鉆進；3）漏速為5～10 m3/h 時，下光鉆桿打橋塞擠封堵劑堵漏；4）漏速為10～20 m3/h，下光鉆桿注入超分子凝膠堵漏漿堵漏；5）漏速大于20 m3/h時，下光鉆桿注入低密度堵漏漿進行堵漏。

2.5 漂浮下套管技術

由于水平段較長，井眼軌跡調整頻繁且調整幅度較大，導致井筒摩阻系數(shù)較大，增大了下套管難度。為此，應用了漂浮下套管技術[15]，并采取輔助技術措施，以保證將套管順利下至設計井深。

1）下套管前通井。通井鉆具組合：φ215.9 mm 牙輪鉆頭（不裝噴嘴）+φ210.0 mm 鋼性穩(wěn)定器+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm 巖屑床清除器1+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm 巖屑床清除器2+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm巖屑床清除器3+φ127.0 mm S135 鉆桿×120.00 m+φ165.0 mm 巖屑床清除器4+φ127.0 mm S135 鉆桿。在入窗點、水平段每500.00 m 大排量循環(huán)1 周，以破壞巖屑床，通井到底后大排量循環(huán)2 周，短起下驗證泥巖井壁穩(wěn)定可靠，監(jiān)測上提下放摩阻。

2）水平段替入加入3.0%～4.0%液體潤滑劑和6.0%～8.0%固體潤滑劑的鉆井液，以降低水平段的摩擦系數(shù)。

3）采用銷釘式漂浮接箍和盲板式漂浮接箍，以降低水平段摩阻。

4）利用Landmark 軟件，優(yōu)選漂浮段長。綜合考慮直井段和斜井段套管懸重與下入摩阻，計算不同摩阻系數(shù)、漂浮段長下，套管下放時的大鉤載荷和套管所受軸向力，以優(yōu)選漂浮段長。

圖1 為華H50-7 井不同摩阻系數(shù)下下放生產套管時的大鉤載荷。圖2 為華H50-7 井生產套管漂浮段長為3 400.00 m 時不同工況下所受軸向力。由圖1可以看出，摩阻系數(shù)為0.23 時，大鉤載荷為290 kN，大于頂驅重量240 kN，下至井底時尚有50 kN 下推力。由圖2 可以看出，套管下到井底時井口套管軸向力為250 kN，大于螺旋屈曲值，說明下套管過程中不會發(fā)生螺旋屈曲，能保證套管一次下至井底。

圖 1 不同摩阻系數(shù)下生產套管下放大鉤載荷Fig.1 Set down hook load with production casing under different friction coefficients

圖 2 不同工況下生產套管的軸向力Fig.2 Axial force of production casing under different operation conditions

5）合理使用滾珠扶正器，將套管與井壁之間的滑動摩擦變?yōu)闈L動摩擦，以降低套管與井壁間的摩阻。

6）改進下套管工具，提高下套管速度，防止套管內落物。優(yōu)化灌漿方式，采取管內隔離措施，縮短套管靜止時間，以防止發(fā)生壓差卡套管。

3 典型井例

3.1 井眼概況

長慶油田在隴東地區(qū)部署了一口設計井深6 216.00 m、水平段長4 000.00 m 的三維頁巖油水平井——華H50-7 井。該井目的層為延長組長712段，為深灰色、灰黑色泥頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖互層。采用“導管+三開”井身結構：φ558.0 mm 鉆頭×φ426.0 mm 導管×103.00 m+φ393.1 mm 鉆頭×φ339.7 mm 套管×291.00 m+φ311.1 mm 鉆頭×φ244.5 mm 套管×2 292.00 m+φ215.9 mm 鉆頭×φ139.7 mm 套管×6 216.00 m。φ244.5 mm 套管下至入窗點，封隔延長組以上復雜地層。

該井斜井段長達2 000.00 m，偏移距156.00 m，靶前距399.00 m，鉆進時存在以下技術難點：1）二開后要求使用φ311.1 mm 鉆頭鉆至井深1 500.00 m 前消除偏移距，利用兩段增斜法準確入窗，井眼軌跡控制難度大；2）鉆井泵動力不足，排量受限，環(huán)空上返速度難以達到快速攜巖要求，鉆頭易泥包，滑動增斜困難，機械鉆速低；3）水平段泥巖層坍塌壓力較高，需采用較高密度的鉆井液，容易誘發(fā)井漏；4）水平段（2 716.00～3 120.00 m 井段）存在斷層漏失帶，容易發(fā)生失返性井漏，堵漏難度大；5）水平段長達4 000.00 m，鉆井過程中摩阻扭矩較大；6）生產套管下入難度大，難以保證一次順利下至井底。

3.2 實鉆效果

1）二開小井斜井段采用螺桿鉆具+常規(guī)PDC 鉆頭復合鉆井技術迅速消除偏移距，使用2 只混合鉆頭快速入窗；配備3 臺F1600-HL 型耐壓52 MPa 的超高壓鉆井泵，滿足了鉆井排量達到50 L/s 的要求，解決了φ311.1 mm 鉆頭易泥包、大斜度井段滑動鉆進托壓、增斜率不足、機械鉆速低的問題。表2 為斜井段鉆井技術指標。

表 2 φ311.1 mm 斜井段鉆井技術指標Table 2 Drilling technical indexes of φ311.1 mm deviated section

由表2 可以看出，斜井段平均機械鉆速8.11 m/h，比前期同井型城頁X 井（二開使用PDC 鉆頭，平均機械鉆速7.35 m/h）提高了10.3%。第一增斜段（1 750.00～2 050.00 m）和第二增斜段（2 050.00～2 179.00 m）增斜率分別達到（4.0°～4.5°）/30m 和（5.0°～5.5°）/30m，順利中靶。由此可見，對于三維水平井φ311.1 mm 大斜度井段，使用混合鉆頭比使用PDC 鉆頭更有利提高機械鉆速。

2）三開井段采用高性能水基鉆井液。鉆進水平段時高性能水基鉆井液的性能：密度1.22～1.33 kg/L，漏斗黏度57 s，濾失量4 mL?？刂乒滔嗪啃∮?0%、膨潤土含量小于20 g/L，動塑比調整在0.5～0.6，六速旋轉黏度計3 和6 r/min 下的讀數(shù)分別為5～8 和6～9，降低了摩阻，保證了井下安全，尤其是鉆至井深5 391.00 m 發(fā)生井漏后，鉆井液補充量大，鉆井液性能波動大，井下未出現(xiàn)井壁垮塌。后續(xù)井段鉆井液性能穩(wěn)定（見表3），直至完鉆未發(fā)生井壁失穩(wěn)事故。

表 3 水平段水基鉆井液的性能Table 3 Performance of water-based mud in horizontal section

3）水平段鉆至井深4 894.00 和5 391.00 m 時發(fā)生漏速15 m3/h 的失返性漏失。在第1 個漏點（井深4 894.00 m）分2 次泵入80 m3超分子凝膠堵漏漿堵漏，堵漏后加壓至8.5 MPa，10 min 壓力未降低。在第2 個漏點（井深5 391.00 m）泵入“纖維水泥+錐形四面體堵漏材料+剛性顆粒堵漏材料”工作液25 m3，候凝24 h 后掃塞，漏速降至2～6 m3/h。根據漏失速度和地層反吐情況，將鉆井液密度降至1.23 kg/L 進行隨鉆堵漏，直至鉆至完鉆井深。

4）為增大鉆壓，直井段使用45 根φ127.0 mm G105加重鉆桿，其余井段使用φ127.0 mm S135 鉆桿。水平段采用旋轉導向技術鉆進，以克服長水平段滑動鉆進困難的問題。完鉆前頂驅最大扭矩40 kN·m，最大上提力1 400 kN，通井時通井鉆具組合順利下至井底，未發(fā)生鉆具屈曲現(xiàn)象。

5）下套管前使用4 個巖屑床清除器，分段破壞巖屑床。水平段替入加入6.0%液體聚合醇+2.0%固體聚合醇+2.0%HLR-3 潤滑劑+5.0%石墨+4.5%玻璃微珠+2.0%液體潤滑劑的鉆井液。下套管前井底鉆具上提下放摩阻僅300 kN。套管柱端部使用旋轉引鞋，采用NDS 漂浮接箍，漂浮段長度為水平段趾端的3 500.00 m。套管柱進入水平段1 322.00 m 后開始接漂浮接箍，隨后每下入1 根套管灌1 次鉆井液。使用φ210.0 mm 整體式彈性扶正器，間隔50.00～100.00 m 安放一個。生產套管一次順利下至設計井深，未出現(xiàn)下放遇阻現(xiàn)象。

4 結論與認識

1）通過優(yōu)選鉆具組合、鉆頭，特別是斜井段使用混合鉆頭，降低了摩阻，提高了機械鉆速。旋轉導向鉆井技術提高了長水平段井眼軌跡的控制能力及機械鉆速，形成了適用于隴東頁巖油超長水平段水平井的鉆井技術。

2）優(yōu)選出了適用于延長組頁巖油水平井的高性能水基鉆井液，其具有良好的潤滑性和強抑制性，能防止長水平段井壁坍塌，降低摩阻和扭矩。

3）采用漂浮下套管技術，優(yōu)選漂浮長度，能降低套管下入難度和摩阻，可保證套管順利下至設計位置，對更長水平段水平井下套管作業(yè)有一定的借鑒作用。

4）應用超分子凝膠和纖維水泥長水平段堵漏技術能提高堵漏成功率，縮短鉆井損失時間，有助于減輕超長水平段井漏堵漏導致的“呼吸”效應。