倪華峰，楊 光，張延兵

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018）

2018 年，長慶油田頁巖油開發(fā)進入快速發(fā)展階段，為有效動用單平臺控制儲層、最大限度暴露油層面積，開展了大井叢水平井井組鉆井，以推動頁巖油規(guī)模開發(fā)。開發(fā)初期，叢式水平井井組主要以單層系開發(fā)為主，偏移距300～500 m，水平段長1 500 m，最大叢式水平井井組華H6 平臺完鉆12 口水平井，但存在水平段井漏井塌、儲層鉆遇率低、三維井眼摩阻扭矩大、長水平段完井風險高等問題，常規(guī)鉆井工藝難以滿足頁巖油開發(fā)的要求[1-2]。為此，筆者分析了國內外非常規(guī)油氣藏開發(fā)現狀，借鑒北美地區(qū)的頁巖氣成功經驗，利用“工廠化”大井叢作業(yè)，開展了“多層系、立體式”大井叢水平井鉆井試驗，通過大偏移距設計、井口防碰優(yōu)化、三維井眼降摩減阻剖面和自研完井工具，形成了與開發(fā)方式相配套的頁巖油大井叢水平井鉆井提速技術，最大井叢水平井數22 口，最大偏移距1 000 m 以上，提高了鉆機效率，節(jié)約了土地資源，實現了頁巖油優(yōu)快鉆井、高效開發(fā)。

1 鉆井技術難點

2018 年，長慶油田進行了頁巖油大井叢鉆完井、大通徑+可溶橋塞體積壓裂先導性試驗；2019 年，采用集群化布井模式，完成水平井的水平段長1 500～2 000 m，增產顯著。累計完成水平井212 口，但大井叢平臺水平井數量大多在6～8 口，最多達到12 口，最大偏移距417 m，水平段長2 000 m的水平井多采用三開井身結構，鉆井周期在20 d 以上，建井周期在30 d 以上，與長慶頁巖油規(guī)模開發(fā)需求差距較大[3-4]。分析認為，鉆井過程中主要存在以下技術難點：

1）裸眼段長，井下情況復雜。采用二開井身結構，一開封固淺表層，二開裸眼段長，鉆進時黃土層易漏失坍塌、洛河組易漏失，嚴重影響鉆井時效；在長水平段鉆進時，儲層分布不均質造成頻繁鉆遇泥巖，現有地質導向技術識別巖性能力差，依靠鉆井循環(huán)出砂判斷儲層走向，鉆進施工不連續(xù)，效率低；井漏、井塌和溢流同存，水平段存在裂縫性漏失，鉆井液安全密度窗口窄，鉆井安全風險高。

2）井眼軌跡控制難度大。大井叢小井距、加密布井等易造成井序排列錯亂，三維井眼、預分防碰、長水平段造成全井段需要繞障，大偏移距井眼軌道復雜，定向段長、方位變化大，需要常規(guī)導向工具頻繁滑動鉆進和上下調整井眼軌跡，造成滑動鉆進比例增大，導致機械鉆速低，著陸點軟著陸困難。

3）摩阻扭矩大。大井叢帶來的大偏移距、長水平段、長裸眼段，導致位垂比大，鉆具受力復雜，鉆井過程中摩阻扭矩呈非線性增加，水平段延伸困難；固井時套管下入困難，固井質量難以保證。

2 鉆井提速關鍵技術

結合長慶油田頁巖油開發(fā)進程，進行大井叢多層系布局、大偏移距設計、三維井眼軌跡控制等關鍵技術的研究與應用，并開展配套提速工具試驗，實現了提速提效，形成了適合長慶油田頁巖油大井叢水平井的鉆井提速技術[5-7]。

2.1 大井叢多層系布局設計

針對不同層系的開發(fā)需求，確定了井組井數最大化原則和井組施工順序方案，頁巖油大井叢水平井平臺最多布井22 口，雙鉆機反向平行施工，優(yōu)化水平井井位部署及井眼軌道設計，最大限度增加水平段長度、提高儲層鉆遇率，從追求井數多到追求平臺鉆遇儲層長度最長。

根據開發(fā)層系不同，大井叢水平井采用大偏移距設計、井口防碰優(yōu)化，在有限的井場內形成了3 種大井叢布井方式（見圖1），實現了單層到3 層立體式開發(fā)，垂深跨度從40 m 增加到120 m，大井叢水平井平臺實鉆水平井多達22 口。

圖1 不同層系立體式開發(fā)布井方式Fig.1 Three-dimensional well patterns in different layer series

單套層系：垂深跨度30～40 m，主要開發(fā)1 個目的層，采用叢式水平井井組開發(fā)，單平臺布井4～6 口，如華H1 平臺布井4 口。

2 套層系：垂深跨度60～80 m，主要開發(fā)2 個目的層，采用大叢式立體水平井組開發(fā)，單平臺布井6～12 口，如華H6 平臺布井12 口。

3 套層系：垂深跨度100～120 m，主要開發(fā)3 個目的層，采用大叢式立體水平井組開發(fā)，單平臺布井10～20 口，如華H40 平臺布井20 口。

2.2 大偏移距設計

采用大井叢開發(fā)時，需要開展大偏移距三維水平井鉆井技術試驗。超大井組試驗150～200 m 井間距，通過增大偏移距設計，解決了井場面積不足與大井叢布井之間的矛盾[8-10]。常規(guī)水平井開發(fā)模式主要是二維水平井、單井和單層，井場建設數量多，井區(qū)建設周期長，井間距400 m；大井叢水平井開發(fā)模式為三維水平井、多井、多層，單平臺實鉆水平井最多達22 口，井區(qū)建設周期短，井間距200 m。

采用三維防碰技術，保障了大井叢、小井距、全井段安全防碰。通過預分防碰設計，三維安全圓柱預分分離防碰設計，鄰井同垂深扭方位時，增大方位差；南北向平行靶區(qū)、小靶前距走負位移；分區(qū)入窗，水平段在同一直線施工，入靶預算時，考慮防碰因素，分外靶區(qū)、內靶區(qū)控制入靶區(qū)。

華H40 平臺由2 臺鉆機反向相向分區(qū)施工，直井段錯開造斜點，防碰；斜井段增大偏移井斜角、方位角；入窗點入窗垂深、左右偏移，通過提高糾偏井斜，增加最大偏移距，最大平臺布井數達到22 口，最大偏移距834 m，平均偏移距426 m（見圖2）。

圖2 華H40 平臺20 口水平井分布示意Fig.2 Distribution of 20 horizontal wells on the Platform Hua H40

2.3 三維井眼軌跡控制

針對頁巖油三維井眼軌跡控制偏移距大的問題，基于常規(guī)螺桿鉆井工具，結合三維剖面設計的關鍵參數，以降低實鉆摩阻扭矩、有利于現場實施為目標，開展了大偏移距三維剖面優(yōu)化設計。通過對三維井眼剖面進行優(yōu)化設計，實現了該設計方法首次在國內大井叢的應用，通過優(yōu)選“六段式”三維井身剖面和分析鉆柱受力，降低了摩阻扭矩。

“六段式”剖面在三維變向段后增加了1 個二維低造斜率增斜段，以解決地層垂深及實際造斜率不確定的問題，最大限度提高復合鉆井比例，提高斜井段的施工效率，精準入窗。

根據偏移距、靶前距選擇1.50°或1.25°螺桿；控制消偏井斜角不大于30°；目標靶體上傾時，將井斜角控制在88°～90°復合鉆進，著陸入窗；目標靶體下傾時，將井斜角控制在86°～88°滑動鉆進，快速入窗；第一趟鉆鉆至井斜角大于78°時直接下入水平段鉆具；井斜角大于6 0°后控制增斜率不大于6.0°/30m，控制斜井段最大造斜率不大于10.5°/30m；水平段通過滑動鉆進微調井眼軌跡。

通過大偏移距三維剖面設計，華H40 平臺實現了由二維水平井為主向全三維水平井的轉變。華H40 平臺最大偏移距834 m，最大糾偏角32.5°，鉆進期間最大摩阻50 kN，下套管最大摩阻25 kN。

2.4 適合激進鉆井參數的PDC 鉆頭、螺桿優(yōu)選

借鑒美國頁巖氣開發(fā)經驗，全面推廣激進鉆井參數，根據現場鉆井設備，分區(qū)塊、分地層細化螺桿、鉆頭與鉆井參數的匹配原則。螺桿突出大尺寸、多級數、大功率特性；全面強化鉆壓、轉速和排量等鉆井參數，鉆壓增加4～5 kN，泵壓增量由原來的2～3 MPa 提高至3～5 MPa。采用激進鉆井參數后，水平段單根滑動鉆時由1.5 h 縮短至1.0 h。但采用激進鉆井參數后，現有鉆頭、螺桿存在鉆頭磨損嚴重、螺桿增斜率高和輸出功率偏低等問題。針對以上情況，需分段優(yōu)選PDC 鉆頭和螺桿。

采用PDC 鉆頭進行斜井段施工時側重一趟鉆，鉆頭選型注重使用壽命，選用六刀翼φ16.0 mm 高耐磨復合片鉆頭。水平段以砂巖為主，調整段少，選用五刀翼φ16.0 mm 復合片鉆頭，側重提高機械鉆速?？紤]地層的穩(wěn)定性和普適性及設備負荷的情況，排量越大，攜砂效果越好。

將螺桿外徑由165.1 mm 調整為172.0 mm，以增加殼體容積，增大螺桿輸出功率；級數由3.5 級變成5.5 級，以增大螺桿壓降，提高輸出功率；螺桿頭數保持為7～8 頭，保證轉速不變，輸出扭矩不降低；調整鉆具組合中雙穩(wěn)定器的尺寸和間距，降低增斜率，減少滑動鉆進比例，提高機械鉆速和一趟鉆的成功率[11-13]。

2.5 鉆井液性能優(yōu)化

根據地層特點和各井段的控制要求，在保障井控安全和井下安全的前提下，安定組以上井段采用全絮凝無固相鉆井液，僅用PAM 絮凝處理劑，將漏斗黏度由29 s 降至28 s，由全井提黏改為加強清掃。直羅組至轉化前井段要求鉆井液具有抑制防塌性兼有絮凝性，在PAM 絮凝基礎上增大KCl 含量，將漏斗黏度由32 s 降至30 s，由全井提黏改為保持入口黏度；適當推遲轉化時間，降低轉化密度，提高施工速度，二開井身結構井推遲至井斜角約為45°時進行轉化，三開井推遲至井斜角約為60°時進行轉化。

同時，優(yōu)化鉆井液配方，用有機鹽代替重晶石，以保證井眼穩(wěn)定；用白瀝青和樹脂代替黑色瀝青類處理劑，以保護儲層；優(yōu)選ZDS 等可全酸溶的封堵劑，以達到提速提效的目的。

2.6 降摩減阻工具應用

制約水平段延伸的因素除了摩阻、扭矩及鉆具屈曲外，準確鉆遇儲層也是實現水平段延伸的關鍵因素，在引入旋轉導向鉆井系統(tǒng)、方位伽馬和電阻率等測量工具提高鉆遇率的同時，進行了自研降摩減阻工具的現場試驗，取得了較為明顯的效果。

2.6.1 水力振蕩器

為了降低三維水平井大偏移距、長水平段帶來的高摩阻大扭矩影響，減少滑動鉆進中的托壓，自主研制了水力振蕩器，應用成本與國外的水力振蕩器相比大幅度降低，但使用效果差距較大。因此，進一步優(yōu)化了自研水力振蕩器的安裝位置，距鉆頭的距離由150～180 m 調整為80～110 m。3 口井應用后，平均滑動機械鉆速提高7.5%，滑動摩阻降低20.0%。

2.6.2 完井工具

圍繞大偏移距長水平段優(yōu)快完井開展技術攻關，通過應用倒劃眼穩(wěn)定器、盲板式套管懸浮器和通測接頭等工具，實現了大偏移距長水平段套管的安全下入。

通井時下入倒劃眼穩(wěn)定器，破壞巖屑床，清潔井眼；長水平段用巖屑清除鉆桿修復井壁，防止形成巖屑床；下套管選用盲板式套管懸浮器替代原有滑套式懸浮器，增強套管附件的密封性、可靠性，使用后每100 m 下放摩阻降低0.5 kN；電測時使用通測接頭，到底后循環(huán)一周，短程起下鉆至入窗點，短起階段正常到底循環(huán)一周注入潤滑漿，實現通測一趟鉆，作業(yè)時間可縮短1.2 d。

對于井眼較復雜的水平井，應用下套管自動灌漿裝置和旋銑引鞋，通過隨時建立循環(huán)，保證套管順利下至設計井深[14-16]。下套管自動灌漿裝置集灌漿、循環(huán)功能于一體，可實現邊循環(huán)邊下套管，避免套管粘卡；水平段鉆遇泥巖1/3 以上、泥巖發(fā)生垮塌的井和堵漏、溢流壓井形成巖屑床的井下入旋銑引鞋，通過旋轉破壞井筒巖屑床，確保套管順利下至設計井深；同時優(yōu)化鉆井液動切力、動塑比和黏度等性能參數，以提高鉆井液的攜巖能力。

3 現場應用

通過技術攻關，形成了以大井叢井序優(yōu)化與立體式布井、大平臺三維優(yōu)快鉆井、高性能水基鉆井液防漏堵漏及重復利用和完井配套工藝為核心的大井叢水平井鉆井提速技術。自2020 年應用該技術完成水平井195 口，水平段長度由1 500 m 延長至4 000 m 以上，大平臺布井數量由12 口增加至22 口，水平段長度在3 000 m 以下的井均采用二開井身結構，二開裸眼段近5 000 m，單井最短鉆井周期8.50 d，平均完鉆井深4 037 m，在平均井深增加207 m 的情況下，平均鉆井周期由20.48 d 縮短至18.94 d，縮短了7.5%，平均機械鉆速19.92 m/h。

長慶頁巖油大井叢水平井以延長水平段長度、單平臺布井最多和防碰最優(yōu)化為目標，利用自研的水平井軟件進行布局優(yōu)化，高效分配各鉆機施工井數，實現三維立體式安全高效鉆井。實鉆過程中直井段不直、后續(xù)已部署井難以調整與已鉆井的最近距離時，實時優(yōu)化施工方案，后續(xù)井直井段嚴格打直，同時對正鉆井與已鉆井進行防碰掃描，及時調整鉆井順序與井眼軌跡。通過持續(xù)優(yōu)化大井叢鉆井順序，不僅滿足了油藏開發(fā)要求，而且實現了防碰安全。

大平臺采用三維水平井優(yōu)快鉆井技術，分井段優(yōu)化井眼軌跡控制模式、鉆具組合，強化鉆井參數。直、斜井段采用MWD 儀器帶方位伽馬工具，采用渦輪發(fā)電系統(tǒng)供電，保持到斜井段入窗；鉆具組合中增加水力振蕩器和無磁抗壓縮鉆桿，降低鉆具剛性，提高滑動鉆進效率[17]；鉆井參數為鉆壓100～140 kN，復合鉆進泵壓提高3～4 MPa、滑動鉆進泵壓提高2 MPa 左右，排量32～34 L/s，環(huán)空返速1.10～1.30 m/s，轉盤轉速75 r/min。水平段選用高耐磨球形穩(wěn)定器，加強水平段井眼軌跡控制，降低滑動鉆進比例，提高施工效率；鉆井參數為鉆壓80～120 kN，復合鉆進泵壓提高3 MPa 左右、滑動鉆進提高2 MPa 左右，排量32 L/s，環(huán)空返速1.10 m/s，轉盤轉速60 r/min。2020 年，2 個平臺先后完成不少20 口的水平井，其中華H40 平臺完成水平井20 口，水平段總長40 280 m，平均鉆井周期16.97 d、建井周期25.33 d；華H60 平臺設計20 口水平井，實際完成22 口，總進尺88 157 m，水平段總長33 141 m，平均鉆井周期18.06 d，建井周期26.47 d。

4 結論與建議

1）大平臺多層系布井設計滿足了頁巖油大井叢水平井“平臺鉆遇儲層長度最大”的需求，在長慶頁巖油開發(fā)中得到了推廣應用，通過增加平臺布井數量和水平段長度，降低了完井作業(yè)帶來的技術風險，滿足了頁巖油大井叢水平井規(guī)模開發(fā)要求。

2）大偏移距水平井三維井眼軌跡控制技術解決了大平臺偏垂比大、鉆具受力屈曲帶來的摩阻扭矩大等難題。

3）以經濟適配性和高效降摩減阻為目標，通過自研國產化降摩減阻工具，創(chuàng)建了頁巖油水平井高效、經濟導向鉆井技術模式，實現了鉆井完井技術配套和優(yōu)快鉆井。但地質導向工具的成本較高，國產工具普遍處于試驗階段，迫切需要研發(fā)“簡配版”儲層高效識別工具，提高儲層鉆遇率，實現頁巖油長效開發(fā)。