蒙華軍, 張礦生 , 謝文敏, 余世福, 黃占盈

1中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室3中國石油長慶油田公司工程技術(shù)管理部

0 引言

鄂爾多斯盆地致密氣資源量6.6×1012m3，占總資源量的61.7%，近年來隨著水平井鉆完井技術(shù)的不斷成熟，為致密氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)提供了技術(shù)手段，2013年底天然氣產(chǎn)能達到了350×108m3，但單井產(chǎn)量低、投資成本高，在一定程度上制約了致密氣藏整體開發(fā)。為進一步提高氣田開發(fā)水平，需開展長水平段鉆完井試驗，進一步提高單井產(chǎn)量，降低綜合開發(fā)成本，推動致密氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)[1-2]。

1 超長水平段鉆井難點分析

1.1 摩阻扭矩大施工風(fēng)險高

鉆井中隨著井深的延長，鉆具與井壁接觸面積增加，鉆進中鉆具的摩阻和扭矩隨之增大，大量實鉆數(shù)據(jù)表明，在進入水平段鉆進過程中，隨著水平段的延伸，鉆進過程中的摩阻急劇增加，如圖1所示，在井深3 300～3 400 m處進入水平段，隨著水平段的延長，實鉆摩阻急劇增大，在水平段鉆至2 000 m時，摩阻最高可達300 kN，摩阻變大隨之造成扭矩增大，增加了卡鉆、斷鉆具等井下復(fù)雜的風(fēng)險。同時蘇里格地區(qū)鉆遇地層復(fù)雜多變，漏失、坍塌風(fēng)險高，進一步加大了安全施工的隱患[3- 5]。

圖1 實鉆水平井摩阻

1.2 井眼軌跡控制困難

蘇里格氣田屬于非均質(zhì)性極強的致密巖性氣田，儲層深度達3 500 m，三維井段主要位于地層硬度高、可鉆性差的侏羅系、三疊系、二疊系，其中紙坊組到石千峰組含礫石夾層，為滿足后期水平井精確入窗需頻繁調(diào)整井眼軌跡，造成鉆井速度大幅降低，井眼不光滑，摩阻和扭矩升高，水平段延伸長度難以有效提高。通過蘇里格氣田已鉆井資料分析，水平段鉆進幾百米甚至幾十米的情況下，主力砂體的垂深會發(fā)生很大的變化，需要頻繁調(diào)整軌跡進行追層，含氣砂體發(fā)育不穩(wěn)定，儲層厚度經(jīng)常發(fā)生變化，常出現(xiàn)砂體變薄、水平走向改變、甚至尖滅，進一步增加了軌跡調(diào)整的難度。

1.3 長水平段完井難度大

致密氣水平井由于儲層致密，幾乎所有井均需壓裂改造后才能采氣，為保障改造效果的充分，完井方式一般采用套管固井完井，但該方式應(yīng)用于長水平段完井存在管柱下入困難的問題。因水平段采用?152.4 mm鉆頭、?114.3 mm套管完井，較常規(guī)井眼環(huán)空間隙小，造成固井施工頂替泵壓高、實施難度大的難題。

2 超長水平段鉆井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 井身結(jié)構(gòu)

蘇里格氣田長水平段水平井采用三開井身結(jié)構(gòu)設(shè)計，二開上部井段采用?228.6 mm 鉆頭鉆穿至劉家溝組地層，下部地層采用?215.9 mm 鉆頭入窗，?177.8 mm 技術(shù)套管下至入窗點，三開采用?152.4 mm 鉆頭鉆至完鉆(見圖2)。該結(jié)構(gòu)上部井段采用大井眼可以充分發(fā)揮激進參數(shù)優(yōu)勢，采用大排量、高轉(zhuǎn)速的施工參數(shù)，提高直井段及糾偏段的機械鉆速。下部井段采用5刀翼，?215.9 mm 鉆頭配合單扶鉆具組合入窗，該結(jié)構(gòu)可以滿足快速增斜的要求，同時易于擺工具面及定向，滿足了下部地層增斜的要求。

圖2 長水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖

2.2 井身剖面

通過現(xiàn)場實鉆數(shù)據(jù)分析，同時結(jié)合定向螺桿的造斜能力、各層管串安全下入、鉆井速度等多方面影響因素，優(yōu)化調(diào)整后形成了 “直井段—增斜段—穩(wěn)斜段—扭方位段—穩(wěn)斜段—增斜段—水平段”的七段制井身軌跡設(shè)計方法。該設(shè)計方法充分考慮了現(xiàn)場單彎螺桿的造斜能力，同時與提速思路相結(jié)合，現(xiàn)場實施中具有定向造斜效率高、鉆井速度快，操作性強等優(yōu)點。

2.3 鉆具組合及軌跡控制技術(shù)

長水平段鉆進后期，摩阻扭矩大，鉆具托壓嚴重，滑動鉆進困難。通過開展長水平段摩阻扭矩及鉆具彎曲計算，優(yōu)選了鉆具材質(zhì)及導(dǎo)向方式，滿足了長水平段鉆進要求[6-8]。水平段長≤2 450 m，優(yōu)選G105鉆桿(見圖3)；水平段長>2 450 m，選用S135鉆桿(見圖4)。水平段長≤2 780 m，優(yōu)選常規(guī)單彎螺桿鉆具組合；水平段長>2 780 m，選用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合。

圖3 G105鉆桿扭矩分析

圖4 S135鉆桿扭矩分析

2.4 水力參數(shù)優(yōu)化

?152.4 mm井眼采用?101.6 mm鉆桿鉆進，鉆進過程中泵壓高。通過水力參數(shù)計算，水平段長≤2 500 m，優(yōu)選35 MPa泥漿泵；水平段長>2 500 m，選用52 MPa泥漿泵，滿足了現(xiàn)場鉆井要求(見表1)。

表1 長水平段鉆進泵壓計算

2.5 實鉆情況

JXX-26H井實鉆參數(shù)的結(jié)果表明(見表2)，在鉆進過程中，摩阻、扭矩及泵壓模擬分析可較好指導(dǎo)施工作業(yè)，誤差均控制20%以內(nèi)，其中鉆進過程在扭矩預(yù)測最準確，誤差7.8%。

表2 JXX-26H模擬與實際參數(shù)對比表

3 低摩阻鉆井液體系優(yōu)化

長水平段水平井與常規(guī)水平井相比，鉆井過程中摩阻扭矩大。在現(xiàn)有復(fù)合鹽水鉆井液CQSP- 4體系配方的基礎(chǔ)上，優(yōu)選天然高分子材料NAT- 20降失水，提高鉆井液的抑制性。通過室內(nèi)試驗分析，篩選了一種高效油基潤滑劑CQ-RH，試驗數(shù)據(jù)表明，該潤滑劑能有效降低鉆進中的摩阻，摩阻最大可以降低50%以上(見圖5)，通過與白瀝青、超細碳酸鈣、有機加重鹽等材料復(fù)配，形成了適合超長水平段水平井鉆進的鉆井液體系。該體系保障了500 m以上大偏移距條件下2 000 m水平段長JXX-22H井的成功施工，現(xiàn)場降摩減阻效果良好。

圖5 不同潤滑劑潤滑效果評價圖

4 長水平段套管安全下入技術(shù)

通過模擬計算表明，水平段長≤3 200 m，套管正常下入；水平段長>3 200 m，套管常規(guī)下入發(fā)生正弦和螺旋屈曲(見圖6)。因此，4 000 m長水平段鉆進需要采用漂浮下套管技術(shù)。

圖6 套管漂浮下入時屈曲分析

采用進口的NDS消失定壓漂浮接箍、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向偏頭引鞋輔助套管順利下入，該漂浮接箍可以根據(jù)現(xiàn)場實際需要調(diào)整盲板的破碎壓力，同時盲板破碎成小顆粒，能夠隨鉆井液順利返出。爆破盲板處無變徑，確保了固井膠塞順利通過。在完井封閉漿中除常規(guī)的液體石墨、聚合醇等潤滑劑外又加入了玻璃小球，使套管下入過程中的摩阻更小。確保了長水平段套管的安全下入。

上部井段采用穩(wěn)定性好、稠化時間可控的低密高強水泥漿體系，長水平段以高強韌性水泥漿體系為主，并在高強韌性體系中加入了增強劑，通過增強劑的用量來調(diào)整水泥石的早期強度，以確保成產(chǎn)套管水泥環(huán)的完整性，提高水泥石的抗沖擊破碎能力，保證體積壓裂分割的有效性。

5 應(yīng)用情況

長慶致密氣示范區(qū)試驗完成JXX-26H井，該井完鉆井深7 388 m，實施水平段長4 118 m，鉆井周期57.4 d，機械鉆速11.5 m/h，創(chuàng)當(dāng)時國內(nèi)陸上最長水平段水平井紀錄。完井采用NDS定壓消失漂浮接箍和高承壓旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向浮鞋，保證了管串一次安全下入，后期壓裂水泥環(huán)完整性良好，沒有出現(xiàn)竄槽或環(huán)空帶壓的情況。

6 結(jié)論及建議

(1)長慶致密氣區(qū)域主要處于內(nèi)蒙、陜北交界的沙漠區(qū)域，該區(qū)生態(tài)環(huán)境敏感，又與煤礦區(qū)存在疊合，隨著開發(fā)的深入，開發(fā)與環(huán)境保護的矛盾越來越突出，超長三維水平井的成功實施很好的解決了這一矛盾，提高了儲層的動用范圍。

(2)以S135鉆桿、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、52 MPa泥漿泵為核心的長水平段鉆完井配套滿足現(xiàn)場的鉆進要求。

(3)優(yōu)選的高效防塌潤滑水基鉆井液體系具有良好的抑制性、能夠滿足井筒清潔的要求，同時高效的潤滑性能大幅降低鉆進中的摩阻扭矩，滿足了超長水平段水平井對鉆井液性能的要求。

(4)長水平段完井采用NDS定壓消失漂浮接箍和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向偏頭引鞋，同時采用潤滑性好的完井液，保證了套管串安全下入與居中，水泥漿采用高強韌性體系，保證了后期儲層改造施工。

(5)由于長慶油田致密氣藏儲量品位和可鉆性、可壓性差異大、在已實施的致密氣藏常規(guī)水平井中，多數(shù)單井鉆速慢，鉆井投資成本高，實施效果還未有效突破，建議通過對比已實施區(qū)塊地質(zhì)條件，進一步優(yōu)選低摩阻鉆井液體系，配套完善致密氣藏長水段鉆井關(guān)鍵技術(shù)，拓寬致密氣藏開發(fā)范圍，提高單井效益。