大寧-吉縣地區致密氣水平井優快鉆井技術探討

張曉明，王靜雙，楊馥蔓，許軍富

（1.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院,山東東營 257017；2.中石化勝利石油工程有限公司,山東東營 257017）

鄂爾多斯盆地大寧-吉縣區域構造位置屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部,構造整體呈向西傾的斜坡。井區構造為一大型寬緩西傾單斜,地層平緩。山西組為天然氣勘探的主要目的層,屬于典型的致密砂巖氣藏［1-3］,巖性主要為淺灰色中—粗粒石英砂巖,孔隙類型以殘余粒間孔、高嶺石晶間孔為主,孔隙度一般4%～8%,平均滲透率一般（0.3～2.0）×10-3μm2。鄰井鉆探、地震資料表明,該區山2 段石英砂巖儲層發育,分布穩定。氣藏埋深較深（＞2 000 m）,鉆遇地層復雜,漏失、井壁失穩、卡鉆頻繁出現,甚至埋旋導儀器,導致水平井施工難度和風險增大。通過對已完鉆的5口水平井的鉆井情況進行分析,為鄂爾多斯盆地大寧-吉縣地區致密氣水平井的開發提供了寶貴的開發經驗。

1 鉆井概況

大寧-吉縣地區鉆遇地層自上而下依次為：新生系、三疊系（延長組、紙坊組、和尚溝組、劉家溝組）、二疊系（石千峰組、石盒子組、山西組、太原組）、石炭系（本溪組）、奧陶系（馬家溝組）等,地表出露主要為新生系。大寧-吉縣地區致密砂巖氣開發主要集中在大寧-吉縣區塊,最初井身結構大多采用導管+三開制,各開次套管下深及原則為：導管封上部易漏失黃土層,套管下入延長組基巖內10 m；一開封固延長組上部地層,建立井口安裝防噴器；二開封固劉家溝組、石千峰組易漏層,套管下入石盒子泥巖段,為三開鉆井提供有利條件（見表1）。隨著勘探開發不斷深入,在滿足鉆井安全的基礎上,不斷優化井身結構,通過縮小井眼尺寸,減少大尺寸井眼長度來實現鉆井提速（見圖1）。

表1 實鉆井井身結構 mm

圖1 井身結構優化方案

針對該區塊的自身地質特征,從井身結構、鉆頭優選、導向工具和鉆井參數等方面進行了研究和實踐,形成了適合大寧-吉縣地區的優快鉆井技術,取得了一定的提速提效效果。

1.1 鉆井周期分析

目前,5 口完鉆井主要集中在大寧-吉縣區塊,平均完鉆井深3 176 m,水平段長856 m,最短鉆井周期為49.54 d（見圖2、圖3）。

圖2 鉆井周期對比分析

圖3 各開次鉆井周期對比分析

除DP8 井采用常規動力鉆具導向鉆具組合外,其他井均采用旋轉導向鉆井。最長鉆井周期85.8 d,最短49.54 d。二開鉆井周期最長24.92 d,最短7.73 d,平均14.58 d；三開鉆井周期最長48.54 d,最短30.21 d,平均41.09 d。DP8 井除去因處理復雜情況及停待等因素,三開鉆井周期為28.60 d。從鉆井周期上來看,提速提效的關鍵井段在三開。

1.2 機械鉆速分析

二開機械鉆速最高12 m/h,最低3.77 m/h,平均6.35 m/h；三開機械鉆速最高4.50 m/h,最低2.01 m/h,平均2.95 m/h,旋轉導向鉆井技術（DP5 井）比常規螺桿定向（DP8 井）機械鉆速提高17%（見圖4）。結合進尺、施工難度進行分析,提速的關鍵井段是在二開和三開。

從鄰井實鉆情況,結合鉆井周期、機械鉆速的對比分析,制約提速提效的關鍵因素是井下復雜情況和提速工具的選型,因此,應優選高效鉆頭以提高機械鉆速,減少起下鉆次數；優選高性能鉆井液以維護井壁穩定,減少復雜情況發生；采用旋轉導向鉆井方式降低摩阻,減少因托壓而耗費的定向輔助時間,提高鉆井效率。

2 優快鉆井關鍵技術

根據大寧-吉縣區塊地層巖性、地層復雜情況的特點,充分研究借鑒鄰近區塊的鉆井技術經驗,探索并初步形成了一套適合該地區的鉆井技術。

2.1 地質導向技術

利用實時采集的地質參數,與鉆前地質建模進行對比分析,根據需要及時調整井眼軌跡,引導鉆頭準確鉆達目的層,并確保鉆頭最大限度在油氣層中鉆進。地質導向技術的運用,及時、準確地了解地質變化狀況,在此基礎上再對相關參數進行校正,有利于提高儲層鉆遇率［4-6］。常規導向工具（LWD+螺桿）在滑動鉆進時摩阻大、托壓嚴重、軌跡調整困難,而旋轉導向系統（井下無復雜情況）可有效克服來自井下的摩阻而提高機械鉆速。

水平井開發對目標層地質特征特別是目標層砂體展布方向的掌握要求嚴格［7］。DP8井設計施工中吸取前期鉆井教訓,采用常規導向工具,通過地質與工程一體化導向技術,基于地質模型,修正了靶點深度（見圖5）。設計A 靶較模型偏淺17 m,設計B 靶較模型偏淺9 m,設計地層傾角1.4°,模型地層傾角1.9°。鉆井施工過程中,根據巖性標志層和模型反演伽馬曲線對比實時跟蹤,實鉆與模型吻合程度高,著陸點深度較模型偏淺0.5 m,根據實鉆目的層數據,校正地層傾角約1.9°,順利進入儲層。在水平段鉆進過程中,根據氣層顯示共進行了4 次軌跡調整（見圖6）,最大限度地保證軌跡在良好氣顯示層段內穿行。全井儲層鉆遇率100%,氣層鉆遇率達到97%以上。

圖5 地質工程一體化軌跡導向

圖6 水平段4次軌跡調整

2.2 減摩降阻工藝技術

2.2.1 摩阻扭矩分析

應用Landmark 軟件計算摩阻扭矩,對待鉆設計井眼軌道進行摩阻扭矩分析,有利于優選摩阻扭矩較小的施工剖面,及時調整鉆具組合、工程技術措施和鉆井液性能,以降低裸眼段摩阻系數,改善井下環境,確保施工順利［8］。對DP8 井三開井段進行摩阻扭矩計算分析。模擬計算條件如下：

井身結構：?177.8 mm 套管×1 900 m+?152.4 mm裸眼×3 275 m；

鉆具組合：?152.4 mm 鉆頭+?127 mm1.25°螺桿+?101.6 mm 無磁承壓鉆桿+?101.6 mm 鉆桿×108根+?101.6 mm加重鉆桿×21根+?101.6 mm鉆桿；

鉆井參數：鉆壓40 kN,鉆頭扭矩2 000 N·m,排量15 L/s；套管內摩阻系數0.20,裸眼段摩阻系數分別取0.30、0.35、0.40、0.45、0.50；水基鉆井液密度：1.25 g/cm3；裸眼段井眼擴大率為3%。模擬計算結果見表2。

表2 水平裸眼段不同摩阻系數下的摩阻扭矩數據

鉆進至井深3 100 m 時,現場實測復合鉆進扭矩約9 460 N· m,上提摩阻約98 kN,下放摩阻約140 kN,表2 中反算出的裸眼段摩阻系數約0.35～0.40。根據反算的摩阻系數,積極采取降低摩阻扭矩的措施,從而指導后續施工。

2.2.2 減摩降阻方法和工具

水平井施工過程中,鉆井液潤滑性差、重力影響使鉆柱與井壁的摩阻增大是產生托壓現象的主要原因。隨著井斜角的不斷增大,通過采用“LWD+螺桿”柔性倒裝鉆具組合和井下輔助減摩降阻工具（如防磨接頭、水力振蕩器）來緩解托壓,有利于鉆壓的傳遞,實現控制鉆井參數來調整井眼軌跡,提高復合鉆進比例,實現位移的有效延伸。DP8 井水平段進尺805 m,滑動進尺92 m,滑動進尺比例11.43%,有效減輕托壓現象。

2.3 高效提速工具優選技術

高效鉆頭是提高水平井機械鉆速的關鍵,只有鉆頭與地層相匹配才能真正實現鉆井提速［9-10］。石盒子組和山西組上部主要為泥巖井段,可鉆性差,嚴重影響機械鉆速,同時斜井段對鉆頭造斜能力、穩定性和導向性都提出了較高的要求。太原組地層以灰巖或泥灰巖為主,夾灰色石英砂巖與碳質泥巖,巖石可鉆性較差,鉆頭磨損嚴重。

綜合考慮地層巖性、巖石力學參數、鉆井參數,從提高切削齒抗研磨性、降低切削齒受到的沖擊載荷出發,對鉆頭進行了優選。從表3 鉆頭的使用效果來看,鉆頭的優選方案達到預期效果。

表3 完鉆井鉆頭使用情況

2.4 高性能鉆井液技術

根據地層巖性及附近區塊已完鉆井的實鉆資料分析,該區塊鉆井需要考慮以下重點情況：

（1）上部地層黏土含量高,滲透性強,鉆井過程中易造漿,易縮徑；

（2）劉家溝組易漏失,石盒子組易坍塌卡鉆；

（3）山西組、太原組炭質泥巖、煤層掉塊坍塌；

（4）裸眼段長,定向摩阻大導致托壓。

2.4.1 二開鉆井液要點

針對劉家溝組的漏失,在進入該層前,提前加入隨鉆類堵漏材料+超細碳酸鈣,鉆井液黏度40～45 s；發現惡性漏失時,泵入8%～10%橋塞堵漏劑+1%速封堵漏劑+2%隨鉆堵漏劑,起鉆至漏層上部建立循環,加入復合堵漏材料和隨鉆堵漏材料,井下正常后恢復鉆進；保持鉆井液中堵漏劑含量,鉆穿劉家溝、石千峰組地層。

2.4.2 三開鉆井液要點

若鉆井液封堵性和抑制性不足,可能導致炭質泥巖、煤層吸水膨脹、掉塊嚴重而造成垮塌［11］。因此,進入煤層前鉆井液黏度應控制在60～70 s,加入超細碳酸鈣或者隨鉆屏蔽劑類處理劑+乳化石蠟。鉆井液降濾失材料的選取對體系潤滑性和流變性產生約束,處理劑間產生不配伍,且潤滑劑不能及時添加,易造成托壓等復雜情況［12］。調整好鉆井液流變性,使鉆井液維持合適的黏切,以利快速鉆進并保持適當的沖刷能力,提高攜巖效率。

3 致密氣水平井提速探討

3.1 井身結構優化

井身結構優化設計的原則是：封堵易漏、易坍塌地層；盡可能提高機械鉆速、降低鉆井成本；井眼軌跡便于控制,精確中靶［13］。大寧-吉縣區塊地層劉家溝組、石千峰組易漏,石盒子組下部、山西組煤系地層失穩垮塌。前期施工基本解決了劉家溝組的漏失層封固問題,仍存在石盒子組煤層坍塌問題,增加了三開長裸眼井段的施工難度,井身結構優化如下（見圖7）。

圖7 井身結構

一開選用?346.1 mm 鉆頭鉆進,下入?273.1 mm表層套管,封隔延長組上部地層。

二開選用?222.3 mm 或?215.9 mm 鉆頭鉆進,下入?177.8 mm 技術套管到A 靶點,完全封堵劉家溝組、石盒子組,為水平段鉆進創造安全條件。

水平段井眼尺寸為?155.6 mm,裸眼完井,下入?114.3 mm的壓裂管柱,分段壓裂。

3.2 目的層導向工具

水平井軌跡控制常用的導向方式主要有常規LWD 和旋轉導向系統,兩種導向工具各有優勢,前者成本相對較低,后者在降低摩阻扭矩、提高井眼圓滑度和機械鉆速方面有優勢（見表4）。

表4 兩種井眼軌跡控制方式對比

如果井下狀況良好（無漏失、坍塌）的情況下,應用旋轉導向系統鉆進,在提高機械鉆速的同時,可避免常規螺桿鉆具摩阻過高、滑動鉆進慢、容易產生不規則井眼等問題,降低了后期完井作業的風險［14］,但是若井段較短,則綜合成本高。

大寧-吉縣區塊地層復雜,漏失、坍塌、卡鉆時有發生,甚至造成儀器埋井事故,旋轉導向系統的使用具有很大風險；而且,國內旋轉導向系統主要依賴國外技術,服務費用高。

因此,在導向工具的選擇上,要加強地質與工程的結合,以少調整軌跡、保證軌跡平滑、提高機械鉆速、降低工程風險為目標［15］。在水平井靶點設計時,尋找最優的地質甜點和工程甜點；對于儲層認識比較清楚的井,可直接選用常規LWD 施工,降低成本,而對地層認識不清、產狀變化大的水平井,可以優先考慮旋轉導向系統［16］。

3.3 三開小井眼尺寸的探討

應用Landmark 軟件對?155.6 mm 井眼與? 152.4 mm 井眼進行水力參數計算,從排量、攜巖效率方面對比分析（見表5）。相同排量下,?155.6 mm井眼泵壓較低,?152.4 mm 井眼環空返速較快。對比顯示?155.6 mm井眼具有以下優勢：

表5 兩種井眼泵壓及環空返速對比

（1）降低環空壓耗,可進一步增加排量,有利于攜巖和提高機械鉆速；

（2）增加了環空間隙,有利于處理井下復雜情況；

（3）有利于套管的下入,降低開泵困難、憋泵等風險；

（4）增加套管與井壁間隙,有利于提高固井時的排量、降低施工泵壓和施工風險,提高固井質量。

因此,在綜合考慮排量、攜巖效率、環空返速及處理復雜情況方面,?155.6 mm 井眼更有利于安全優快鉆井。

4 結論與建議

（1）將三維地質建模與地質導向技術相結合,能減少油藏地質設計與實鉆誤差、提高水平井儲層鉆遇率、提高單井產量。應加強對隨鉆地質導向技術的應用,及時準確分析地層,指導水平井施工。

（2）鉆井配套集成技術是致密氣優快鉆井的關鍵,在井下正常情況下旋轉導向鉆井系統能顯著降低摩阻扭矩、提高井眼圓滑度和提高機械鉆速,更有利于鉆井提速提效。

（3）通過優化井身結構、優選高效鉆頭等技術方案,采用短程起下鉆、分段循環、通井等技術措施保障了井眼暢通和井下安全。