松南深层天然气欠平衡水平井钻井完井技术

沈广奇

（大庆钻探工程公司，黑龙江 大庆 163400）

1 长深井区水平井钻井完井配套技术

1.1 井身剖面优化设计技术

井身剖面设计的好坏不仅直接影响到实钻井眼轨迹控制的难易程度，而且还会影响到实钻轨迹对储层变化的应变能力。对于长深井区储层横向变化快，目的层垂深预测可能会存在较大的偏差，因此需要工程上在井身剖面设计上对油藏垂深具有很强的调整性，因此针对长深井区地层特点优选了单圆弧加一定长度的微增探顶和入靶设计的井身剖面，如图1。

图1 长深平1 井垂直井身剖面设计示意图

其中采用7°/30m 造斜率，为中曲率下限。一是可确保工具实际造斜率不低于设计造斜率，另外，还可适当开转盘，提高返砂效果和钻井速度，并可适时破坏硬地层造斜形成的小台肩，防止卡钻；而采用2°/30m的86米微增探顶，可满足油藏垂深提前15米,横向100米内发生变化的要求。

实钻中，在钻至营城组（井深3616米）后，油藏两次对垂深进行调整（8米）的情况下，确保了准确入窗，A点横向偏差控制在0.69米，而纵向上控制在0.5米以内，入靶精度非常高。

1.2 螺杆钻具优选技术

通过与北京石油机械厂合作优选了选择输出扭矩大，滞动扭矩高且能够抗140度高温的Φ216mm 和 Φ172mm 两种尺寸的螺杆钻具分别完成Φ311mm 井眼和Φ215mm 井眼的轨迹控制。并要求设计螺杆钻具具有低转速大扭矩特性。输出扭矩应大于5000Nm，滞动扭矩大于6500Nm。并且为了提高了牙轮钻头使用寿命，设计螺杆钻具为低转速，转速低于170rpm，尽量低于钻头允许的最高转速。

通过以上优选，在长深平1 井和长深D 平1井中应用的Φ216mm 螺杆钻具纯钻进时间都超过了70小时，而Φ172mm 螺杆钻具超过了钻头使用时间50小时，而且性能稳定未发生螺杆钻具失效或损坏。

1.3 钻头合理使用

长深井区地层硬且研磨性强，螺杆钻具转速高，加之与直井钻井相比，钻头磨损部位发生了变化，使牙轮钻头磨损大大加快。为解决这个问题，对钻头牙齿和牙掌部位进行了不同程度的保径处理，以满足高转速（200rpm)和适应不同井斜井段使用要求。

而在钻头使用过程中，井斜超过60度以后，每只新钻头下至井底后，首先要进行复合钻进一段，一是观察记录此钻进井段的钻具扭矩，为钻头使用后期扭矩变化提供参考；二是对钻头进行一定的磨合，合理使用钻头；另外，合理控制轨迹，给钻头使用后期预留更多的复合钻进机会，以便对钻具扭矩进行随钻监测，增强对钻头磨损情况的及时分析判断，确定合理的起钻时间。

1.4 钻具组合及水力参数优化设计技术

长深井区水平井井深，为确保携岩和提高返砂效果，首先要保证有足够的排量，二开Φ311mm 井眼排量为45-50L/S，而三开Φ215mm 井眼排量为30-32L/S，因此沿程循环压耗比较大，特别是使用大扭矩螺杆钻具，更增加了钻头压降。

另外，在深层水平井钻井中一般都选择S135 钻杆（大庆、大港、辽河），而该型号钻杆水眼为内加厚，循环压耗大。根据大庆升深平1 井的钻井经验，在二开

设计使用2000米51/2"钻杆情况下，立压还达到22MPa左右。为此通过采用国外软件进行理论计算，G105 钻杆可以满足长深井区水平井抗扭和抗拉要求，设计选用了G105 钻杆取代S135 钻杆，并且在大斜度段后采用加重钻杆取代钻铤，降低水眼压耗；另外，还与钻头厂家进行加大水眼设计，最大尺寸为Φ24mm，在满足螺杆润滑压降要求（钻头压降1.8 MPa）情况下，尽量采用大水眼降低钻头压降，其中二开设计喷嘴组合为 Φ24mm+Φ24mm+Φ12mm 或 Φ20mm+Φ20mm+Φ18mm，而三开设计喷嘴组合为Φ14mm+Φ14mm+Φ18mm。通过以上措施可降低立压3-4 MPa，使最

高立管压力控制在20MPa 以内，从而大大减少修泵时间和随钻测量仪器信号不稳定时间。现场二开

和三开泵压都控制在18.5 MPa 以下。

1.5 气井欠平衡水平井压力控制技术

气井水平井钻井，井喷控制难度大大增加。通过理论研究与实践，形成了欠平衡水平井压力控制技术。即除了井控装置按井控标准选择好压力等级和防喷器组合外，重点进行现场钻井液密度控制，以及通过调节节流阀控制立压，进而控制井筒内进气量，使井底欠压值控制在1.0MPa以内，保证地层流体总是流入环空即可。具体井底压力控制可根据公式Pb=Ps+ρmgH-Pj-Pd

式中：Pb—井底压力；Ps—立管压力；Pj—钻头压降；Pd—钻柱内循环压耗

首先合理设计和调整钻井液密度，使井底动态压力控制在0.5-1.0 MPa 以内，施工过程中通过调节节流阀合理控制套立压，保持使井底动压力维持在0.5MPa时的立管压力不变，进而调整控制气体侵入量，防止诱发井喷，同时使钻井液循环装置能够将返出的地层流体及时与钻井液分离，从而维持入口钻井液稳定、保持随钻信号正常，实现地质导向。

1.6 大斜度下的钻井液高温抗污染和携岩技术

?

在高温、低密度以及大井斜情况下，对钻井液高温抗污染和携岩能力提出了更高要求。为此研究了新型钻井液配方，使钻井液在高温低密度条件下以及高浓度岩屑污染情况下，钻井液性能稳定，仍具有合理的动切力和流变特性。具体研究的钻井液配方及实验数据如表1：

?

从实验可以看出，加入3%易造浆的地层土后，钻井液性能变化不大。该钻井液在现场施工中也表现出良好的技术性能，满足了低密度、低固相条件下的井壁稳定、携岩要求，起下钻通畅。

1.7 钻井液高温润滑技术

深层水平井钻井过程中，如何提高钻井液高温润滑性，是深层水平井钻井的关键。为此研究了高温复合性润滑剂，有效消除泥饼并在井壁上形成油膜，进而达到润滑作用。具体实验数据见表2：

从现场施工来看，施工中泥饼润滑能力较强，粘附系数较好地控制在1 分钟0.08 以内，10分钟0.15 以内；定向钻进加压和摆工具面顺畅，复合钻进过程中扭矩平稳，表明钻井液润滑效果明显，很好地满足了工程上井眼轨迹控制要求。

1.8 深层气井水平井固井完井技术

在水泥浆配方上，研究了低失水、零析水、直角稠化型、具有微膨胀性能的水泥浆体系，尽可能防止水泥浆在凝固过程中由于失重和固化时体积收缩引起气窜。

在完井工具方面，采用套外封隔器使固井井段与产层进行压力封隔，使水泥浆在凝固程中，气体不能侵入水泥封固井段；另外，为防止水泥石体积产生收缩在第一和第二界面形成油气通道，研制了套外遇油膨胀封隔器和固井保障工具。在完井工艺方面，采用套管回接技术，可以合理调整每次固井井段长度，进而预防固井时发生井漏，并选择使用最优水泥浆固井配方固井，提高固井质量。

2 现场施工简况

由于以上各项技术措施有效实施，确保了吉林油田第一口深层天然气欠平衡水平井-长深平1 井的成功实施。该井实钻井深4366米，水平段长534米，水平位移822米，钻井周期156.97天，完井周期165.7天，施工中采用斯仑贝谢公司的带中子、密度、电阻率和伽玛的随钻测斜仪进行井眼轨迹控制和地质导向，气层钻遇率达到100%，水平段钻进中采用密度为1.13—1.15g/cm3水基钻井液进行欠平衡钻进，实现了连续点火和接单根后效点火，最高瞬时流量达8646 方/小时。长深平1 井完井试气过程中采用19.05mm 油嘴，日产气 75.3×104m3。

[1]李健，杨柳，张健.水平井钻井过程中钻井液污染油层特点及保护对策 [J].西南石油学院学报，1996-11-30.

[2]鄢捷年.水平井钻井液完井液技术新进展[J].钻井液与完井液，1995-04-15.