苏5－15－17AH井超3 000m 水平段的钻井技术

石崇东 杨碧学 何辉 李星

中国石油川庆钻探工程公司长庆钻井总公司

鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型的低压力、低渗透气田。随着该气田勘探开发的不断深入，完井工艺的不断完善，水平井的水平段长度不断增加。长水平段水平井对于低孔低渗油气藏来说，长水平段增加了泄流面积，有效改善油气藏的开发效果和提高单井产量。苏5－15－17AH井水平段设计3 000m，实际完钻井深6 706m，水平段段长3 056m，创国内陆上天然气水平井最长水平段纪录。苏5－15－17AH井的顺利完钻对苏里格气田的增储上产和低压力低渗透油气藏的高效开发具有重大意义。

1 长水平段水平井设计特点与难点

1．1 设计特点

苏5－15－17AH井在第二次开钻采用215．9mm钻头钻造斜段和1 200m长的水平段，下177．8mm套管至井底注水泥浆固井，再采用152．4mm钻头钻1 800m水平段（图1）。

图1 井身结构示意图

1）该结构施工长水平段过程中，摩阻扭矩相对小，工具面易调整，有利于井眼轨迹控制在最有效的储层中穿越。

2）剖面设计靶前距500m，采用“单增”剖面，通过优化钻具组合，提高钻具组合的复合增斜率［1］。

1．2 长水平段施工技术难点

1）靶前距的不同，决定着斜井段井眼曲率的不同。优选靶前距，实现摩阻扭矩最小化，成为施工长水平段水平井的前提条件［2］。

2）该井设计水平段3 000m，前1 200m水平段采用215．9mm井眼，首次将177．8mm套管下入长1 200m的215．9mm井眼内。施工方案、钻进参数及钻井液性能的选择等需要逐步摸索，增加了施工的难度。

3）随着水平井长度的增加，钻具刚性变弱，工具面调整困难，井眼轨迹控制难度增大；由于小钻具刚性较弱，水平段达到2 000m后，摩阻较大，滑动钻进过程中，钻头上无法施加有效钻压，施工困难。

4）随着水平井长度的增加，环空压耗逐渐升高，钻井液排量选择受到限制，排量小满足不了携带岩屑的要求，容易形成岩屑床，滑动钻进过程中摩阻大。

5）储层连续性差，钻遇泥岩概率高，轨迹调整频繁，复合钻进过程中扭矩大。

6）裸眼段长，长时间的钻井液浸泡容易造成井壁坍塌，钻井液需要具有良好的防塌性能。

2 井眼轨迹控制技术

2．1 斜井段施工关键技术

钻具组合：215．9mmPDC＋172mm螺杆（1．5°）＋MWD接头＋165mm无磁钻铤＋转换接头（461×410）＋127mm加重钻杆×45根＋127 mm钻杆。

斜井段井眼轨迹控制技术采用复合钻进与滑动钻进交替进行。采用“PDC钻头＋1．5°螺杆”组合直接定向造斜，坚持“少滑动、多旋转、微调勤调”原则［3］，保证井眼规则、井壁稳定。通过收集邻井地质资料，分析斜井段穿越每个层位的岩性。根据该套钻具组合在不同岩性中的增斜率，提前设计剖面，合理调整滑动钻进与复合钻进的比例。待钻井眼设计尽量降低井眼曲率，特别是避免局部造斜率偏高，确保井眼轨迹平滑，降低钻进时的摩阻和扭矩。斜井段滑动钻进进尺占斜井段进尺的25．07%。

2．2 215．9mm水平段施工摩阻和扭矩分析

在长水平段水平井钻井过程中，由于钻具与井壁底部形成的岩屑床相互作用，钻井液固相含量高导致润滑效果下降等［4］原因，钻具与井壁之间的摩擦阻力随着水平段长度的增加而不断增大，影响水平段钻进长度。根据常规水平井实钻分析，裸眼内摩擦系数比套管内摩擦系数大。215．9mm井眼的水平段钻至4 851m，钻水平段长度1 200m，下177．8mm套管固井。根据现场施工获得的扭矩、摩阻数据分析（图2、3），通过优化井身结构，有效降低了长水平段施工过程中的摩阻系数，提高了施工效率。

图2 水平段摩阻变化图

图3 水平段扭矩变化图

钻具组合：215．9mmPDC＋172mm螺杆（1．25°）＋213mm扶正器＋回压阀＋MWD接头＋165mm无磁钻铤＋转换接头（461×410）＋127 mm加重钻杆×17根＋127mm钻杆×90根＋127mm加重钻杆×28根＋127mm钻杆

为了保证水平段钻进时能给钻头施加有效的钻压，钻具组合采用倒装钻具。加重钻杆位置分为两部分，确保钻具中和点的位置在下部加重钻杆部分，上部加重钻杆位于直井段或井斜30°以内的井段。该组合复合增斜率0．3°／根～0．5°／根，复合钻进时扭矩较大，达16～24kN·m，滑动钻进时，工具面调整困难，摩阻较大，上提摩阻20～30t，下放30～50t。

2．3 152．4mm水平段主体技术

2．3．1 钻具组合

152．4mm PDC＋ 127mm 螺 杆 （1．0°）＋148mm扶正器＋回压阀＋MWD接头＋120mm无磁钻铤＋转换接头＋101．6mm加重钻杆×13根＋101．6mm钻杆 ×（225～345）根＋101．6mm加重钻杆×33根＋101．6mm钻杆

钻进参数：钻压40～60kN，转速30r／min＋螺杆钻具，排量12L／s，泵压22．3～24．8MPa，扭矩11～14kN·m。

待钻井眼设计尽量降低井眼曲率［5］，特别是能避免局部造斜率偏高，以降低钻进时的摩阻和扭矩。为了满足水平段施工需要，采用127mm单弯螺杆，提高了螺杆的动力及使用寿命。该套钻具组合复合增斜率0．2°／根～0．3°／根，滑动降斜率为0．3°／m～0．4°／m。进行定向造斜采用MWD无线随钻测量方式，测点距钻头位置大约有12m的距离，每次测斜必须对井底走向进行预测。根据不同钻进方式增斜规律，从而推断出井底的井斜角和方位角。同时严格按照现场地质导向人员要求控制轨迹，并通过岩屑、气测值、伽马、钻时及邻井地质资料综合分析，确保井眼轨迹穿越最有效的气层中穿越（图4）。

图4 水平段实测伽马图

2．3．2 优选无线随钻测量仪器

由于该井钻井至5 637m时发生井漏，经过堵漏后，钻井过程中排量受限，排量为12～13L／s。该井前期采用海蓝公司生产的座键式无线随钻测量仪器。由于水力振荡器工作时产生的纵向振动相对较大，与该型号的无线测斜仪配合使用容易提前损坏仪器［6］。该井水平段后期为了应用水力振荡器。采用中天启明生产的悬挂式MWD进行随钻测量，下钻至5 100m测试仪器，当排量小于15L／s时，该型号随钻测量仪器不工作，当排量达15L／s时，泵压已达29．5MPa，随钻测量仪器才能正常工作。由于该井存在井漏现象，水平段钻进过程中排量受限，若下钻到底后，钻井液排量不能满足MWD仪器发电机转速的需要，无法使用，起钻更换随钻测量仪器。

采用APS无线随钻测量仪器配合水力振荡器组合［7］。APS的涡轮发电机可在高达200℃的环境下提供可靠、持续的电源，并根据井眼状况设置，以配合钻具组合及井眼尺寸要求的排量。旋转脉冲发生器通过增加和恢复钻柱内压力来产生压力脉冲信号。旋转脉冲发生器能咀嚼通过可能卡阻其他脉冲器的堵漏剂材料，适用较宽范围的钻井液密度与工况。该井从6 069m开始钻进，泵冲65冲／min，排量12L／s，泵压24．5～25．5 MPa，扭矩13～15kN·m，无线随钻仪器工作正常。该趟钻施工进尺346m，平均机械钻速7．44m／h。

2．3．3 水力振荡器的应用分析

长水平段存在摩擦阻力大，滑动钻进工具面调整困难，水力振荡器可通过水力的作用产生沿钻杆轴线方向上的振动，将静摩擦阻力转变为动摩擦阻力，摩擦阻力就大大降低，可以有效地减少因井眼轨迹而产生的钻具托压现象，保证有效的钻压，且不影响MWD仪器、螺杆钻具的使用［8］，另一方面水力振荡器产生轴向高频振动，对钻头形成类似于冲击钻井的效果，也有利于提高机械钻速。

该井钻至6 069m，为了提高滑动施工效率，水平段钻具组合中应用了水力振荡器。根据水力振荡器安装原则，在钻具组合中距离钻头位置的已钻水平段长度的1／3处安装，即该趟钻中水力振荡器距离钻头位置720m。在不同排量的情况下，在井口对水力振荡器进行压力测试（表1）。下钻到底后，泵冲65冲／min，泵压23．0MPa，加压至40～60kN，泵压24．5～25．2MPa（未使用水力振荡器时，泵冲65冲／min，泵压是23～25MPa）。复合钻进至井深6105m，进尺36 m后需要调整轨迹进行滑动钻进，但活动钻具上提摩擦阻力18t，下放28～40t，经过多次划眼后，下放摩擦阻力依然较高，在20～30t（图2），调整工具面依然困难，滑动钻进效果差。进行多次尝试后，工具面依然调整困难。通过调整泵冲，改变排量，钻进至6 415 m，鹅颈管刺漏起钻。起出水力振荡器后井口测试，工具不工作，振动短节不振动，而且振动短节振动处有胶皮露出，这可能导致其在使用进尺36m后，不能起到传递钻压和振动效果的原因（图5）。

表1 水力振荡器井口测试压降情况表

图5 水力振荡器出井照片

3 钻井液体系

该井215．9mm井段采用无土相复合盐钻井液体系，通过加入无机盐和有机盐提高体系抑制性［9］。在井斜角30°、45°、60°时需调整控制钻井液的密度；通过增加阳离子乳化沥青粉和细目碳酸钙的含量，提高封堵性来降低地层的坍塌压力；严格控制钻井液的滤失量，要求API滤失量控制在2mL以内，该体系抑制性强、固相含量比较低（表2），性能稳定，有效提高机械钻速［10］。

为了水平段钻进过程中降低摩阻及扭矩，控制井眼轨迹在最有效的储层中穿越，在第三次开钻的152．4mm水平段采用强封堵油基钻井液（CQ—SCO）。苏里格区块水平井采用无土相复合盐钻井液体系，由于水平段钻遇泥岩概率大，为了平衡地层压力，主要通过提高钻井液密度平衡地层应力，但是苏5区块地层承压能力低，密度提至1．30g／cm3时，漏失量增大。油基钻井液通过强化封堵为基础，控制低剪切速率下的流变性等（表2），有效解决了超长水平段井壁稳定性差、井眼清洁难度大及摩阻大能难题，确保了长水平段的顺利施工。

4 钻头优选

该井第二次开钻的241．3mm＋215．9mm井眼全部采用PDC钻头，直井段穿越多个层位，刘家沟组以上地层平均岩石可钻性为3级，且波动范围较小，相对均质；刘家沟组以下井段钻遇地层富含砾砂岩、含砾中粗粒石英砂岩，平均研磨性指数为6［11］。地层软硬交错比较严重，岩石可钻性及抗压强度波动范围较大。根据地层岩性，优选不同的钻头型号，有效地提高了钻井速度（表3）。

表2 大斜度井段与水平井段的钻井液性能表

表3 钻头使用情况表

5 177．8mm套管漂浮下入技术

5．1 允许最大下套管速度

177．8mm套管本体入井允许钻井液上返速度取钻杆本体处的环空上返速度，该井在215．9mm井眼钻进时，排量为33L／s时，井内无漏失现象，计算允许上返速度为：1．19m／s。下套管速度以钻进时钻井液上返速度为依据计算［12］，裸眼井段内套管下放速度为0．568m／s，每根套管长度按11．0m计算，考虑下套管时的激动压力等因素影响，附加安全系数1．5，套管下放时间T＝11／0．568×1．5＝29s。裸眼内斜井段和水平段每根套管的纯下放时间应控制在29s以上。

5．2 模拟套管刚度通井

该井215．9mm井眼水平段长1 200m，首次将177．8mm 套管下入长1200m 的215．9mm 井眼内，选用刚度大于177．8mm套管刚度的通井钻具组合进行通井［13－14］，实施通井钻具组合：215．9 mm牙轮钻头＋210mm扶正器＋165mm钻铤×2根＋210mm扶正器＋127mm加重钻杆×15根＋127mm钻杆×180根＋127mm加重钻杆×34根＋127mm钻杆，计算钻铤与套管的刚度比（m）为：

式中D钻铤为钻铤外径，mm；d钻铤为钻铤内径，mm；D套管为套管外径，mm；d套管为套管内径，mm。

计算结果表明，套管刚度比钻铤小，可确保套管下至预定位置。

5．3 漂浮接箍的应用

为了顺利将177．8mm套管下入长1 200m的215．9mm井眼内，在套管串中应用了漂浮接箍（图6）。漂浮接箍上部的套管柱灌入钻井液，下部的套管内部充满空气（没有钻井液），漂浮接箍下部套管入井后受到钻井液的浮力作用降低了井壁对套管柱的摩擦阻力；而漂浮接箍上部的套管内灌有钻井液会增加套管柱的重量，确保套管顺利入井。下到预定深度后向套管内加压，直到打开滑套向下移动让钻井液与空气进行交换。当流动稳定后，整个套管柱内都充满了钻井液投入下胶塞，注入水泥浆，浮鞋盲板打开。当下胶塞坐定在滑套上后，剪断销钉，水泥浆就把下胶塞和漂浮接箍的两个滑套一起下推向下部的浮箍下胶塞和两个滑套坐定在浮箍上，并与浮箍密封。下胶塞破裂，水泥浆通过浮鞋泵出，顶替上胶塞，并与浮箍处的下胶塞和漂浮接箍组件形成密封，确保固井质量。

图6 漂浮接箍剖面图

该井顺利后按设计要求接177．8mm套管串，下部套管不灌钻井液，下入131根套管后接漂浮接箍，漂浮接箍安装在套管串中井深3 393m处（井斜60°左右）。剩下的套管在下入过程中每30根灌满钻井液，并按设计安装扶正器。177．8mm套管下至井深4 845．4m，按照要求对地面管线和设备试压达到28 MPa。固井先注隔离液30m3，然后注水泥浆55m3（密度1．89g／cm3）。替浆67．1m3（设计替浆94．9 m3）顶替，憋压20MPa候凝。

6 结论与建议

1）长水平段水平井采用单增剖面，斜井段曲率小，井眼轨迹平滑，钻进过程中摩阻及扭矩小，有利于长水平段施工。

2）该井采用特殊井身结构，先在215．9mm井段钻进一段水平井段，下套管固井后，再进行152．4 mm水平段钻进，有效地减少钻进过程中摩阻及扭矩。

3）长水平段受井眼尺寸的限制，完井方式还需进一步优化。

4）逐步摸索出同一套钻具组合在水平段不同岩性中得增降斜规律，有助于长水平段井眼轨迹在最有效的储层中穿越。

5）无土相复合盐钻井液体系及强封堵油基钻井液的应用，有效解决了超长水平段井壁稳定性差、井眼清洁难度大及摩阻大的难题，确保了长水平段的顺利施工。

6）长水平段水平井井壁稳定技术、井眼净化技术、井眼轨迹控制技术、裸眼减摩技术、钻头优选等配套技术还需进一步完善。

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