苏76-1-20H井钻井技术

2013-12-23王先洲邓增库夏景刚王保军刘从胜

石油钻采工艺 2013年2期

王先洲蒋明邓增库夏景刚王保军刘从胜

（中国石油渤海钻探第五钻井工程分公司，河北河间 062450）

苏里格气田是目前中国产气量最大的整装气田，属于低孔、低渗、致密储层型岩性气藏［1］，有效开发的难度非常大。水平井技术的应用，极大限度地提高了气藏的暴露面积，可以大幅提高单井产量和采收率，对低孔、低渗气藏具有显著的开发效益。随着水平井钻井技术的快速发展和先进工具的开发应用，水平段的长度逐渐增加。为进一步有针对性地开展长水平段水平井钻井工艺研究，形成切实可行的现场应用技术，实现长水平段水平井技术的规模应用，渤海钻探在苏里格气田钻探了一口长水平段水平井苏76-1-20H 井，实钻水平段长2 856 m。

1 井身结构与井眼轨道设计

1.1 井身结构

根据苏里格气田的地层特点，考虑井眼轨迹的控制和钻井工艺要求，降低钻具摩阻和扭矩，有利于水平段的更大延伸。苏76-1-20H 井采用三开井身结构：一开使用Ø374.6 mm 钻头钻至井深500 m，下入Ø273.05 mm 表层套管至498.18 m；二开使用Ø215.9 mm 钻头钻至井深3 490 m，下入Ø177.8 mm技术套管至井深3 487.42 m；三开使用Ø152.4 mm钻头钻至井深6 346 m，水平段采用裸眼完井后下入Ø88.9 mm 完井压裂管柱实施15 段分段压裂。

1.2 井眼轨道设计

通过对比不同造斜率的几种轨道设计，在苏里格地区常规水平井的基础上增加靶前位移150 m、降低造斜率，以便使井眼轨迹平滑减少摩阻扭矩。井眼轨道设计参数见表1。

表1 苏76-1-20H 井井眼轨道设计

2 技术难点

（1）水平段长，摩阻扭矩大［2］，易造成严重托压；水平段施工泵压高，排量受限，环空返速低，岩屑床不能及时破坏，井眼清洁难度大，致使摩阻因数增大，滑动钻进钻压传递困难。摩阻扭矩的控制程度直接关系到水平段的延伸长度［3］。

（2）苏里格气田属辫状河沉积，沉积环境复杂［4］，气层薄，变化大，易尖灭，需要不断调整井斜跟踪气层，确保气层钻遇率，井眼轨迹控制难度大。

（3）采用“长水平段多级分段压裂技术”进行完井作业，下入完井管柱的同时，需要下入15 个Ø140 mm 的裸眼封隔器，环空间隙仅6.2 mm，对钻井液性能和水平段轨迹控制精度要求高。

（4）定向段泥岩存在水敏性、硬脆性、破碎性、周期性多种方式的垮塌，长水平段钻遇大段易塌泥岩，在长时间浸泡下，容易垮塌造成卡钻、憋漏地层等复杂情况，同时也会引起井眼清洁和润滑问题，钻井液必须有良好的防塌性能。

（5）Ø152.4 mm 水平段井眼尺寸小，循环压耗大，高泵压带来设备和人身安全风险大。

（6）小井眼长水平段施工，对钻具变形情况需要及时跟踪计算，同时技术套管防磨工作难度大。

（7）长水平段施工存在定向仪器信号传输困难、钻进和钻井液参数、钻具选择和钻具组合优化缺乏经验等不可预知因素。

3 主要技术措施及应用效果

3.1 井眼轨迹控制

3.1.1 直井段上直段采取防斜打直措施，采用PDC 钻头+低速直螺杆+钟摆钻具结构的复合钻井技术，通过调整钻井参数，保证井身结构符合设计要求，减少造斜点处视位移，为下一步定向段施工提供有利条件。

3.1.2 造斜段采用钻具组合：Ø215.9 mmPDC+ Ø172 mm×1.25°单弯螺杆（带Ø212 mm 稳定器）+Ø178 mm 浮阀+Ø178 mmLWD+Ø178 mm 无磁钻铤×1 根+Ø127 mm 无磁钻杆×1 根+Ø172 mm 防磨接头+Ø127 mm 钻杆若干（随井斜角的增大逐步倒装）+Ø127 mm 加重钻杆×10 根+Ø165 mm 随钻震击器+Ø127 mm 加重钻杆×20 根+Ø127 mm 钻杆。斜井段简化钻具结构，用加重钻杆代替钻铤以降低摩阻和扭矩［5］，加装随钻震击器，减少井下复杂和事故发生。钻进中根据测点的井斜和方位以及钻具的实钻造斜率准确预测井底的井斜和方位，分析井眼变化趋势，不断优化修正待钻井眼轨道，及时调整钻井参数，尽可能多的采用转盘旋转钻进［6］，减少滑动钻进，采取复合钻进与滑动钻进相结合的方式对每根钻杆钻进方式进行优化，使用1.25°单弯螺杆，避免大幅度调整井斜、方位造成狗腿度过大，保证井眼轨迹平缓。在井斜超过30°以后钻进过程中，坚持每柱打完后倒、正技术划眼2 次，每钻进70～100 m 做1 次短起下，保证井眼平滑，及时破坏岩屑床。

3.1.3 水平段根据大位移或长水平段水平井底部钻具组合优选原则［7］，水平段加装了随钻震击器，减少事故复杂的发生；加装了防磨接头和20 个减磨降扭接头，间隔分布在造斜点以上至斜井段约500 m钻杆中间，对技术套管进行保护；采用Ø101.6 mm钻杆代替了Ø88.9 mm 钻杆，降低循环压耗，增强钻具抗扭强度；水平段后期使用了水力振荡器，减小摩阻，解决长水平段送钻加压困难的问题。

（1）3 490～5 903 m 井段钻具组合：Ø152.4 mm PDC＋Ø120 mm×1.25°单弯螺杆（带Ø146 mm 稳定器）＋Ø140 mm～Ø148 mm 欠尺寸稳定器+Ø120 mm 浮阀+Ø121 mm 无磁钻铤（内置恒泰随钻仪器）×1 根+ 防磨接头+ST38×311+Ø101.6 mm 钻杆若干（减磨降扭接头20 个）+Ø101.6 mm 加重钻杆×20 根＋Ø101.6 mm 钻杆。

（2）5 903～6 346 m 井段钻具组合：Ø152.4 mm PDC ＋Ø120 mm×1.25°单弯螺杆（带Ø146 mm 稳定器）＋Ø140 mm～Ø148 mm 欠尺寸稳定器+Ø120 mm 浮阀+Ø121 mm 无磁钻铤（内置斯伦贝谢随钻仪器）+防磨接头+ST38×311+Ø101.6 mm 钻杆×73 根+水力振荡器组合+Ø101.6 mm 钻杆×247根+Ø101.6 mm加重钻杆×18根＋Ø101.6 mm钻杆。

钻进中根据随钻伽马值监测和邻井资料对比，在保证井眼轨迹于砂层内延伸的前提下，尽量采取调整钻压方式复合钻进，采用1.25°单弯螺杆，每次定向钻进不超过4 m，保证井眼轨迹圆滑［8］。每次下钻前根据上趟钻钻具结构复合钻进时的井斜变化趋势，在Ø140 mm～Ø148 mm 之间调整欠尺寸稳定器外径，保证钻具有较好的稳斜能力，还要具有一定的造斜调整能力，通过螺杆本体稳定器配合不同外径欠尺寸稳定器，稳斜效果增强，达到了多复合少滑动的目的，整个水平井段滑动仅173.95 m。自A 靶点至B 靶点的实钻垂深控制范围为3 165.62～3 169.31 m，自B 靶点至C 靶点的实钻垂深控制范围为3 169.31～ 3 171.97 m，全角变化率控制较好。长水平段滑动钻进困难，通过采取以下措施，效果明显。（1）上提钻具。在滑动钻进前，留足活动钻具的有效距离，上下大幅度活动钻具，完全释放钻具上的摩擦阻力，然后摆动工具面到要求位置，继续大幅度活动钻具消除钻具上的摩擦阻力，开始滑动钻进，根据井下情况、钻压情况、工具面情况间隔10～20 min 上提钻具1.0～2.5 m，以达到防止黏卡，减少拖压的效果。（2）摇摆钻杆。在滑动钻进过程中，间隔20～30 min，在不上提钻具的情况下根据井深、水平段长度正反转动钻具1～4圈，以便起到活动钻具效果，减少拖压现象。（3）加装水力振荡器。水平段长2 413 m 后井壁摩擦阻力达到150～180 kN，滑动钻进困难，加装水力振荡器，放置在距离钻头当前水平段长度1/2～1/3 处，通过水力作用产生轴向的蠕动，将静摩擦变为动摩擦，以达到减少钻具滑动钻进时的摩擦阻力、解决送钻加压困难的问题。

3.1.4 轨迹控制技术实施效果通过以上轨迹控制技术的实施，使该井的井眼轨迹得到了很好的控制，狗腿度没有出现较大的波动，获得了较高的井眼轨迹圆滑度。上直段2 610 m，造斜点井斜0.18°、方位188.3°、位移31.38 m；斜井段880 m，全角变化率2.86 （°）/30 m，最大全角变化率4.68 （°）/30 m；水平段2 856 m，井底井斜89.48°、方位204.76°、全角变化率0.19 （°）/30 m，最大全角变化率2.39 （°）/30 m。

3.2 摩阻扭矩预测与控制

3.2.1 摩阻扭矩的预测摩阻和扭矩对长水平段水平井钻进是很重要的参数，随着井深、位移的增加，摩擦阻力与扭矩也增大，水平段的延伸在很大程度上要取决于摩阻和扭矩的限制。摩阻和扭矩数值的大小与井斜角、井眼曲率、滤饼的润滑性、井眼清洁程度、井筒液柱压力与地层压力差、井眼尺寸、地层可钻性、钻柱结构与质量、钻井参数和钻井液性能等［9］有关。

该井钻至井深5 716 m 时，井斜角89.59°，垂深3 170.29 m。根据地质要求垂深范围3 170～3 172.5 m，按照垂深范围内延伸水平段长度，模拟井深达到6 200 m。针对实际使用的钻具组合，进行了摩阻和扭矩预测。

（1）模拟条件计算。钻具组合：Ø152.4 mm 钻头+Ø120 mm 螺杆＋Ø144 mm 欠尺寸稳定器+Ø121 mm 无磁钻铤×1 根+Ø101.6 mm 钻杆×270 根+Ø101.6 mm 加重钻杆×20 根+Ø101.6 mm 钻杆。工况参数：旋转钻进钻压40 kN，滑动钻进钻压20 kN，起下钻速度10 m/min，钻头扭矩1.5 kN·m。套管内摩擦因数0.17，裸眼段摩擦因数0.17（通过现场旋转扭矩值反算得出），钻井液密度1.18 g/cm3。

（2）模拟计算结果。裸眼段钻进载荷计算结果见表2。

表2 Ø152.4 mm 井眼钻进载荷计算结果

（3）摩阻扭矩预测技术应用。从计算结果可以看出，井深5 900 m 时滑动钻进发生螺旋弯曲，所以现场在钻进过程中必须维持井眼高度清洁，保持较低的摩阻因数，尽可能采用旋转钻进方式。根据摩阻扭矩预测在井深5 903 m 下入水力振荡器克服钻具发生螺旋变形，同时解决了滑动钻进送钻加压困难的问题。下入水力振荡器后滑动钻进摩阻明显减小，滑动钻进机械钻速高达5 m/h，较下入水力振荡器之前提高了79.21 %。

3.2.2 摩阻扭矩控制现场摩阻扭矩的控制主要采取以下几个方面的措施：（1）控制好井眼轨迹，使井眼轨迹圆滑，以降低摩阻和扭矩；（2）简化钻具结构，加重钻杆替代钻铤，适当延长扭方位井段，调整钻进参数等措施，减小钻柱与井壁的接触面积；（3）强化固控设备的使用，使用3 个振动筛，2 个除砂器，1 个除泥器，2 个离心机，控制好钻井液的含砂量和固相含量；（4）做好短起下钻，清除井壁岩屑床；（5）增加润滑剂的加量，改善滤饼质量，保证井壁光滑；（6）使用水力振荡器，减小滑动钻进时摩阻和钻具变形；（7）现场对井眼清洁进行实时跟踪分析［10］，确保井眼高度清洁。

3.3 地质导向

探气层着陆和水平段钻进过程中，为了准确进入目的层，确保砂体钻遇率，下入地质导向仪器，并与气测、岩屑录井等配合，分析井眼轨迹走向和位置，达到准确着陆和在气层中钻进的目的。着陆时，准确记录伽马曲线，加强与邻井测井图的对比分析，结合气测和岩屑变化，综合分析是否进入目的层；进入水平段后，根据储层的沉积规律，随时观察分析随钻伽马、钻时、气测和岩屑变化情况，绘制地质跟踪图，及时分析判断，以便及时调整轨迹。苏76-1-20H 井应用地质导向技术，实现了一次性准确着陆进入储层的目的，水平段砂体钻遇率95.86%。

3.4 钻井液

苏76-1-20H 井上部地层胶结性差，斜井段和水平段泥岩易坍塌，水平段井眼尺寸小、水平段长、井眼清洁难度大［11］，摩阻扭矩大、润滑性能要求高，钻井液必须有良好的防塌性和润滑防托压、携岩悬岩能力，满足长水平段井壁稳定、井眼清洁和水平段有效延伸的目的。根据苏里格地区的地层特点，优选出了不同井段的钻井液体系。

（1）直井段采用清水聚合物钻井液体系。采用大循环，保持黏度28～32 s，在钻进过程中根据钻井速度不断补充K-PAM，增强体系的抑制性；定期用K-PAM、FT-342 配置稠塞清洗井底，以保证井眼干净；每次起钻前用20 m3稠浆封闭井底300～500 m井段。

（2）斜井段采用改进的聚磺钻井液体系。定向前200 m 转型为聚磺钻井液体系，钻进中保持各种处理剂的有效含量，增加降滤失剂和防塌剂的加量，最大限度地降低失水，加强封堵防塌能力，钻至中完前，密度控制在1.16～1.18 g/cm3，中压失水降为2 mL，90°高温高压失水降为7 mL；大斜度井段黏度控制在70～80 s，YP 不小于12 Pa，动塑比不小于0.4 Pa/mPa·s，φ3读值不小于6，以满足井眼清洁的要求；保证良好的滤饼和较低的固相含量，采用固液结合的复合润滑方式，根据附加拉力和定向情况加大润滑剂的用量，提高钻井液的润滑防卡性能。

（3）水平段采用KCl 聚磺防塌钻井液体系。钻井液配方为：3.5%膨润土+ 0.3%K-PAM + 1.5%NH4-HPAN + 3%SMP-1 +3%抗温抗盐降滤失剂WBF108 +（1.0%～2.0%）SN 树脂+1.0%滤饼质量改善剂LN-1 + 10%KCl+5%FT-342 + 2%特制乳化沥清TZLQ+0.2%XCHV +3%极压润滑剂HC-LUBE +3%液体润滑剂RHZY +0.2%NaOH。按配方配好钻井液，等浓度胶液维护钻井液性能；保证防塌剂的含量，有效封堵破碎性和水敏性地层；严格控制滤失量，有效形成优质致密滤饼；钻进过程中使用护胶后的高浓度膨润土浆、XC 或KCl 溶液调整黏切，控制钻井液黏度60～95 s，动切力12～19 Pa，动塑比不低于0.4 Pa/mPa·s,静切力3～6/5～12 Pa/Pa，保证钻井液有足够的悬浮携带能力；用180 目筛布和离心机清除有害固相和细小颗粒砂子，避免形成砂质滤饼，随着水平段的延伸、钻具上提阻力和扭矩的增大，增大润滑剂的加量，以达到降低井下摩阻及扭矩的目的。

实践表明，所用的钻井液具有很好的防塌性、润滑性和携砂能力，钻进过程中无坍塌掉块及阻卡现象，所有作业过程顺利；钻进中返砂正常，未发现短时无返砂现象，起下钻开泵顺利；全井摩阻因数控制在0.04～0.07，滤饼质量良好，无黏卡现象；定向段施工无托压现象，水平段2 200 m 以内无托压，水平段2 200 m～2 400 m 有轻微托压，水平段2 413 m 以后下入水力振荡器施工正常；钻具上提附加拉力在完钻阶段一般为60～80 kN。

3.5 井眼修复

完钻后依次采用钻头+Ø148 mm 稳定器通井，Ø150 mm 通井规+Ø101.6 mm 加重钻杆×1 根+Ø177.8 mm 套管刮削器刮壁，钻头+Ø150 mm 西瓜皮铣柱、钻头+Ø101.6 mm 斜坡钻杆×1 根+Ø150 mm 西瓜皮铣柱+Ø101.6 mm 斜坡钻杆×1 根+Ø145 mm 通井短节2 次模拟通井修复井壁。下钻时精细划眼、优化钻井液性能、控制循环时间、增加短起等，提高井眼轨迹的圆滑度。通过井眼修复技术的实施，保证了完井管柱和15 个Ø140 mm 裸眼封隔器的顺利下入。