美国PR盆地浅部Parkman储层致密砂岩水平井钻井关键技术措施及其实施效果

岳江河 肖乔刚

(1. 中国海洋石油国际有限公司 北京 100027； 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452)

美国PR盆地浅部Parkman储层致密砂岩水平井钻井关键技术措施及其实施效果

岳江河1肖乔刚2

(1. 中国海洋石油国际有限公司 北京 100027； 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452)

美国PR盆地Niobrara页岩和其上部的致密砂岩油气项目是中国海油在美国投资的主要非常规油气项目之一。针对该项目区块PR盆地浅部Parkman储层埋藏浅、地层压力下降大、井眼轨迹控制难度大等钻井作业难题，提出了优选钻头及钻井参数、精确控制水平井井眼轨迹、优化水平井钻具组合、优化钻井液性能及应用Pad钻井模式等水平井钻井关键技术措施，成功在PR盆地浅部Parkman储层完成了10口水平井钻井作业，综合钻井成本较低，为类似致密砂岩油气钻井作业提供了良好借鉴。

致密砂岩油气；Parkman储层；水平井；关键技术措施；实施效果

1 Parkman储层致密砂岩水平井钻井作业难点

美国切萨皮克能源公司Niobrara页岩油气项目区块主要分布于美国科罗拉多州和怀俄明州境内[1-2]。该区块以致密砂岩油气和尼奥泊拉拉页岩为主。2012年中国海油与美国A公司联合在PR盆地浅部地层进行开发井钻井作业，至2013年10月共计完成10口水平井钻井作业，其中在PR盆地浅部Parkman储层进行的水平井钻井作业遇到了较大挑战。

PR盆地位于美国怀俄明州东北部以及蒙大拿州东南部，形成于晚白垩纪-新近纪的拉拉米造山运动期间的落基山前陆构造盆地。该盆地为不对称山间盆地，西翼狭窄，东翼平缓宽阔，盆地内地层发育从寒武系至第三系多套地层，最厚可达5 186 m[3]。其中Shannon、Sussex、Parkman和Teapot储层属于浅部储层。Parkman储层位于上白垩系，为致密砂岩储层。该储层沉积于坎佩尼阶中期，为进积三角洲沉积体系，覆盖于广阔的海相陆架沉积地层Steel Shale之上(盆地西部为Cody Shale组地层)。该储层岩性特征表现在：①前三角洲泥岩和粉砂岩互层，局部为分选较好的极细砂岩；②向上变粗的近滨沉积，中粒砂岩，粉砂岩夹层；③碳质-沥青质粉砂和泥岩陆源碎屑沉积。Parkman储层水平井钻井作业难点主要表现在：

1) 储层埋藏浅，地层稳定性差，井壁失稳问题严重。Parkman储层深度为1 524～2 896 m，埋藏相对较浅，水平井钻进过程中初始造斜点及水平段深度相应较浅，地层稳定性较差。此外，由于水平段井段长，作业周期长，井壁失稳问题严重，在Parkman地层的钻进过程中多次发生严重的井壁失稳问题，导致卡钻、埋钻具等事故的发生。

2) 地层压力下降导致井下漏失发生次数多。由于上部储层Teapot与下部储层Sussex层以及Parkman储层自身的开发生产，使得Parkman储层地层压力下降较多，地层压力系数小于1.0，水平井钻进过程中多次发生井下漏失，情况严重时导致卡钻、埋钻具等事故发生。

3) 常规钻井方式井眼轨迹控制难度大。随着井斜的增大，钻具在重力作用下斜躺在下井壁上，钻铤施加的钻压很难传递到钻头，低钻压条件下钻速慢[4]。斜井段特别是水平段摩阻和扭矩随着水平位移的增加而迅速增大，采用常规钻井工艺施工导致水平井钻井难度大。

由于租地地表面积的限制(最大化利用租地)，在总井深不增加的情况下，为保证尽可能长的水平段长度和后期较多的压裂级数，造斜井段设计全角变化率10～15°/30 m，造斜井段设计长度控制在200～400 m内[5-6]。

4) 井身结构设计限制因素多。美国的环境保护法律要求严格，当地州法律要求表层套管要封固上部淡水层，避免对地下淡水产生污染等，对钻井井身结构设计要求高[7-8]。

2 水平井钻井关键技术措施

PR盆地浅部Parkman地层钻井作业主要采用简化的三开井身结构(表1)。针对水平井钻井过程中遇到的难题，采取了以下技术措施。

表1 PR盆地浅部Parkman地层A1井井身结构

2.1 优选钻头及钻井参数，实现快速钻进

表层作业要求“防斜打快”，采用PDC钻头配合泥浆马达的钻具组合结构，表层作业井深在550 m以上，选用5～6刀翼，19 mm切削齿PDC钻头，转速80～90 r/min，钻压1～10 t，排量3 800～4 000 L/min。

上部直井段作业，选用PDC钻头配合高性能泥浆马达钻具组合结构，配合MWD测斜工具，对井眼轨迹进行监测，选用5～6刀翼，16～19 mm切削齿PDC钻头,转速80～90 r/min，钻压5～12 t，排量3 500～4 000 L/min。

造斜井段作业，设计造斜率通常为10～14°/30 m,设计造斜井段长度200～400 m，作业过程中，采用倒装钻具组合结构，选用马达+PDC钻头钻具组合，优选5～6刀翼，长保径，16～19 mm切削齿PDC钻头，确保工具造斜率，同时能够满足下部水平段继续钻进。

采用倒装钻具组合结构，优选泥浆马达与长保径PDC钻头，尽可能采取复合钻进模式，通过钻井参数的调整与控制，实现井眼轨迹的控制，视井下情况选择使用提速工具水力振荡器。

2.2 精确控制水平井井眼轨迹

由于租地地表面积的限制(最大化利用租地)，在总井深不增加的情况下，为保证尽可能长的水平段长度和后期较多的压裂级数，造斜井段设计全角变化率10～15°/30 m，造斜井段设计长度控制在200～400 m以内。经计算，与选用5°/30 m造斜率相比，在造斜井段选用15°/30 m的造斜率能够增加约230 m长的水平段。

在PR盆地作业中，采用三段式井眼轨迹(直井段、造斜井段、水平段)。表层井段要求防斜打直，表层作业钻进至初始造斜点时，更换定向井钻井组合，采用10～14°/30 m的大曲率造斜着陆。大曲率井段长度一般为200～400 m。水平井着陆点控制精度要求：上下为4.57 m，左右为9.14 m。

2.3 优化水平井钻具组合

设计四趟钻具组合，完成整口井的钻进作业。其中，在造斜井段以及水平段作业过程中，在力学分析的基础上，采用加重钻杆代替钻铤、合理倒装钻具，由上部加重钻杆提供钻压，下部钻杆代替钻铤传递轴向载荷，从而减少钻柱与井壁之间的作用力，大大降低了井下摩阻，提高了钻井效率。在PR盆地作业中，各开次详细钻具组合见表2。

表2 PR盆地浅部Parkman地层A1井各开次钻具组合

2.4 优化钻井液性能

表层采用清水钻井液钻进， 钻进过程中接立柱时直接从钻杆投入新型聚丙烯酰胺材料，保持井眼清洗效率(防止形成泥球堵塞环空及回流管线)。每柱扫高黏稠浆携带岩屑，黏度在100 s以上，保持井眼干净。保持低的钻井液pH值基本维持在7～9。钻井液密度尽可能低，保持高的机械钻速。

直井段主要采用新型聚丙烯酰胺体系钻井液钻进。二开钻进至2 134 m左右，转化钻井液体系为新型聚丙烯酰胺体系，密度控制在1.01～1.08 g/cm3，pH值维持在8.5～10.5。钻进过程中，维持好钻井液的流变性，提高携砂及井眼清洗效率。

造斜井段及水平段采用无固相钻井液体系钻进。作业时，维持无固相钻井液体系不变，钻水泥塞时，向钻井液中添加小苏打。钻进过程中，维持高的排量及合适的转速，保持井眼清洗及携砂效率，控制固相含量低于4%，每柱扫稠浆。各井段典型钻井液性能参数见表3。

表3 PR盆地浅部Parkman地层A1井各井段典型钻井液性能参数

2.5 推广应用Pad钻井模式

目前在PR盆地推广使用Pad钻井模式，即在一个Pad上钻多口水平井的布井方式，进行多口井依次一开、依次二开的“批钻”作业。每个Pad上面同时作业4～8口水平井，平均作业井深4 259 m，平均水平段长度达1 502 m，平均钻井周期22.5 d，完井时下入114.3 mm套管带管外封隔器，采用裸眼多级滑套压裂技术[9-10]，单井压裂级数在15～20级，压裂水平段长度达到1 350 m，每级间隔76.2 m，平均单井作业费用为500万～550万美元。如果是固井完井并实施射孔，水平段水力压裂，压裂15～18级，平均单井作业费用是600万美元。射孔完井主要参数为：79.4 mm的枪，药量22.7g，孔径10.16 mm，穿深904.2 mm，孔密4孔/英尺，相位60 °。

3 现场应用效果

通过合理的井身结构设计，优选钻头及钻井参数，优化钻具组合，精确控制井眼轨迹，优化钻井液性能等关键技术的应用，在PR盆地浅部的Parkman储层成功完成的4口水平井钻井作业均成功钻达设计层位，并成功实现单只钻头一趟钻完成大曲率造斜井段及水平段钻进作业，创造单只钻头进尺1 896.2 m的记录。

在完成的4口水平井钻井作业中，水平段长度平均达1 350 m，表层机械钻速由51.82 m/h提高至74.37 m/h，上部直井段机械钻速由31.4 m/h提高至50.6 m/h，大曲率造斜井段由6.4 m/h提高至9.6 m/h，水平段机械钻速由12.3 m/h提高至15.9 m/h，单井钻井周期平均为19.8 d，缩短32.4%，单井钻井成本降低12.5%。

4 结论

针对PR盆地浅部的Parkman储层致密砂岩油气钻完井作业中遇到的问题，通过优选钻头及钻井参数、精确控制水平井井眼轨迹、优化水平井钻具组合、钻井液性能优化配置及Pad钻井模式的应用等技术措施，提高了水平井钻井速度，降低了井下漏失以及井壁失稳等工程事故的发生几率，单井钻井成本大幅降低，具有较好的经济效益和参考价值。

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Zhou Shouwei,Jiang Wei,Zhang Chunyang,et al.The enlightenment on shale gas exploration and development in China getting from Eagle Ford in America[J].Engineering Science,2012,14(6):16-21.

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Yue Jianghe,Xiao Qiaogang.Key horizontal drilling technology and operation effect for Texas Eagle Ford shale oil and gas in US[J].China Offshore Oil and Gas,2014，26(1)：78-81.

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(编辑：孙丰成)

Key technical measures and operation effect of horizontal drilling for Parkman tight sand formations in PR basin in USA

Yue Jianghe1Xiao Qiaogang2

(1.CNOOCInternationalLimited,Beijing, 100027,China;2.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Ltd.,Tianjin, 300452,China)

Niobrara shale and the shallower tight sand formation assets are one of CNOOC's unconventional resources in USA. Optimization of bits, BHA, drilling parameters, and drilling fluid properties, as well as accurate trajectory control and Pad drilling mode, were proposed to solve the problems related to shallow reservoirs, much pressure decrease and trajectory control during horizontal drilling in Parkman Formation in PR basin. The key measures above has archived great success with lower operation cost on 10 horizontal wells in Parkman Formation. It provides good reference for developing tight sand oil and gas.

tight sand oil and gas; Parkman Formation; horizontal well; key technical measures; operation effect

岳江河，男，教授级高级工程师，1983年毕业于原西南石油学院，从事页岩油气资产的作业和技术管理工作。地址：北京市东城区东直门外小街6号海油大厦(邮编：100027)。E-mail:yuejianghe@gmail.com。

1673-1506(2016)02-0099-04

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.013

TE 242

A

2015-04-27 改回日期：2015-09-16

岳江河,肖乔刚.美国PR盆地浅部Parkman储层致密砂岩水平井钻井关键技术措施及其实施效果[J].中国海上油气，2016,28(2)：99-102.

Yue Jianghe,Xiao Qiaogang.Key technical measures and operation effect of horizontal drilling for Parkman tight sand formations in PR basin in USA[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):99-102.