渭北油田超浅层水平井优快钻井技术

王学俏， 孙敦乾， 王世将

(中国石化华北油气分公司采油三厂，陕西延安 727500)



渭北油田超浅层水平井优快钻井技术

王学俏， 孙敦乾， 王世将

(中国石化华北油气分公司采油三厂，陕西延安 727500)

针对渭北油田超浅层水平井钻井过程中摩阻大、托压严重、钻井周期长、钻速慢等问题，以井身结构优化为核心，研究形成了渭北油田超浅层水平井优快钻井技术：采用二开井身结构，二开采用φ215.9 mm钻头钻进；采用“直-增-平”三段式井眼轨道，以保证井眼轨迹平滑，降低钻进摩阻与扭矩；采用倒装钻具组合，以保证钻头有效加压，提高机械钻速；优选钾铵基聚合物钻井液，造斜段摩阻系数控制在0.08以内，水平段摩阻系数控制在0.06以内，以避免或减少托压现象。该技术在8口井进行了现场应用，平均钻井周期为17.81 d，与同区块三开井身结构水平井相比钻井周期缩短了51.06%。渭北油田超浅层水平井优快钻井技术解决了该油田超浅层水平井钻井中存在的技术难点，为超浅层油藏的高效开发提供了技术支持。

超浅层；水平井；井身结构；优化设计；渭北油田

渭北油田位于鄂尔多斯盆地南部旬邑-宜君区块，面积2 028.9 km2，石油资源量1.46×108t，属于低孔、特低渗、低丰度的“三低”油田[1-2]，需采用水平井技术才能经济有效地进行开发[3]。渭北油田水平井前期采用三开井身结构，二开采用φ311.1 mm钻头钻至A靶点，下入φ244.5 mm技术套管固井，三开水平段采用φ215.9 mm钻头钻至设计井深，下预置管柱完井，后改为尾管悬挂固井完井。采用三开井身结构虽然可以保证复杂裸眼井段的钻井安全，但存在套管层次多、钻井周期长、套管及固井成本大幅增加等问题[4-5]。另外，渭北油田目的层长3储层埋深较浅，约为400.00～600.00 m，超浅层水平井钻井存在钻头加压困难、机械钻速慢、套管难以下到位和储层裸露时间长易发生井下事故等技术难点[6]。为此，笔者将该油田超浅层水平井由三开井身结构优化为二开，并对钻井工艺进行了优化，形成了渭北油田超浅层水平井优快钻井技术，并在8口超浅层水平井中进行了成功应用，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，为超浅层油气资源的经济高效开发提供了技术支持。

1　钻井技术难点

1) 超浅层水平井直井段井深仅为220.00～280.00 m，造斜点浅，直井段钻柱重量轻，大斜度井段和水平段钻头加压困难[6-7]；水平段长达800.00～1 000.00 m，水平段滑动导向钻进中，管柱紧贴下井壁，与井壁接触面积大，摩阻高，扭矩大[1]。已完钻水平井水平段钻进中多次出现钻具难以下到位的现象，如WB2P1井直井段长241.00 m，钻至井深1 720.00 m时，钻压为0 kN，扭矩太大，上提钻具转盘倒转8～10圈。

2) 机械钻速低，钻井周期长。三开井身结构套管层次多，中途作业、等待时间长，且该结构二开钻头尺寸大，井眼尺寸大，岩石破碎量多，影响机械钻速[8]。渭北油田2012年施工的5口超浅层水平井平均机械钻速5.15 m/h，平均钻井周期为36.39 d，最长钻井周期达49.81 d。

3) 对钻井液和完井液性能要求高。超浅层水平井垂深浅、水平段长，钻进和下套管摩阻大，钻具和套管下入困难，需要钻井液和完井液具有良好的润滑性。

2　优快钻井关键技术

针对以上技术难点，进行了超浅层水平井优快钻井关键技术研究：以保证优质快速钻井为原则优化井身结构，缩短钻井周期，降低钻井成本；优选钻头、钻井参数、钻具组合及井眼轨道，提高机械钻速；优化钻井液配方及性能，保证井下安全，降低摩阻，减少托压；优化完井管串结构，保证套管安全下至设计位置。

2.1井身结构优化

渭北油田超浅层水平井前期选用三开井身结构，采用φ311.1 mm钻头造斜，φ215.9 mm钻头钻进水平段，存在作业周期长、钻井成本高等问题，难以满足经济有效开发的需求。为此，设计采用二开井身结构，钻至A靶点后不下技术套管，而是直接进行水平段钻进，不仅精简施工程序，还节约钻井费用[9]。利用Landmark钻井软件对二开井身结构进行了力学分析，结果表明：当垂深小于500.00 m时，二开钻具组合扭矩小于扭矩极限值，满足安全需求，套管自然下入水平段长800.00 m，井口加压49 kN时下入长度可达950.00 m，满足套管下入要求。根据模拟结果将水平位移从1 300.00 m调整为1 000.00 m，水平段长800.00 m。井身结构优化结果见表1。

表1渭北油田超浅层水平井优化前后井身结构

Table 1Casing program before and after optimization for ultra-shallow horizontal wells in the Weibei Oilfield

开次优化前优化后一开 ϕ444.5mm钻头×ϕ339.7mm套管 ϕ311.1mm钻头×ϕ244.5mm套管二开 ϕ311.1mm钻头×ϕ244.5mm套管 ϕ215.9mm钻头×ϕ139.7mm套管三开 ϕ215.9mm钻头×ϕ114.3mm预置管柱或ϕ215.9mm钻头×ϕ139.7mm尾管

2.2井眼轨道设计

基于提高机械钻速、降低摩阻、控制着陆点和水平段井眼轨道调整的设计原则[10-11]，将原来的“直-增-稳-增-平”双增式井眼轨道优化为“直-增-平”三段式井眼轨道，减少了大斜度井段及稳斜段的进尺，增加了连续定向增斜进尺，保证井眼轨迹平滑；同时减少局部增斜和降斜井段，减小了钻柱与井壁接触面积，有效降低全井摩阻和扭矩[12]。根据模拟计算结果,确定靶前距为250.00～300.00 m，造斜率为(6.5°～7.2°)/30 m。实际钻井过程中，可根据施工情况对造斜点井深和造斜率进行适当调整，以保证井眼轨迹平滑、A靶点符合地质设计要求。

2.3钻头、钻井参数及钻具组合优选

2.3.1钻头及钻井参数优选

造斜段井眼直径从φ311.1 mm变为φ215.9 mm，且A靶点中靶后需继续水平段钻进，因此要优选进尺和寿命长的钻头。以储层地质特征为基础，根据岩石可钻性试验结果，结合该油田大斜度定向井、水平井钻头使用情况，对比单只钻头进尺和寿命，最终优选出适应渭北油田地层特性、机械钻速高的钻头及配套钻井参数：上部井段(第四系—直罗组)选用滑动轴承金属密封、低抗压强度、适用于软到中等地层的保径镶齿牙轮钻头；下部井段(直罗组—延长组)推荐使用F5195J、4F和5F PDC钻头(见表2)。

表2渭北油田超浅层水平井钻头及钻井参数优选结果

Table 2Optimization results of bit and drilling parameters for ultra-shallow horizontal wells in the Weibei Oilfield

地层钻头直径/mm钻头型号钻压/kN转盘转速/(r·min-1)排量/(L·s-1)泵压/MPa第四系311.1SJT517G30～8065402～5直罗组—延长组215.95F60～80653012215.94F60～120652811215.9F5195J10～80603010

2.3.2钻具组合优选

由于超浅层水平井垂深浅，表层设计井深200.00 m左右，设计定向仪器出套管便开始造斜钻进，因此二开井段采用“PDC钻头+螺杆+MWD”进行复合钻进。根据建立的超浅层水平井钻柱摩阻计算模型，结合该油田钻具组合实际使用情况，最终确定钻具组合不采用钻铤加压，而是增加加重钻杆的数量。该钻具组合的优点是：减小了钻柱与井壁的摩擦力，可有效降低摩阻；采用倒装钻具组合，加重钻杆位于井斜角50°以上井段，可保证钻头有效加压；二开A靶点前采取一趟钻完钻技术，根据钻头使用情况，可实现水平段一趟钻完钻[13],有效提高了钻井速度。

优化后的钻具组合为：φ215.9 mm PDC钻头+φ172.0 mm×(1.25°～1.50°)螺杆+φ178.0 mm无磁钻铤(1根)+MWD定向接头+φ127.0 mm钻杆+φ127.0 mm加重钻杆×(27～29根)+φ127.0 mm钻杆。

钻至A靶点后，可根据钻头及螺杆使用情况，对加重钻杆位置进行适当上调，以保证钻头有效加压，继续钻进水平段，不需要起钻重新变换钻具组合。水平段钻进过程中可根据钻头使用情况更换钻头，并更换1.00°弯角螺杆。

2.4钻井液优化

渭北油田超浅层水平井具有井壁稳定性差、井眼易坍塌、摩阻大等特点，因此钻井液应具备良好的抑制防塌能力、携岩能力以及良好的润滑性等性能。与采用三开井身结构的水平井相比，采用二开井身结构的水平井没有技术套管，因而要求钻井液具有更好的防塌能力及润滑性，需对钻井液性能进行优化。

直井段和造斜井段应围绕提高钻井液的抑制防塌能力、封堵性、润滑性优化钻井液配方[14-15]。根据降滤失剂优选试验、防塌剂复配试验、润滑效果优化试验和岩心渗透率恢复评价试验等试验结果，结合现场应用情况，最终确定了钻井液添加剂：选用KPAM和KHPAN抑制地层水化膨胀，防止钻屑水化分散；选用无荧光防塌剂WFT-666提高钻井液的防塌能力；选用液体润滑剂RHJ-1改善钻井液的润滑性，确保将斜井段摩阻系数控制在0.08以内；选用NH4-HPAN改善滤饼质量，降低滤失量，保护油气层[16]。优化后的二开斜井段钾铵基聚合物钻井液配方为：清水+4.00%钠膨润土+0.10%NaOH+0.15%Na2CO3+0.40%KPAM+0.60%KHPAN+1.00%NH4-HPAN+1.50%WFT-666+2.00%RHJ-1。

二开水平段钻井液优化的主要目标是保证钻井液的润滑防塌能力。根据试验结果，选用固体润滑剂和液体润滑剂复配来提高钻井液的润滑性。在上部井段钻井液的基础上添加有机硅醇抑制剂DS-302，增强钻井液的抑制防塌能力；添加LV-CMC，进一步降低钻井液滤失量；添加液体润滑剂RHJ-2和固体润滑剂RT-1，进一步改善钻井液的润滑性，将水平段摩阻系数控制在0.06以内，以降低钻进摩阻和扭矩。优化后的二开水平段钾铵基聚合物钻井液配方为：清水+3.50%钠膨润土+0.10%NaOH+0.15%Na2CO3+0.40%KPAM+1.00%LV-CMC+0.70%KHPAN+1.00%NH4-HPAN+1.00% DS-302+1.50%FT-666+2.00%RHJ-1+3.00%RHJ-2+2.00%RT-1。

2.5完井管串优化

采用二开井身结构的超浅层水平井的完井管串长、下入摩阻大，易出现难以下到位的现象，基于降低管串摩阻和增加管串井口压力的设计原则，模拟计算完井管串在不同摩阻系数下的套管下入摩阻极值，最终确定完井管串自下而上为：浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+关井阀+套管串+水泥头。主要完井技术措施包括以下几个方面：

1) 稳定器优化。不再安装刚性稳定器，在造斜点到井斜角45°井段的中完井管串中安装树脂旋流套管稳定器，每50.00 m加1只；从井斜角45°到B靶点井段的完井管串安装滚轮式套管稳定器，每30.00 m加1只。

2) 完井液性能优化。通井起钻前在井斜角50°至B靶点井段注入优质完井液，以减小摩阻系数。与三开井身结构水平井应用的完井液相比，优化后的完井液中除了加入7%液体润滑剂外，还加入塑料小球(加量大于2%)，进一步提高了完井液的润滑性。

3) 采用地面加压装置。当井眼阻力过大，出现套管不能下入状况时，钻台气动绞车与滑轮组配合制成简易井口加压装置，可加压约98 kN，利用外加压力强行下入。

3　现场应用

超浅层水平井优快钻井技术在渭北油田8口超浅层水平井进行了应用，均未出现因钻井液性能较差引起的压差卡钻、井壁坍塌等井下故障，井壁稳定，井径规则，平均井径扩大率为7.40%，与该油田三开井身结构水平井相比降低了17.55百分点；斜井段摩阻系数控制在0.08以内，水平段摩阻系数控制在0.06以内，大大减少了托压现象。

渭北油田超浅层水平井井身结构优化前后的钻井技术指标对比情况如表4所示。从表4可以看出，与优化前的5口三开井身结构水平井相比，8口二开井身结构水平井的平均钻井周期由36.39 d缩短至17.81 d，平均缩短51.06%；平均机械钻速从5.15 m/h提高至9.43 m/h，平均提高了83.11%。

表3　渭北油田超浅层水平井井身结构优化前后的钻井指标对比

WB2P40井是渭北油田一口超浅层水平井，设计垂深441.00 m，完钻垂深438.22 m，水平位移1 217.20 m。该井采用“直-增-平”三段式井眼轨道，其设计井眼轨道与实钻井眼轨迹如图1所示。

图1　WB2P40井设计井眼轨道与实钻井眼轨迹Fig.1　Designed and drilled well trajectory of Well WB2P40

从图1可以看出，WB2P40井在钻井过程中井眼轨迹控制均在设计靶框范围内，井眼轨迹平滑、符合率高，现场施工未出现明显托压现象，体现了该类井眼轨道的可行性与优点。“直-增-平” 三段式井眼轨道形状简单，在超浅层水平井造斜段短的情况下造斜率相对其他类型井眼轨道较小且稳定，减小了井眼轨迹控制的难度和钻井工作量，保证了井眼轨迹平滑，有利于安全、快速钻井。

钻进时采用倒装钻具组合，二开采用4F和5F PDC钻头，转速60 r/min，钻压60～120 kN，排量30～40 L/s，机械钻速12.96 m/h，单只钻头进尺780.00 m，用时11.88 d，创造了渭北油田超浅层水平井最短钻井周期纪录。

4　结论与认识

1) 渭北油田超浅层水平井由三开井身结构优化为二开井身结构，并优选钻头、优化钻井参数和钻井工艺等措施，现场应用后机械钻速提高83.11%，钻井周期缩短51.06%。

2) 井身结构优化后，保证了二开斜井段长时间裸露时的井下安全，避免了压差卡钻、井壁坍塌等井下故障，井壁稳定，井径规则，造斜段摩阻系数控制在0.08以内，水平段摩阻系数控制在0.06以内，减少了托压现象。

3) 渭北油田超浅层水平井优快钻井技术为超浅层油气资源的经济高效开发提供了技术支持，可为类似油田超浅层水平井钻井提速提供借鉴。

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[编辑滕春鸣]

High Quality and High Speed Drilling Technology for Ultra-Shallow Horizontal Wells in the Weibei Oilfield

WANG Xueqiao, SUN Dunqian, WANG Shijiang

(No.3OilProductionPlant,SinopecNorthChinaCompany,Yan’an,Shaanxi，727500,China)

Crews involved in the drilling of an ultra-shallow horizontal well in Weibei Oilfield encountered multiple problems, such as high friction, serious weight on bit (WOB) stack, long drilling cycle and low ROP. Focusing on optimization of casing program, a high quality and high speed (HQHS) drilling technology was developed. Specifically, a casing program with two spudding well sections was used, andφ215.9 mm drill bits were used to drill the second section. The “straight-increase-flat” well trajectory was adopted in order to ensure the hole smoothness and reduce the friction and torque. The inverted BHA was selected to ensure that the WOB could be increased effectively to improve the ROP. In order to avoid or eliminate WOB stack, a potassium amino polymer drilling fluid system was selected to control the friction coefficient to keep the building up section less than 0.08 and the friction coefficient in the horizontal section less than 0.06. Field application in 8 wells showed that the average drilling cycle was 17.81 d, which was 51.06% less than a horizontal well with three spudding well sections in the same block. The HQHS drilling technology for ultra-shallow horizontal wells had been successfully applied in Weibei Oilfield, providing technical reference for effective development of ultra-shallow reservoirs.

ultra-shallow formation； horizontal well； casing program； optimization design； Weibei Oilfield

2015-09-10；改回日期：2016-02-04。

王学俏(1989—)，男，江苏徐州人，2012年毕业于常州大学石油工程专业，助理工程师，主要从事钻井工程技术管理工作。E-mail：wangxq0911@126.com。

doi:10.11911/syztjs.201604003

TE243+.1

A

1001-0890(2016)04-0012-05

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