南堡2号构造深层潜山水平井钻井完井技术

李云峰， 徐 吉， 徐小峰， 朱宽亮， 吴 艳

(中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063000)

南堡2号构造深层潜山储层是奥陶系、寒武系碳酸盐岩地层经过长期风化、剥蚀、溶蚀等各种作用形成的储集空间，是冀东油田勘探开发碳酸盐岩油气的重点区块。该区块地质条件复杂，储层存在压力敏感，且地层温度高，前期采用常规定向井进行勘探开发，开发效率较低，同时潜山储层钻井完井施工过程中易发生漏喷共存的问题，部分井漏失量达2 000 m3以上，给南堡2号构造深层潜山储层的安全钻井带来了难题，且机械钻速慢，钻井周期较长，严重制约了南堡2号构造潜山储层的勘探开发进程[1-6]。

笔者在分析已完钻井施工过程中存在的技术难点的基础上，进行了南堡2号构造深层潜山水平井井身结构和井眼轨道优化设计，优选了高温条件下造斜工具与监测仪器，优化了抗高温水包油钻井液，开展了微流量精细控压钻井技术和抗高温冻胶阀完井技术的应用研究，形成了南堡2号构造深层高温潜山水平井钻井完井技术，解决了南堡2号构造潜山储层水平井钻井完井施工中易发生井漏、溢流的问题，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，为加快南堡2号构造深层潜山储层勘探开发步伐提供了技术支撑。

1 钻井技术难点分析

1) 潜山储层埋藏深、温度高。储层埋藏深度为4 000.00～4 500.00 m，井底温度160～180 ℃，易造成随钻测量仪器和定向工具的电子元器件老化，影响随钻测量仪器和定向工具的使用时间，且在高温条件下长时间应用会造成仪器出现故障、螺杆橡胶发生老化脱胶，进而导致随钻测量仪器和定向工具失效，因此，对随钻测量仪器和定向工具抗高温性能提出了较苛刻的要求[7-10]；同时，常规钻井液中的一些添加剂会在高温条件下失效，造成钻井液性能发生变化，使其携岩能力降低、滤失量增大，因此，对钻井液的抗高温性要求较高[11-13]。

2) 潜山面着陆地点窗口深，垂深在4 000.00 m以上，且地层倾角为50°～90°，入靶后对井眼轨迹要求高，靶点纵向漂移误差要求控制在1.00 m，水平段井斜角误差要求控制在0.3°，井眼轨迹不易控制。由于南堡2号构造潜山顶面垂深变化范围较大，致使入靶角受到制约，易造成提前或滞后着陆，轨迹无法沿潜山顶面有效钻进，对潜山面中靶设计及控制提出了较高的要求[14-17]。

3) 潜山储层裂缝发育，对压力敏感，钻井完井过程中易发生漏喷共存的现象，致使部分潜山水平井提前完钻，水平段长度未达到设计要求。南堡2号构造潜山地层压力系数0.99～1.04，漏失压力系数1.01～1.06，钻井液安全密度窗口较窄，钻井过程中易发生既漏又喷、有进无出现象，导致潜山储层钻井及后期完井施工风险增大[18-24]。

2 钻井完井关键技术

为了实现南堡2号构造潜山储层的高效开发，开展了潜山水平井钻井完井关键技术的攻关研究，从井身结构设计,井眼轨迹控制和潜山水平井安全、高效钻井完井施工等方面进行了深入细致的研究，形成了一系列的钻井完井关键技术，为高效开发南堡2号构造潜山储层提供了技术保障。

2.1 井身结构设计

设计水平井井身结构时，在保证水平井段精确入窗的前提条件下，要考虑尽可能缩短长裸眼井段被钻井液浸泡的时间，以避免井眼发生掉块坍塌；同时为了降低施工中的摩阻和扭矩，需要尽可能地缩短下部裸眼段的长度。

根据地层岩性、三压力剖面、井身剖面及水平位移长度分析结果，结合地质要求、现有钻井设备的施工能力和已完钻邻井施工情况均衡分摊各井段施工难度，确定了南堡2号构造深层潜山水平井井身结构，即水平位移小于2 500.00 m的井采用四开井身结构，水平位移大于2 500.00 m的井采用五开井身结构(见图1)。

该类型井身结构主要具有以下特点：1)φ508.0 mm套管封隔上部疏松的平原组地层；2)φ339.7 mm套管下至稳斜段，封隔明化镇组上部地层，为下部井段的安全施工创造有利条件；3)φ244.5 mm套管封固东营组上部地层，缩短下部裸眼段长度，以降低施工中的摩阻和扭矩；4)φ177.8mm尾管下入潜山面1.00～3.00 m，封固沙河街组地层，为潜山储层实施专打创造有利条件；5)选用φ152.4 mm钻头钻进潜山储层裸眼段。

2.2 井眼轨道设计

设计潜山水平井井眼轨道时，在以靶前距为依据的前提下，需综合考虑造斜工具造斜率受地层影响的不确定性及潜山储层位置的空间变化，需要进行分段优化和控制井眼曲率，以确保井眼轨迹平滑，实现安全钻进，精确中靶。因此，南堡2号构造深层潜山已完钻水平井均采用“直—增—稳—增—稳—增—水平”的七段式井眼轨道，其中第一、第三增斜段采用动力钻具增斜，中间段进行旋转钻进，以提高轨迹的调整控制能力、降低提前与滞后进入目的层的影响程度；同时尽可能采用复合钻进，并尽量降低斜井段的井眼曲率，以确保提高井眼轨迹的控制精度。

图1 南堡2号构造深层潜山水平井井身结构示意Fig.1 Schematic of casing program of horizontal well in deep buried hills of Nanpu No.2 Structure

1) 造斜点的选择。造斜点尽量选择在地层成岩性好，且比较稳定的井段；同时为了尽可能地提高上部井段的钻井速度，造斜点应尽可能下移，因此，其造斜点应在900.00～1 200.00 m井段内选择。

2) 造斜率的选择。为了保证潜山水平井井眼轨迹的平滑，确保造斜工具的造斜率能够适应复杂地层岩性变化，同时要尽可能缩短造斜段的长度，以降低钻井施工中的摩阻和扭矩。因此，第一增斜段的造斜率要控制在(2.1°～3.2°)/30m，井斜角尽量控制在40°～45°，第二增斜段的造斜率要控制在(2.1°～3.0°)/30m，着陆入窗，同时尽量将该井段井斜角控制在75°～82°进入潜山面；第三增斜段的造斜率要控制在(2.1°～3.4°)/30m，以保证尽快实现水平段着陆，为后期潜山储层水平井水平段钻进提供保证。

3) 井眼轨道剖面选择。综合造斜点位置和不同井段的造斜率，最终确定南堡2号构造深层潜山水平井采用“直—增—稳—增—稳—增—水平”的七段式井眼轨道。其中第二增斜段的目的是探潜山面，进行井斜角、方位角和入靶姿态调整，达到矢量入靶；稳斜段的目的是大斜度穿越潜山储层，为寻找和确定水平段最佳的位置提供保证；第三增斜段的目的是保证深层潜山水平井水平段精确中靶着陆。

2.3 井眼轨迹控制技术

2.3.1 造斜工具及监测仪器优选

由实验结果可以看出，当任务规模较小时，三种算法在任务完成时间上的差距相对较小，改进算法收敛速度更快且更稳定.随着任务规模的提升，可以看到改进的粒子群算法表现出更为明显的优势.相比较而言，FIFO算法的迭代次数比其他算法更大，收敛速度较慢.算法初期，传统粒子群算法相比FIFO算法具有更好的收敛速度，但后期收敛速度明显变慢，且无法跳出局部极值过早的收敛.随着任务数的提升，改进的粒子群算法在总的任务完成时间上相比其他算法优势更为明显，可以看到通过惯性权重优化和调整算子的设置，能够更有效地实现较好的目标区域的搜索，降低了任务总时间，从而在优化资源以及合理调度资源方面具有良好的效果．

南堡2号构造深层潜山储层温度较高，国内常规螺杆在应用过程中经常发生橡胶掉胶和老化的现象，造成螺杆容易失效，给南堡潜山水平井井眼轨迹的控制带来了难题，为此，优选出了耐175 ℃高温的等壁厚螺杆。螺杆定子橡胶采用ZYN-02型丁腈橡胶，螺杆具有较高的强度、耐磨性和耐温性能，井下工作时间显著增长；与常规螺杆相比，等壁厚螺杆钻具整体长度缩短了2.00～3.00 m，使钻具的弯曲半径较小，更有利于控制潜山水平井井眼轨迹。

井眼轨迹监测选用了斯伦贝谢公司耐高温MWD监测仪器，该监测仪器的井下脉冲发生器、传感器及电池等关键部件使用了耐175 ℃高温的电子元器件，确保监测仪器能够在高温条件下正常工作，同时仪器监测精度较高，井斜角误差0.1°，方位角误差0.1°，能够满足深层高温潜山储层水平井井眼轨迹监测的要求。

2.3.2 着陆井段及水平段井眼轨迹控制

由于潜山储层地层倾角变化范围大、储层深度不易确定，因此在进行井眼轨迹控制时要坚持“略高勿低、早走偏移、稳斜探顶、动态监控、矢量入靶”的原则控制井眼轨迹。

探潜山面造斜段增斜率控制在(2.1°～3.0°)/30m，井斜角控制在75°～82°中靶进入潜山面，钻具组合为φ215.9 mm钻头+φ172.0 mm×(1.25°～1.50°)螺杆+浮阀+φ158.0 mm无磁钻铤+MWD+φ158.0 mm钻铤+φ127.0 mm加重钻杆+φ158.0 mm震击器+φ127.0 mm加重钻杆+φ127.0 mm钻杆。

潜山面中靶后采用小尺寸钻头尽快将井斜角增至90°左右，造斜率控制在(2.1°～3.4°)/30m，当井斜角达到90°时，进行水平段钻进。水平段增斜钻具组合：φ152.4 mm钻头+φ120.0 mm×1.5°螺杆+φ120.0 mm箭形止回阀+φ89.0 mm无磁钻杆+φ89.0 mm钻杆+φ120.0 mm旁通阀+φ89.0 mm钻杆+φ89.0 mm加重钻杆+φ89.0 mm钻杆+φ127.0 mm钻杆。同时，按照轨迹光滑平缓、小调整、勤监测、多开转盘和及时短起下钻的原则进行水平段井眼轨迹控制，以保证井眼轨迹沿着潜山面钻进。

2.4 抗高温钻井液技术

针对南堡2构造深层潜山储层温度高、裂缝发育、对压力敏感，且钻井过程中易发生井漏的情况，选用了抗220 ℃高温水包油钻井液。

室内试验结果表明，泥页岩在该抗高温水包油钻井液中的线性膨胀性率仅为7.8%，岩屑滚动回收率为90.5%，岩心渗透率一次渗透率恢复率均大于90.0%，进一步表明该钻井液具有较强的抑制性、较好的润滑性和储层保护效果。

2.5 控压钻井技术

为了解决南堡2号构造深层潜山储层压力敏感导致的潜山储层水平段钻井施工中易发生漏喷同存的问题，降低钻井液漏失量和缩短非生产时间，有效延伸潜山储层水平段的长度，在南堡2号构造潜山奥陶系储层应用了微流量控压钻井系统。该钻井系统利用高精度传感器监测井筒内钻井液流入与流出的体积，中央数据采集控制系统对传感器实时监测的井筒内钻井液流入与流出的体积数据进行分析和精确计算。当系统监测到钻井液流出井筒的体积大于流入体积时，说明地层流体已经进入井筒内，需要利用控压钻井系统在井口增加一定的回压或提高钻井液排量来实现正常的钻井施工；当系统监测到钻井液流出井筒的体积小于流入体积时，说明钻井液进入了地层，井底发生了漏失，需要降低钻井液排量或井口的回压来实现正常的钻井施工。

因此，南堡2号构造潜山储层钻井施工时，将水包油钻井液密度控制在0.92～0.95 kg/L，并利用微流量监测、自动节流管汇等控压钻井装备，将井底压力当量密度控制在0.99～1.10 kg/L，以保证潜山储层水平井控压钻进。严格控制溢流量，将溢流量控制在0.5 m3以内，井口施加0～3 MPa回压，若不能控制溢流量，则以1.0 MPa/10min的速度提高井口回压，直至井筒内流入与流出的钻井液体积相一致；溢流量达到1.0 m3时立即进行关井作业，并用常规的方法进行压井。同时，为进一步降低起下钻、接单根过程中的井口回压，将正常钻进施工过程中的井口回压控制在0～1.5 MPa，若井口回压大于1.5 MPa时，以0.02 kg/L的幅度提高钻井液密度。

2.6 完井技术

由于前期已完钻的潜山水平井在完井作业中发生了数次溢流和有进无出的恶性井漏同存的现象，为了保护储层，保证起钻安全，同时降低后续完井作业井控风险，研究应用了抗150 ℃高温冻胶封堵技术，有效实现了φ177.8 mm尾管回接和完井作业过程中的油层保护及安全顺利施工。

该抗高温冻胶初期黏度低，确保了冻胶能够顺利泵入井筒并能顶替至设计位置，随着温度上升，冻胶能够迅速形成高强度冻胶阀段塞封隔油气上窜，且具有较好的热稳定性能。该抗高温冻胶阀在温度150 ℃下性能稳定，强度高(见表2)，200 m长冻胶阀可承压10 MPa，成胶时间可控，能够完全封隔潜山顶部油气层，保证后期完井作业安全施工。完井结束后，注入破胶液或利用钻头喷嘴高压射流的方式实现抗高温冻胶阀破胶，再采用氮气或清水排液的方式把破胶后留在井筒中的冻胶全部排出地面。

表2 抗高温冻胶阀热稳定性试验结果Table 2 Results of stability test on high-temperature gel valve

3 现场应用

3.1 总体应用情况

截至目前，南堡2号构造潜山储层已成功完钻潜山水平井15口，平均完钻井深5 345 m，最大完钻井深5 644.00 m，最大水平位移4 013.00 m；水平井最大井斜角93.22°(见表3)，潜山储层水平段钻进中井漏和溢流得到了有效控制，漏失量大幅度降低，大部分井实现了“零漏失”的目标，逐步形成了适合于南堡2号构造深层潜山水平井钻井完井技术，为提高南堡2号构造深层潜山开发进程提供了保障。下面以NP23-P2012井为例详细介绍其应用情况及效果。

表3 南堡2号构造潜山水平井部分已完钻井基本情况Table 3 Basic conditions of previously drilled horizontal wells in deep buried hills of the Nanpu No.2 Structure

3.2 NP23-P2012井

NP23-P2012井完钻井深5 510.00 m，垂深3 628.00 m,水平位移3 722.00 m，最大井斜角92.47°，水平段长297.00 m，设计采用七段式井眼轨道。该井五开潜山段5 213.00～5 510.00 m钻进施工中采用密度为0.92～0.95 kg/L的抗220 ℃水包油钻井液，施工过程中潜山储层的井壁稳定，井眼规则，平均井径扩大率小于5.0%，且在水平段钻井施工中，钻具摩阻小于80 kN，起下钻无阻卡，套管顺利下至设计位置，保证了潜山储层的安全顺利钻进。

NP23-P2012井5 213.00～5 510.00 m井段应用了微流量控压钻井技术，钻进过程中控压数据采集系统自动监测到多次溢流，并准确找到了压力平衡点，通过循环调整钻井液的性能后，在井口施加1.0～1.5 MPa回压继续钻进，最终3趟钻完成了潜山储层水平段的钻进，累计进尺297.00 m，控压钻井纯钻时间98 h，中途实施带压起下钻2趟，平均机械钻速3.03 m/h，发现了6套油气层，后效全烃最高达至99.9%，出口气体流量最高达4 362 m3/h，整个控压钻井施工过程中未发生漏失等井下故障，顺利钻达设计地质目标，达到了发现和保护储层的目的。

NP23-P2012井完井阶段应用了抗高温冻胶阀技术，在4 950.00～5 250.00 m井段利用冻胶阀形成段塞封隔油气，通过随钻压力温度测量工具测得井底最高温度为141.2 ℃，储层最高压力达到36.44 MPa(见图2)。冻胶阀施工结束后，分别进行起钻、回接φ177.8 mm尾管、固井和声幅测井等作业，整个完井施工过程中未出现油气外溢现象，证明抗高温冻胶阀成功封隔了井筒，保护了储层。完井作业结束后，采用钻头切削方式实现抗高温冻胶阀破胶，冻胶碎块随钻井液一起返出井口，整个完井作业施工安全顺利。

图2 NP23-P2012井抗高温冻胶阀施工井段温度及压力随时间变化情况Fig.2 Temperature and pressure in well section with high-temperature gel valve in the Well NP23-P2012

4 结论与建议

1) 南堡2号构造深层潜山水平井钻井完井技术解决了深层潜山水平井钻井施工中存在的技术难点，尤其是在深层高温潜山储层井眼轨道的设计与控制、窄窗口条件下潜山储层的安全钻井、抗高温水包油钻井液技术和抗150 ℃高温冻胶阀完井工艺技术等方面，实现了南堡2号构造深层潜山油藏高效开发。

2) 南堡2号构造深层潜山水平井设计为四开和五开井身结构，不仅为潜山储层实施专打创造了有利条件，同时保证了钻井施工的安全顺利，为进一步提高钻井速度奠定了基础。

3) 抗高温冻胶阀完井封堵技术虽然能够有效封堵深层高温储层油气，但冻胶阀的成胶效果和强度受到井下复杂环境的影响，需要进一步开展深入研究。

4) 微流量控压钻井技术能够解决“窄密度窗口”条件下钻井施工中出现的井涌、井漏等井下复杂问题，建议在其他同类型的储层推广应用，以降低钻井成本，实现安全钻井。

参 考 文 献

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