焦页2-5HF长水平井钻完井关键技术

杨海平， 游云武

(中石化江汉石油工程公司钻井一公司)

涪陵焦石坝构造页岩气完井258口，大多数井水平段1 500 m左右，为偏移距大、轨迹复杂的三维井，常规导向钻井托压频繁、套管下入困难，平均钻井周期65 d。2016年北美Purple Hayes 1H井水平段5 652 m，2017年中石油YS113H1-7井水平段2 512 m，水平段使用了旋转导向钻井。焦页2-5HF井是焦石坝构造一口小三维水平井，设计水平段偏移距60 m，水平段3 000 m，通过低摩阻轨迹优化设计、导向钻井技术优选及轨迹控制、井眼净化、低摩阻套管附件优选等关键技术研究，顺利完井，水平段3 065 m，创国内纪录，形成了涪陵地区超长水平井钻完井关键技术。

一、概况

1.地质情况

焦页2-5HF井地处重庆市涪陵区焦石镇板栗村2组，是川东南地区川东高陡褶皱带万县复向斜焦石坝背斜带焦石坝背斜带一口评价井，目的层上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组下部页岩气层段。开孔地层为嘉陵江组，地质分层见表1。

表1 焦页2-5HF实钻地质分层

2. 井身结构

嘉陵江组溶洞裂缝发育，漏失严重；长兴组、茅口组、栖霞组存在低压裂缝气层；韩家店组、小河坝组地层承压能力低，易漏失。采用“导管+三个开次”井身结构[1](表2)。

表2 焦页2-5HF井身结构数据

Ø473.1 mm表层套管封地表黏土层及水层，Ø339.7 mm表层套管封固飞仙关组三段，封固溶洞及裂缝层，Ø244.5 mm技术套管封固龙马溪组浊积砂层，封固页岩层上部低承压及复杂地层。

图1 焦页2-5HF井井位示意图

3.井位布置

涪陵焦石坝页岩气水平井交叉平行布井，水平段间距600 m，段长1 500 m，水平段井眼方向与最大水平主应力方向垂直[2]。2#平台前期完井4口，井口间距10 m。焦页2-5HF井为老区调整井，A靶点设计位移839.49 m，方位183.52°；B靶点位移3 838.25 m，方位180.77°。本井与焦页29-S1HF井交叉布井，水平段与邻井的间距为300 m，水平段3 000 m，水平段方位180°，邻近井井位布置见图1所示。

二、关键技术

1.井眼轨迹优化设计

设计剖面类型：直-增-稳-增-水平段，二、三开增斜段造斜率均为0.15°/m。研究与实践证明，长稳斜段维持稳斜困难，易增斜或降斜，其长度及圆滑程度是井眼摩阻扭矩增大的关键因素，为此对井眼轨迹进行优化设计。

优选剖面类型：直-增-微增-扭方位-增-水平段[3]，造斜点由1 500 m上提至1 200 m。增斜段造斜率0.10°/m[4]，增斜至13.20°。优化钻井参数，控制长稳段复合钻井造斜率不超过0.02°/m[5]。扭方位段造斜率0.13°/m，防止因定向托压导致造斜率偏低，影响中靶(表3)。

表3 焦页2-5HF井轨迹剖面参数

使用恒泰软件模拟计算，二开导向钻具组合：Ø311.2 mm钻头+Ø216 mm×1.25°单弯螺杆+Ø203.2 mm短钻铤+Ø285 mm扶正器+浮阀+Ø203.2 mm无磁钻铤1根+LWD无磁悬挂短节+Ø127 mm加重钻杆30根+Ø139.7 mm钻杆。水基钻井液密度1.32 g/cm3，油基钻井液密度1.50 g/cm3，套管内摩擦系数0.15，裸眼内摩擦系数0.2；优化后二开常规导向钻具最大摩阻80 kN，减少了17 kN，三开旋转导向钻具最大摩阻245.4 kN，钻具均无屈曲；三开旋转导向钻具最大扭矩19.36 kN·m，钻具抗扭满足施工需要。Ø244.5 mm套管最大摩阻126.7 kN，Ø139.7 mm套管最大摩阻238.2 kN，可以正常下入。

2.井眼防碰扫描方法

本井直井段涉及与焦页2HF、焦页2-2HF、焦页2-3HF、焦页2-4HF井防碰，造斜段和水平段涉及与焦页29-3HF、焦页29-4HF、焦页29-S1HF井防碰。焦页29-S1HF井使用YST-48R无线随钻仪器，井斜精度±0.2°，方位精度±1.5°，工具面精度±1.5°。本井使用HT-650LWD，井斜精度±0.1°，方位精度±1.5°，工具面精度±1.5°。扫描两井距离时，使用精度较低的YST-48R仪器精度进行误差分析，以进一步增加扫描距离的准确性。采用分离系数法[5]，考虑误差椭球在中心连线方向上的延伸(图2)。

通过设计轨迹与同平台焦页2HF、焦页2-2HF、焦页2-3HF及焦页2-4HF扫描，直井段与4口井均存在安全距离。本井设计轨迹直井段方位取值为260°，实钻方位可能与设计直井段方位偏差较大，施工过程中直井段与邻井的防碰距离以直井段钻进期间的实测数据扫描为准。通过设计轨迹与焦页29-3HF、焦页29-4HF及焦页29-S1HF井完钻轨迹进行扫描，扫描显示与焦页29-S1HF井距离较近，因本井设计轨迹已考虑到与焦页29-S1HF井的防碰问题，在施工轨迹设计时，轨迹贴近西半靶，有效加大与焦页29-S1HF井距离，提高井下安全系数。本井钻至井深2 680 m，与焦页29-S1HF的最小中心距可拉大至64.84 m，均属安全距离。实钻中注意与焦页29-S1HF防碰扫描，使两口井轨迹始终处于安全距离(表4)。

图2 分离系数法示意图

邻井名称参考井测深/m参考井垂深/m分离系数风险信息椭球间距/m中心距/m邻井测深/m邻井垂深/m焦页2-2HF1290.001289.602.29低风险9.9317.641289.161290.42焦页2-3HF1010.001009.966.16安全31.9438.131007.131009.27焦页2-4HF4220.002578.202.13低风险179.37337.954400.002551.72焦页29-3HF5830.002610.321.53低风险119.78345.784285.002575.08焦页29-4HF5830.002610.321.15中风险34.12260.784771.002607.24焦页29-S1HF2680.002515.151.15中风险8.5964.842650.112517.57焦页2HF1270.001269.793.63低风险19.9727.551267.071269.49

3.导向技术优选及轨迹控制

二开造斜段、稳斜段、扭方位段及三开造斜段使用“弯螺杆+MWD/LWD”导向钻井，水平段使用旋转导向钻井。

3.1 直井段

一开钻具组合：Ø406.4 mm BIT+Ø244.5 mm×0.5°LZ+IPB+Ø402 mm STB+Ø228.6 mm NMDC×1根+Ø228.6 mm DC×6根+Ø203.2 mm DC×6根+Ø177.8 mm DC×3根+Ø127 mm HWDP+Ø139.7 mm DP。

二开钻具组合：Ø311.2 mm BIT+Ø244.5 mm×0.5°单弯螺杆+IPB+Ø308 mm STB+Ø228.6 mm NMDC×1根+Ø228.6 mm DC×2根+Ø203.2 mm DC×6根+Ø177.8 mm DC×3根+Ø127 mm HWDP+Ø139.7 mm DP。

井段60～1 200 m，每钻进50～100 m测斜一次；更换钻具组合或井斜变化大，每钻进50～80 m测量一次；一开中完及二开直井段结束，测连斜数据。井斜超过设计要求时，调整参数进或行纠斜。

3.2 增斜及长稳斜段

钻具组合：Ø311.2 mm BIT+Ø216 mm×1.25°LZ+Ø203.2 mm SDC+Ø285 mm STB+IPB+Ø203.2 mm NMDC×1根+LWD+Ø127 mm HWDP×30根+Ø139.7 mm DP。井段1 200～2 525 m，增斜段造斜率0.10°/m,长稳斜段造率不超过0.02°/m。

3.3 扭方位段

钻具组合：Ø311.2 mm BIT+Ø216 mm×1.25°LZ+IPB+Ø127 mm NMHWDP×1根+LWD+Ø127 mm HWDP×9根+Ø139.7 mm DP+Ø127 mm HWDP×21根+Ø139.7 mm DP。井段2 525～2 605 m，扭方位段造斜率0.13°/m。

3.4 三开增斜段

钻具组合：Ø215.9 mm BIT+Ø172 mm×1.25°LZ+IPB+Ø127 mm NMHWDP+LWD+Ø127 mm HWDP×9根+Ø127 mm DP+Ø127 mm DP+Ø127 mm HWDP×21根+Ø127 mm DP+Ø139 mm DP。井段2 605～2 904 m，造斜率0.18°/m。

4.井眼净化

4.1 岩屑床预防

水平段使用Ø127 mm清砂钻杆，每300～400 m使用1根，防止岩屑床形成。旋转导向监测循环当量密度(ECD)，发现异常升高，及时分析原因，采取控制钻速、循环钻井液或增加离心机使用时间，防止井筒岩屑浓度继续升高。优选油基钻井液处理剂，强化油水比、HTHP、破乳电压等性能，控制固相含量，优化油基钻井液性能[6]，提高钻屑带能力。油基钻井液配方：0#柴油﹢2.4%HIEMUL(主乳)+1.6%HICOAT(辅乳)+1.5%CaO(储备碱)+1%MOGEL(有机土)+1%HIVIS(高温增黏剂)+2.5%HIFLO(高温降失水剂)+3%FL-1(氧化沥青)+2%FLO-L(液体沥青)+2%QWY(800目)+2%QWY(1200目)+40%CaCl2盐水+重晶石粉。密度1.45～1.50 g/cm3，油水比90 ∶10，HTHP≤2 mL，塑性黏度30～50 mPa·s，破乳电压≥600 V，静切力(3～7)Pa/(8～16)Pa，固相含量≤29%，氯根含量>32 000 mg/L。

4.2 岩屑床处理

钻进500 m或连续钻进超过2 d，进行短起下钻，并注入15～20 m3稠浆循环携砂。

5.钻具组合优选

使用复合钻杆，Ø244.5 mm套管内使用Ø139.7 mm钻杆替代Ø127 mm钻杆，钻杆水眼由Ø108.62 mm增大至Ø118.62 mm，降低循环压耗，提高钻具抗疲劳损坏能力。

6.水平段套管下入

下套管前进行模拟通井，通井钻具刚性不小于套管串的刚性。优选摩阻小、弹性好的半刚性、刚性旋流、树脂套管扶正器，减小下套管摩阻。水平井段前1 500 m(4 465～5 965 m)每1根套管安放1只扶正器，采用半刚性扶正器和刚性滚珠扶正器交替安放，水平井段后1 565 m(2 900～4 465 m)每1根套管安放1只扶正器，采用半刚性扶正器和树脂扶正器交替安放，造斜段(2 140～2 900 m)每1根套管安放1只半刚性正器，直井段(30～2 140 m)每5根套管安放1只刚性扶正器。

三、应用效果

焦页2-5HF井完钻井深5 965 m，水平段3 065 m，钻井周期72 d，无井下故障复杂，井身质量、固井质量合格。完钻时，旋转导向钻具起钻最大摩阻80 kN(开泵)/180 kN(停泵)、下钻最大摩阻60 kN(开泵)/100 kN(停泵)，Ø139.7 mm套管下至井深5 950 m，下套管最大摩阻为350 kN。

四、结论

(1)本井关键技术是井眼轨迹优化设计及旋转导向钻井轨迹控制，提高了井眼轨迹质量，形成了圆滑、规则井眼，为生产套管的下入提供了良好条件。

(2)本井使用复合钻杆、研究井眼净化技术及循环当量密度ECD监测，完善了涪陵地区页岩气优快钻井技术。

(3)涪陵地区最大偏移距接近1 000 m，少数井为反向位移井；本井水平段偏移距60 m，储层倾角平缓，同比施工难度相对较小，大偏移距超长水平井、反向位移超长水平井及储层倾角复杂超长水平井需要继续优选及优化井眼轨迹设计技术。

[1]艾军，张金成，臧艳彬，等.涪陵页岩气田钻井关键技术[J].石油钻探技术，2014，42(5)：9-15.

[2]周贤海.涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术[J].石油钻探技术,2013,41(5):26-30.

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[5]李亚南，于占淼.涪陵页岩气田二期水平井钻井联碰绕障技术[J].石油钻采工艺，2017,39(3):303-306.

[6]梁文利，宋金初，陈智源，等.涪陵页岩气水平井油基钻井液技术[J].钻井液与完井液，2016,33(9):19-24.