苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术

史配铭，薛让平，王学枫，王万庆，石崇东，杨 勇

（中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018）

苏里格致密气藏属于典型的低渗、低压、低丰度、大面积分布的多层系致密砂岩气藏，气藏埋深3000～3500 m，探明天然气地质储量2.85×1012m3，由于采用常规井开发单井产量太低，无法满足经济开发要求，水平井开发成为苏里格气田提高单井产量及采收率的重要手段。随着水平井井身结构、井眼轨迹优化和钻井工具优选应用，水平井钻井周逐步缩短至51 d，但受井位部署、技术方案与措施不统一和提速工具选型差异性大等问题影响，钻井提速效果不明显。为此，笔者等人在前人研究的基础上，借鉴国内页岩气田和致密气藏“工厂化”开发的经验[1-8]，通过优化井位部署及作业方式，应用激进钻井参数，优选高效钻头和大功率螺杆，优化不同偏移距井眼轨迹控制模式、各开次钻具组合和高效强抑制防塌钻井液，形成了苏里格气田致密气藏水平井优快钻井关键技术，并在56 口井进行了应用，机械钻速明显提高，钻井周期大幅缩短。

1 地层特点及钻井技术难点

苏里格气田水平井自上而下钻遇地层有：新生界第四系，白垩系志丹统洛河组，侏罗系安定组、直罗组和延安组，中生界三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组和刘家沟组，二叠系石千峰组、石盒子组和山西组，上古生界石炭系本溪组和太原组，下古生界奥陶系马家沟组。其中，目的层为盒8 段—山1 段，岩性为不等厚互层的灰色、灰白色含砾粗砂岩与不等粒砂岩和灰黑色、灰绿色、紫红色泥岩，灰黑色泥岩分布在盒8 段的中下部，部分井灰绿色泥岩分布在盒8 段的中上部，紫红色泥岩分布在盒8 段顶部；山1 组砂岩含量较低，泥岩中碳质含量较高[9]。该气田水平井钻井存在的主要技术难点如下：

1）延长组底部砾石含量较多，纸坊组上部有部分砂砾岩，刘家沟组地层研磨性强，纵向上分布多套砂、砾、泥岩互层，非均质性强，机械钻速低，PDC 钻头容易发生先期磨损。

2）储层致密砂体物性差，泥质含量高，钻遇储层灰白色含砾粗砂岩时机械钻速可达2.80 m/h，钻遇灰黑色泥岩时机械钻速仅为1.95 m/h，严重制约了水平段钻井速度。

3）三维水平井偏移距400～800 m 不等，导致钻具组合优选困难，延长组地层复合降斜率高达（5°～7°）/100m，纠偏稳斜段长，大井斜、深井段扭方位困难，滑动钻进比例高，效率低，井眼轨迹控制难度大。

4）刘家沟组裂缝发育，地层承压能力低，钻井液密度大于1.26 kg/L 时易发生井漏等井下故障，漏速2.0～8.0 m3/h。

5）泥岩段井壁稳定性差，易垮塌。目的层石盒子组泥岩发育，水敏性强，井壁稳定性差，斜井段井斜角大于45°时泥岩坍塌严重，划眼处理复杂周期长，水平段钻遇灰黑色泥岩易垮塌，从而导致发生卡钻。

2 致密气藏水平井钻井关键技术

为缩短井场准备、钻机搬迁和设备调试等的时间，提高钻井完井各环节作业效率，缩短建井周期，通过优化大井丛“工厂化”平台布井[10-12]，优选高效PDC 钻头和大功率螺杆钻具，采用激进钻井参数，优化不同偏移距井眼轨迹控制模式及分段优化强抑制低密度CQSP-4 防塌钻井液性能，形成了苏里格致密气藏“工厂化”水平井优快钻井技术。

2.1 水平井“工厂化”钻井模式优化

全面推广大井丛“工厂化”作业模式，根据气藏规模，结合地形地貌特征，整体优化井场组合，推广“丛式布井、大井组建设”集约用地模式，优化形成了“4+2+2+1”（4 口三维水平井、2 口二维水平井、2 口定向井和1 口直井）的9 口井设计方案。井口间距为10 m，采用50 型钻机逐井作业的“单排一字最优布井逐井施工模式”；优化井口间距，1#—4#井、6#—9#井井口间距为10 m，4#—5#井井口间距为45 m，采用2 台50 型钻机同时作业或采用40 型钻机施工3 口常规井与2 口二维水平井、50 型钻机施工4 口三维水平井的“单排一字最优布井双机同步逐井施工模式”。

针对井丛“工厂化”作业周期长、资源共享的特点，通过地方区域电力资源合理扩容，引入“网电钻井”技术，钻机平移过程中只需移动钻机，电动钻机机房、钻机、钻井泵采用电网专用电缆转接端口延长电缆，单井搬迁时间缩短3.0 d 以上；采用延伸泵上水低压管线、井口出口管线的方式，实现钻机平移，每4～5 口井搬迁一次循环设备，50LDB钻机搬迁时间由3.0 d 缩至1.5 d，“工厂化”井间作业时间约缩短50%，大幅缩短了井间施工周期。

2.2 井身结构优化

为防止岩性松散、胶结程度低的第四系漏塌，解决上部刘家沟组井漏、下部石千峰组与石盒子组泥岩地层垮塌的矛盾，将井身结构优化设计为导管+三开井身结构[13-15]，例如，靖72-68H2 井井身结构见表1。

表1 苏里格气田靖72-68H2 井井身结构优化设计结果Table 1 Results of optimized casing program design of Well Jing 72-68H2 in Sulige Gas Field

2.3 激进参数钻井技术

激进参数钻井技术是通过优选高效PDC 钻头，匹配大功率螺杆，充分利用钻机和钻井泵性能，在不同地层采用“大钻压、高转速、大排量”参数钻进[16]，开展不同地层机械钻速与钻井参数敏感性现场试验，优化配套与之相适应的螺杆及PDC 钻头，形成了一套钻头螺杆序列和钻井参数模板，提高了全井机械钻速。

2.3.1 高效钻头优选

根据地层特征，结合“大钻压、高转速、大排量”钻井参数与机械钻速现场试验，优选确定致密气水平井高效钻头。一开使用五刀翼φ19.0 mm 单排切削齿φ346.3 mmPDC 钻头（SD9551）；二开直井段和纠偏井段选用六刀翼φ19.0 mm 单排切削齿φ228.6 mm PDC 钻头（SD9631），提高二开直井段和纠偏井段机械钻速，实现“一趟钻”完成二开直井段和纠偏井段；斜井段选用六刀翼φ16.0 mm 双排切削齿、长保径、深内锥的φ215.9 mmPDC 钻头（SD6562ZC），提高工具面稳定性和斜井段机械钻速，“一趟钻”完成二开斜井段；三开水平段选用五刀翼φ16.0 mm 单排切削齿φ152.4 mmPDC 钻头 （SD65621），提高水平段机械钻速。

2.3.2 大功率螺杆优选

分析地层可钻性，分井段优选大功率螺杆。刘家沟组以上地层可钻性好，保持螺杆功率、增大排量、提高转速，以螺杆最高负荷效率为依据，充分发挥螺杆功率大、转速高的特性，加大钻压，以提高上部软地层机械钻速；石千峰组以下地层可钻性差、研磨性较强，可适当降低转速、加大钻压，选用低转速大扭矩螺杆，防止高转速螺杆在钻遇石盒子组砾石层时造成钻头先期损坏（见表2）。

表2 螺杆型号分段优选结果Table 2 Results of sectional optimization of PDM type

2.3.3 激进钻井参数优选

由修正杨格钻速方程可知，钻压与机械钻速成正比，即钻压增大，机械钻速提高；机械钻速与钻头转速呈近似线性关系，比水功率与排量成正比，排量越大，比水功率越大，机械钻速越高，井底净化效果也越好。因此分区块、分井段优选高效PDC 钻头，并匹配大功率螺杆，全井段采用“PDC钻头+螺杆+MWD”复合钻井技术，根据现场机械钻速对钻压和转速的敏感性试验结果，优化钻井参数，以螺杆实际压差（3.5～4.5 MPa）定钻压、返速定排量、机型定转速，分井段确定形成了 “大钻压、适当转速、大排量”的激进钻井参数（见表3），充分发挥钻机和钻井泵的优势，提高各井段机械钻速。

表3 激进钻井参数优选结果Table 3 Optimization results of aggressive drilling parameters

2.4 水平井井眼轨迹控制技术

根据水平井靶前距、偏移距优化设计水平井井眼轨道，利用“PDC 钻头+螺杆+短钻铤+稳定器”（简称“四合一”）钻具组合的特性、地层可钻性、PDC 钻头的性能，结合地层增降斜规律，下入MWD无线测斜仪控制井眼轨迹。

2.4.1 水平井井眼轨道优化

运用Navigator Drilling Studio 软件，根据设计的靶前距、偏移距优化设计水平井井眼轨道，其中偏移距小于200 m 为二维水平井，采用“直—增—稳—增—水平段”五段制井眼轨道；偏移距大于200 m为三维水平井，采用“直—增—稳—扭方位增斜—增—水平段”六段制井眼轨道，施工过程根据偏移距，优化增斜井段、扭方位段和进窗入靶井段的全角变化率，有效控制各井段的最大井斜角，降低钻进中的扭矩和摩阻。

2.4.2 水平井钻具组合优化

1）直井段和纠偏井段采用“四合一”钻具组合，即单弯双稳导向钻具组合：φ228.6 mm PDC 钻头+7LZ185×1.25°（1.50°）螺杆+φ177.8 mm 短钻铤+φ224.0 mm 稳定器 +φ177.8 mm MWD +φ177.8 mm无磁钻铤+φ177.8 mm 钻铤×6 根+φ127.0 mm 加重钻杆×9 根+φ127.0 mm 普通钻杆×60 根+φ127.0 mm 加重钻杆×32 根+φ127.0 mm 普通钻杆。偏移距大于300 m 时，选用1.50°螺杆；偏移距小于300 m 时，选用1.25°螺杆，三维水平井将该井段分解为直井段、定向增斜井段和稳斜纠偏井段，利用地层增降斜规律，结合钻具特性，复合钻进过程中基本处于稳斜或微增状态，有效提高纠偏井段的钻进效率。

2）斜井段采用1.75°单弯单稳导向钻具组合：φ215.9 mm PDC 钻头+7LZ165×1.75°+φ165.1 mm 回压阀 +φ165.1 mm MWD +φ165.1 mm 无磁钻铤+460×410 转换接头+φ127.0 mm 加重钻杆×9 根+φ127.0 mm 普通钻杆×60 根+φ127.0 mm 加重钻杆×32 根+φ127.0 mm普通钻杆。通过统计1.50°、1.75°螺杆实钻增斜规律发现：1.75°螺杆较1.50°螺杆的平均复合增斜率高6.19°/100m，平均滑动增斜率高7.39°/100m（见表4），滑动比降低1.13%，施工过程中交替进行复合钻进与滑动钻进，将全角变化率控制在（4°～6°）/30m，以确保斜井段井眼平滑。

表4 不同弯角螺杆在不同井斜区间的增斜规律Table 4 Deviation increasing rule of screw with different bending angle in different well deviation interval

3）水平段采用单弯双稳导向钻具组合：φ152.4 mm PDC 钻头+7LZ127×1.25°螺杆+φ148.0 mm 稳定器+φ127.0 mm 水力振荡器+φ120.7 mm 回压阀+φ120.7 mm MWD+φ127.0 mm 无磁钻铤+φ101.6 mm 加重钻杆×9 根+φ101.6 mm 普通钻杆×200 根+φ101.6 mm加重钻杆×36 根+φ101.6 mm 普通钻杆。钻具组合中加入φ127.0 mm 水力振荡器，与螺杆组成了既能产生轴向振动，又能产生纵向振动的钻具组合，将钻具与井壁的静摩擦变为动摩擦，使钻压能有效传递到钻头，解决了长水平段滑动钻进过程的托压问题。靖100-21H2 井应用该钻具组合，泥岩段滑动机械钻速提高了20.48%（见表5）。

表5 靖100-21H2 井水平段水力振荡器使用效果对比Table 5 Comparison on the effects of hydro-oscillators used in horizontal section of Well Jing 100-21H2

2.4.3 水平井井眼轨迹控制技术

根据偏移距、视平移，优选合适的钻具组合，优化纠偏井斜、利用地层自然增降斜规律和按照预期设计的井眼轨道，形成了不同偏移距水平井井眼轨迹控制技术。

1）直井段和纠偏井段井眼轨迹控制。因延长组中下部地层降斜率高达（5°～7°）/100m，所以应根据偏移距优选纠偏地层和井斜角。若偏移距小于300 m，在纸坊组增斜纠偏，井斜角控制在15°以内；偏移距为300～600 m，在延长组上部纠偏，井斜角控制在18°～22°，在延长组中部井斜角预留4°～6°，利用延长组的降斜规律，微调控制，钻穿延长组，进入纸坊组；若偏移距大于600 m，二开造斜点上提至井深650～800 m，直接进行定向纠偏，井斜角控制在25°以内，在延长组中上部井斜角预留5°～6°，利用延长组的降斜规律，微调控制，钻穿延长组，进入纸坊组。

2）扭方位井段井眼轨迹控制。为防止低效施工，选择增斜扭方位或稳斜扭方位，尽可能在小井斜角下扭方位，重点控制井斜角处于稳斜或微增斜状态，利用钻具组合的特性，将滑动钻进方位角变化率控制在（4°～10°）/30m，井斜角变化率控制在2°/30m 以内，以确保扭方位井段井眼平滑。

3）斜井段井眼轨迹控制。按照优快施工和最大程度降摩减阻的原则，合理控制全角变化率，保证实钻造斜率不低于设计造斜率，上部井斜角小于45°时，实钻造斜率略高于设计造斜率，斜井段多采用滑动钻进，以保证中靶垂深上偏0.50 m；井斜角45°～60°井段属于岩屑床堆积区间，滑动钻进困难，采用复合钻进，以提高施工效率；井斜角大于60°以后，复合钻进增斜率能达到（4°～5°）/30m，滑动钻进困难的井段或不增斜井段应用复合钻进，以确保井眼圆滑；入窗前50 m 将井斜角控制在83°～85°，稳斜探气顶，发现气层后及时将井斜角调整至89°～90°后快速入窗。

2.5 钻井液分段优化

苏里格北部气田水平井钻遇的延长组下部、盒7 段和盒 8 段泥岩稳定性差，易垮塌；刘家沟组存在压差性漏失，入窗密度窗口窄；斜井段井斜角30°～60°、水平段长度超过1000 m 后托压严重、滑动钻进困难[17-18]，综合考虑泥岩抑制防塌、低密度防漏和润滑防卡等因素，优选了强抑制低密度CQSP-4防塌钻井液，其配方为0.7%天然高分子降滤失剂+1.5% 白沥青+12.0% KCl+0.5% 固体聚合醇+0.2%NaOH+0.15%黄原胶+1.5%膨润土+0.5%～1.0%超低渗透剂+2.0%～3.0%润滑剂。钻井液性能需根据地层特征分段优化：

1）二开直井段采用聚合物/KCl 钻井液，配方为0.4%K-PAM+0.3%PAM+5.0%～7.0% KCl，将其漏斗黏度控制在31～32 s；配制膨润土浆，钻至井深1000 m 后将其缓慢混入井浆中，对井筒进行定期清扫；钻至井深1600 m 后一次性加入1.0 t NAT20，将钻井液滤失量控制在15～20 mL，利用KCl、NAT20和膨润土，强化聚合物钻井液的抑制性、封堵性和携岩性。

2）钻至刘家沟组中部（垂深2500 m），将钻井液转化为强抑制低密度CQSP-4 防塌钻井液，加入黄原胶、NAT20、NFA25 和KCl，将钻井液性能调整为密度1.08～1.11 kg/L，漏斗黏度38～40 s，滤失量5～4 mL、动切力3～4 Pa、φ6 读数2～3、φ3 读数1～2，井斜角超过30°后提高钻井液抑制性（KCl 含量达12%以上）、封堵性（封堵剂加量6%～8%）和携岩性（动切力12 MPa 以上，φ6 读数在8 以上），以预防大斜度井段泥岩垮塌；随着井深增加，逐步提高钻井液密度，入窗时将钻井液密度控制在1.25～1.26 kg/L，漏斗黏度控制在60～65 s。

3）提高钻井液的润滑防卡性能。以固体聚合醇、石墨和液体聚合醇为润滑剂，其加量控制在2%～3%，保证摩阻系数不大于0.06；提高固相控制系统利用率，保证振动筛过筛率100%，最大限度地清除钻井液中的有害固相，降低摩阻。

4）水平段钻进兼顾岩性、伽马值及泥岩段长度，采取物理防塌与化学防塌相结合的方法，防止泥岩防塌，钻遇泥岩后在原井浆中加入1.0%～1.5%水化膨润土和1.0%～2.0%超细碳酸钙，增强其封堵性能，保证低密度钻井液条件下泥岩的稳定。

2.6 φ152.4 mm 水平段固井技术

为提高水平井固井后环空的封隔性和水平井桥塞分段压裂增产量，三开φ152.4 mm 井眼下入φ114.3 mm 套管，采用一次上返固井工艺。由于环空间隙仅有19.05 mm，存在下套管摩阻大、环空易堵塞和水泥环薄等问题，因此，采用膨胀降滤失水泥浆，基本配方为G 级水泥+增强剂+降滤失剂+增韧材料+缓凝剂+水，密度为1.88～1.92 kg/L，初始稠度12 Bc，API 滤失量36 mL，85 ℃/40 MPa 条件下稠度达到70 Bc 的时间为250 min，水泥石在55 ℃条件下养护24 和48 h 的抗压强度分别为27 和43 MPa，水泥石的膨胀率为0.1%。

三开井段环空间隙小且水平段长，套管紧贴下井壁，导致下套管摩阻大，套管下到井底非常困难。采用“牙轮钻头+双稳定器”钻具组合，模拟套管串的刚度通井至井底后采用高转速（80 r/min）、大排量（20 L/s）循环2 周后进行短程起下钻，破坏岩屑床、修整井壁，使井眼畅通无阻，短程起下钻到井底后高转速、大排量循环2 周，彻底清除井底沉砂；起钻前钻井液中加入固体聚合醇、石墨和液体聚合醇及玻璃微珠，形成高效润滑封闭浆，封闭整个水平段，以降低下套管摩阻，为安全顺利下入套管奠定基础。

现场施工时采用φ114.3 mm 弓簧套管扶正器，该扶正器通过性强、居中度高，过流面积较大，能大幅度降低下套管摩阻，直井段和斜井段每3 根套管安放1 只，造斜段和水平段每2 根套管安放1 只，以保证套管居中度，避免套管紧贴下井壁，提高水泥浆顶替效率和固井质量。

3 现场应用效果

2019 年，苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术在56 口井进行了应用，平均钻井周期39.12 d，平均建井周期52.62 d,平均机械钻速12.76 m/h，与2018 年已完钻井相比，钻井周期缩短了23.71%，建井周期缩短了16.02%，平均机械钻速提高了23.16%，提速效果显著（见表6）。

表6 2018—2019 年完钻水平井技术参数对比Table 6 Comparison on technical parameters of horizontal wells completed in 2018-2019

1）全井段采用“MWD+螺杆+PDC 钻头”复合钻进技术，分井段、分地层优化激进钻井参数，机械钻速显著提高。2019 年完钻井平均机械钻速12.76 m/h，较2018 年提高了23.15 %，其中直井段和纠偏井段、斜井段和水平段平均机械钻速分别为21.62，7.87 和8.09 m/h，较2018 年分别提高了21.19%，4.71%和26.01%。

2）分段优化钻具组合，结合地层增降斜规律，优化水平井井眼轨迹控制技术，两趟钻比例大幅度提高。2019 年完钻的56 口水平井中，直井段和斜井段两趟钻完钻的占53.57%，较2018 年提高了29.25 百分点；水平段两趟钻完钻的占41.07%，较2018 年提高了19.45 百分点，其中3 口井的直井段、斜井段和水平段均实现了一趟钻完钻。

3）针对钻遇地层特性，分井段优化强抑制低密度CQSP-4 防塌钻井液性能，采取物理与化学防塌相结合、兼顾提高封堵性的方式，预防大斜度井段、水平段泥岩垮塌，利用四级固控设备将有害固相含量控制在较低水平，已完钻水平井电测一次成功率达93.75%，未出现井壁失稳垮塌现象。

4 结论与建议

1）通过优化大井丛“工厂化”平台布井方式，优选高效PDC 钻头和大功率螺杆，优化激进钻井参数、不同偏移距井眼轨迹控制模式及分段优化强抑制低密度CQSP-4 防塌钻井液性能，形成了苏里格气田致密气藏优快钻井技术，56 口井的现场应用效果表明，该技术大幅度缩短了钻井周期，降低了开发综合成本，提高了致密气藏开发效率。

2）苏里格致密气藏水平段储层薄，泥岩钻遇率高，而泥岩层机械钻速偏低，建议继续开展水平段钻遇泥岩个性化高效PDC 钻头设计与试验，形成水平段泥岩地层快速钻井技术。

3）与国内外页岩气水平井“井工厂”作业模式相比，苏里格气田在井平台“工厂化”布井和钻井提速方面仍有优化空间。

4）水平段长度超过2000 m 的水平井采用“PDC钻头+单弯螺杆+MWD 仪器” 常规钻具组合钻进时，仍需进行降摩减阻和提高井眼轨迹调整效率的研究。