临兴区块浅部气层大斜度定向井钻井关键技术

范志坤，夏忠跃，冯 雷

（中海油能源发有限公司工程技术分公司，天津300452）

临兴区块位于山西省临县、兴县境内，横跨伊陕斜坡和鄂尔多斯盆地晋西绕褶带，其内部紫金山构造带北部偏西位置发育浅部小型气藏。根据已钻井、试气及生产效果显示，该井区钻探的浅部气层均为常规气层，埋藏浅，钻探成本低，投资见效快，具有良好的开发区前景。临兴区块前期实施的探井目的层主要为下部致密砂岩储层，上部压力异常储层的局部存在对井身结构设计和钻井施工安全带来一系列困难。为开发下部致密气储层，气藏管理部门专门制定了浅部气藏的开发方案，充分开采卸压浅部气层，为下部气层的开发开采奠定基础。为增加优质储层段泻流面积，提高气井产量，新部署的浅部气层开发井均为大斜度井。

1 钻井难点分析

1.1 地质层系多，岩性复杂，井壁稳定性差

浅部气层井区自上而下发育多套层系，钻遇地层主要为第四系、延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组。第四系为黄土层及砂、砾石等未固结的松散堆积物，胶结性差，易漏易坍塌。局部夹火山碎屑岩和碳酸盐岩沉积，胶结性差，石块不易破碎，易从井壁脱落，造成卡钻事故。延长组岩性由中厚层中细粒长石砂岩，夹砂质泥岩和页岩组成。纸坊组岩性主要由长石细砂岩与砂质泥岩、页岩组成。和尚沟组岩性以砂质泥岩、泥岩为主，夹有中厚层长石细砂岩、粉砂岩等。局部夹长石砂岩、薄层页岩、砂质页岩。刘家沟组岩性以薄层及中厚层长石砂岩为主，夹有粉砂岩、砂质页岩、砾岩、灰白色石英砂岩及长石砂岩等组成[1]。

地层泥砂岩互层严重，胶结性差，可钻性强。砂岩渗透性好，易形成较厚的砂质泥饼，易缩径，造成起钻困难。泥岩易吸水膨胀，剥落掉块，造成卡钻事故[2-3]。钻井过程中使用高密度、高粘切钻井液，钻井液易受到有害固相的污染，保持性能稳定性是作业难点[4]。

1.2 井眼轨迹控制困难

由于地层埋深较浅，造斜点较浅，上部地层胶结性差，造斜率无法达到设计要求，且泥砂岩互层严重，地层非均质性强，造斜井段易发生井壁失稳掉块、起下钻遇阻等复杂工况，进一步增加了轨迹控制的难度。大井斜穿越泥砂岩互层严重井段时，由于地层倾角、地应力等因素的影响，使得井下情况更加复杂[5-6]。

1.3 井控风险高

浅部气层井区地层压力系数较高，主要目的层为纸坊组和和尚沟组，压力系数分别为1.55和1.33。气层埋藏较浅，邻井钻遇最浅部气层垂深仅200m。出现溢流或井涌时，报警信号反应的时间短，天然气可能在几乎没有报警的情况下到达地面，继而发生井喷。表层一般是薄弱地层，若发生井喷，不能强行关井，易憋裂地层，使之失去控制，造成井喷、爆炸起火、烧毁钻机等恶性事故[7]。由于上部地层胶结性较差，偶然的激动压力和循环压耗就可以将地层压漏，出现喷、漏同时发生的现象。根据Landmark软件井控模拟结果（见图1），二开最大允许溢流量为1.90m3，溢流量控制在1.90m3以下时上层管鞋处环空压力小于套管鞋处的地层破裂压力。

图1 最大允许溢流量模拟计算图

1.4 固井质量难以保证

钻井过程中，由于井眼钻井斜角大（60°～70°），岩屑自身重力发生的沉降现象，使得井筒低边非常容易形成岩屑床。完钻后，井眼清洁度差，井壁光滑度较差，造成套管下入过程中摩阻较高，导致套管下入困难，且套管居中困难，顶替过程中顶替效率低，流速剖面非对称分布，低边钻井液不易被替走，水泥浆中的游离液容易在环空高边形成较长水带，对固井质量造成较大影响[8]。

由于地层埋深较浅，地层温度较低，低温条件下水泥水化速度慢，早期强度发展慢，水泥浆在凝结过程失重大、凝结过渡时间较长，浅层气发育井段容易窜槽，造成上层套管环空带压。从该井区前期钻井来看，固井质量较差，部分井存在井口窜槽，环空带压，给后期作业带来较高风险。

2 浅部气层大斜度定向井钻井关键技术

2.1 井身结构设计

井身结构设计主要根据地层孔隙压力和地层破裂压力剖面，并充分考虑地层复杂情况等因素。根据浅部气层井区各地层压力系统、地层岩性及复杂地层分布，在延长组上部地层设置必封点，距离气层顶部约30m。一开主要封隔上部黄土层及砂砾层，为二开钻井液循环建立循环通道，并安装井控设备，为浅层气地层钻进提供井口控制条件[9]。

为满足浅部气层后效射孔开发需求，采用∅139.7mm套管射孔完井，按照标准尺寸逐层确定各开次钻头和套管尺寸，并参考固井设计标准浅部气层井各层次套管水泥浆上返至地面。以1D井为例，井身结构设计见表1，一开钻进至170.5m中完，套管下入至170.0m；二开钻进至1078.0m完钻，套管下入至1076.0m。

2.2 轨迹控制技术

表1 1D井身结构数据表

根据区块作业经验，定向井轨迹按照“直—增—稳”的三段制进行设计，造斜点选择在纸坊组上部相对稳定的地层，1D井最大造斜率按照4°/30m进行设计，最大井斜角65°。定向井施工过程中坚持“边钻进、边测量、边计算、边预测”的原则，严格控制井眼轨迹，利用MWD随钻测量数据，及时修正井眼轨迹，为中靶留有一定的空间。为减少造斜井段钻具刚性，钻具组合设计时尽量减少钻铤数量，使用螺旋钻铤和加重钻杆作为防卡钻具组合并提供钻压。

针对地层上部以砂泥岩混合夹层为主，造斜率低特点，使用1.25°高造斜率马达，并使用改进型适用于软泥岩地层的长保径5刀翼19mm齿PDC钻头，兼顾了造斜率和机械钻速两方面的考虑。19mm系列专利切削齿，可以提高钻遇硬夹层的能力，且高度抛光的切削齿减少岩屑与切削齿的粘附力，明显改善岩屑的运移状况，提高钻速和钻进效率。与刀翼布局相结合，采用五喷嘴设计，喷嘴直径9mm，见图2。喷嘴均布置在刀翼与刀翼之间，三个喷嘴在外侧，射流方向与轴向形成45°夹角，这样做的目的是为了充分清洗和冷却钻头周围的岩屑，能够充分发挥外齿的保径和井眼合理扩大效果；另外两个喷嘴在钻头底部，射流方向为轴向；对井底岩屑进行破坏、清洗和冷却钻头。这样的非等称射流方向布局更利于进行定向钻进[10]。

图2 二开长保径PDC钻头

在实际钻进过程中，为保证后期大井斜井段稳斜效果，采用∅213mm欠尺寸扶正器。实钻二开钻具组合为：∅215.9mm PDC+172mmPDM+F/V+213mmSTB+定向接头+165.1mmNMDC+165.1mmDC×7根+127mmHWDP×7根+127mmDP。

2.3 井眼清洁技术

大斜度定向井钻井过程中，由于岩屑自身重力发生的沉降现象，使得井筒低边非常容易形成岩屑床。而实际钻遇的地层砂泥岩互层为主，钻屑的水化分散性强，固相控制压力大，进一步增加了井眼清洁的难度。因此，在具体施工过程中，为及时清除钻井岩屑，降低钻井液中有害固相，需要从岩屑携带和钻井液固相控制两方面着手。

为提高岩屑携带能力，环空返速须达到0.8m/s以上，二开井段保持25～30L/s钻进排量，保持钻井液低粘高切的流变性，使钻井液具有足够的结构力，增强岩屑悬浮能力，降低岩屑沉降速度。钻井过程中适时短起下作业，修整井壁的同时破坏刚形成的岩屑床，并根据实钻情况扫稠塞携砂。

针对浅层大斜度定向井的特点，采用“固控机械—化学絮凝—置换稀释”相结合方法，综合控制钻井液中有害固相，保持井眼清洁。

2.4 防气窜固井技术

为提高浅部气层井段固井质量，固井施工过程中采取如下技术措施：

（1）针对浅部气层发育储层固井气窜风险，二开固井采用一次性全返工艺，水泥浆采用快凝防气窜水泥浆体系，采取两凝稠化，通过调整各段水泥浆的双凝界面，来实现“压稳防漏”。领浆采用锁水防气窜水泥浆体系，控制稠化时间，在尾浆失重情况下提高压稳系数；尾浆采用锁水防气窜弹塑性短候凝水泥浆体系，提高尾浆段水泥环的抗韧性，实现即时稠化，稠化时间在90min以内。加入晶格膨胀剂，降低凝固期间失重造成的气窜风险，加入纤维封堵地层的微小孔隙，降低固井期间地层漏失风险。

（2）为确保固井候凝期间井口安全，提高封固质量，二开固井选用TWF140型号套管封隔器，放置在表层套管与技术套管重叠段，封隔器上下各安放一个刚性扶正器，提高封隔器居中度。水泥浆顶替到位后缓慢憋压，坐封封隔器，阻断气体上窜通道，保证表层套管与技术套管环空封固效果[11]。

（3）完钻后通井保证井眼通畅、规则。起钻前，利用稠塞清洁井眼，通过稠塞反推确定合理的井眼附加量。处理好钻井液，降粘降切，降低钻井液摩阻，通井过程中监控钻井液性能变化，判断是否存在气侵情况，并取得气体上窜速度。套管到位后固井前大排量循环2周，充分携带沉砂，在保证井下安全前提下尽量降粘降切，并保证井内气全量小于3%。

（4）合理设置扶正器，保证套管良好的居中度，降低套管与井壁的接触面。设计每3根套管安放1只扶正器，上层套管距离套管鞋内约10m位置及距离地面约10m位置各加放一只刚性扶正器。1D井全井共下入弹性双弓扶正器18只，刚性扶正器3只。

（5）控制下套管速度，每根套管下放速度控制在1m/s。

（6）合理设计隔离液和水泥浆浆柱，控制循环和固井排量，采用塞流顶替模式减小漏失风险。隔离液与钻井液有良好的相容性，密度高于钻井液密度的0.24g/cm3，长度保证紊流接触时间7～10min。

3 现场应用效果

1D井作为该井台第一口完钻的浅部气层大斜度定向井，设计完钻井深1078m，最大造斜率4°/30m，最大井斜角65°。钻井过程中通过对钻具组合优化、钻井液性能优化、固井工艺优化等针对性措施，二开井段一只钻头、一套钻具组合、一趟钻完成钻进作业，实际完钻井深1080m，二开平均机械钻速13.4m/h，比前期同井段钻速提高近20%。该井钻至210m即有气测显示，最上部气层仅为310m。根据测斜结果，该井最大井斜角66°，中靶靶心距7.1m，达到了井身质量控制要求，见图3。根据固井质量检测结果，二开水泥返深地面，固井质量优质，为后续的完井作业提供了良好的井筒条件。

图3 实钻轨迹与设计轨迹图

4 结束语

临兴区块浅部气层井区大斜度定向井钻井存在地质层系多、岩性复杂、井壁稳定性差、井眼轨迹控制困难、井控风险高、固井质量难以保证等作业风险。钻井施工前必须对整个施工过程进行针对性设计，通过轨迹优化、钻具优选、实时跟踪调整实现对井眼轨迹的精确控制；通过水泥浆体系优选以及管外封隔器的使用，保证固井质量与施工安全。本文通过对浅部气层大斜度定向井设计与现场施工，形成了适合于浅部气层大斜度定向井配套钻井技术，对后续开发井的实施具有指导作用，对同类气层的开发具有借鉴意义。