长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术

2021-11-12王忠良文晓峰陈邵维

石油钻探技术 2021年5期

王忠良，周扬，文晓峰，龙斌，丁凡，陈邵维

（中国石油集团测井有限公司长庆分公司，陕西西安710200）

近年来，随着长庆油田勘探开发的持续发展，在鄂尔多斯盆地部署开发的水平井越来越多，水平段越来越长。超长水平段水平井同城设计采用三开小井眼井身结构，水平段采用φ152.4 mm小井眼钻井施工方案。小井眼超长水平段水平井钻井过程中存在摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼轨迹控制难度大、小钻具磨损严重和钻遇率低等问题，制约了长庆油田超长水平段水平井的规模化高效开发。

随着井眼轨道优化、钻机和钻井液性能的提升，小井眼水平井的水平段长度逐渐增大，施工周期逐渐缩短，但受随钻工具选型差异性大、技术方案与措施不统一的制约，水平段施工长度受限、储层钻遇率较低，且钻井提速不明显。为此，笔者在前人研究的基础上，借鉴国内油气田水平井“工厂化”开发的经验[1-5]，通过应用旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术、优化钻头选型和应用纳米成膜封堵水基钻井液技术，形成了长庆油田小井眼超长水平井钻井技术，并在9口井进行了应用，机械钻速明显提高，储层钻遇率大幅提升，水平段长度进一步增大。

1 小井眼超长水平段钻井技术难点

鄂尔多斯盆地水平井自上而下钻遇地层包括新生界第四系，白垩系环河组、华池组和洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组和富县组，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。小井眼超长水平井目的层一般为盒8段，岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩，石英砂岩硬度相对较强，孔隙度和渗透率较低。在该储层进行小井眼超长水平段施工时，存在以下技术难点：

1）井眼轨迹控制难度大，工程风险高。在超长水平井中后段施工中，使用常规的单弯螺杆钻具会形成严重托压，滑动钻进困难，不能精准控制井眼轨迹[6]，且摩阻、扭矩大，钻具下放摩阻可达400～450 kN，扭矩达22～25 kN·m，极易出现钻具伤扣。水平段后期泵压升高，可达30～35 MPa，钻井液管汇和钻具有刺漏风险。

2）储层钻遇率低。超长水平段水平井钻井施工时，由于井眼轨迹控制难度大，且常规的随钻仪器很难准确判断井眼轨迹与地层的钻遇情况，导致钻遇率低。因此，利用随钻仪器及时监测地层变化，使钻头最大程度地在储层中的最佳位置钻进，提高储层钻遇率，对油气藏开发具有重要作用。

3）小井眼水平井施工困难。井径小，钻具柔性大，加钻压后使得钻具发生屈曲变形大，传压困难，控制井眼轨迹相对较难。钻具强度低，易扭断或折断钻具。小井眼环空允许排量低，钻井液返速低，影响岩屑的悬浮和携带，容易形成岩屑床[7]。小井眼钻井对钻井液的性能要求较高[8]。

4）井眼失稳及井漏问题频发。随着水平段增长，钻遇泥岩的长度也随之增大，且水平井施工周期长，裸眼段受钻井液浸泡时间较长，泥岩强度降低，极易吸水分散，吸水后泥岩层间产生较大的膨胀压力，井壁上出现剥落现象，井眼失稳风险极大。虽然通过提高钻井液的密度可以达到稳定井壁的目的，但钻井液密度过高容易造成砂岩裸眼段或油气藏裂缝发育地层发生井漏，也会导致滤液在压差的作用下加速向地层渗入，从而导致井壁吸水膨胀后垮塌。因此，超长水平井的施工难点是维持井眼稳定和预防井漏。

2 钻井关键技术研究

2.1 旋转导向智能井眼轨迹控制技术

小井眼超长水平段中后期摩阻、扭矩大[9]，使用常规的单弯螺杆定向技术时存在摆放工具面不到位、滑动困难等问题，不能精准控制井眼轨迹，是超长水平段施工的主要难题[10]。

为了解决在小井眼超长水平段不能精准控制井眼轨迹的问题，研究采用旋转导向智能井眼轨迹控制技术。该技术应用推靠式原理的AutoTrak GT4-G旋转导向系统[11-12]。该系统主要由AutoTrak导向装置、X-Treme模块马达、OnTrak测量及主控短节、BCPM发电机及脉冲器短节和LithoTrak中子孔隙度/密度随钻测井短节等部分组成（见图1）。

图1 旋转导向系统结构示意Fig.1 Mechanism of the rotary steering system

钻头前面的旋转导向头上有3个互成120°的推靠板，在整个钻具高速旋转过程中保持相对静止，地面下发的指令准确传达给井下工具，通过智能液压系统对3个推靠板产生的合力精准控制井眼轨迹，全程复合钻进，井眼轨迹平滑，能够减小钻具的摩阻和扭矩，降低施工风险，最大程度地延长水平段长度。

2.2 近钻头方位伽马成像技术

超长水平井钻井时，首先要考虑的问题是如何提高储层钻遇率，并保证最大程度地延伸水平段长度。AUTOTRAK GT4-G旋转导向系统的近钻头方位伽马成像技术先进，使用双伽马探测器结合磁力计系统，实现井筒不同方位自然伽马数据测量，并采用旋转扫描式8扇区360°成像，成像图的中部对应仪器底部，两侧对应仪器顶部，高伽马显示为深色，低伽马显示为亮色。当仪器相对向下钻遇泥岩时，成像图的中部颜色先开始变深，随着仪器上部也进入泥岩段，图像两侧的颜色也随之变深；仪器相对向上钻遇泥岩层时的图像与之相反，在成像图中响应出经典的“哭脸”或“笑脸”形状（见图2）。

图2 近钻头方位伽马成像示意Fig.2 Near-bit azimuthal gamma imaging

方位伽马测量点距离钻头仅2.00 m，能够及时判断钻头与储层边界的位置关系，及时调整井眼轨迹，减少无效进尺，有效应对地层的不确定性，实钻轨迹进层和出层时有明显的相应特征，在地质导向方面起到了重要作用[13]。

2.3 工程参数监测技术

2.3.1 钻具刺漏预警

小井眼超长水平段水平井施工时，由于钻具直径小、水平段长、泵压高，存在钻具刺漏的风险。实时监测泵压曲线变化是防止因钻具刺漏发生钻具落井事故的有效手段之一。目前，水平井钻井过程中使用钢级较高的S135钻杆，通过旋转导向系统泵压曲线可明显观察到泵压持续下降，首先排除地面管汇无刺漏，然后起钻检查钻具，发现钻具刺漏，更换并剔除。

2.3.2 井漏识别

井漏是由于钻井液液柱压力大于地层压力产生正压差、导致钻井液直接进入地层中孔隙、裂缝或溶洞等的一种井下复杂情况，是超长水平段水平井钻井过程中必须要解决的一个难题。当发生井漏时，钻井液液柱高度、泵压均会有变化，会导致环空压力发生明显的变化，进而导致当量循环密度迅速降低。井漏处会伴生大井眼，同时会导致电磁波电阻率设备探测范围内钻井液增多，电阻率值较正常井段低。因此，通过旋转导向系统实时监测当量循环密度并结合电磁波电阻率的变化，可以实现井漏预警。

2.4 钻井配套技术

2.4.1 钻头优选

解决水平段后期机械钻速慢是高效实现超长水平段水平井施工的关键之一[14]，因此选用什么类型的钻头进行超长水平段施工尤为重要。

目前，水平井钻井施工时普遍使用PDC钻头，PDC钻头的刀翼数量、切削齿形状等因素影响着钻头的机械钻速[15]。应用旋转导向技术可以实现全程复合钻进，不需要考虑滑动钻进时工具面是否稳定，因此选用刀翼数量较少、攻击性较强的五刀翼PDC钻头，更有利于提高机械钻速。

采用楔形齿PDC钻头钻井时，楔形齿与岩石的接触面积相对更小，受力更集中，从理论上讲对坚硬岩石的破碎能力会更强，但实际施工效果却恰恰相反。分析认为，目的层为较软的石盒子组砂岩，楔形齿在较软地层上刻出的一道道凹槽并不能使岩石立即破裂，反而因接触面积小影响切削效率，而圆形齿有更大的接触面，破岩效率更高。因此，要根据地层的实际情况选取钻头类型。

2.4.2 纳米成膜封堵水基钻井液技术

长庆油田盒8段地层垂向节理及裂缝发育，岩性以砂泥岩为主，钻遇泥岩时井壁极易垮塌和发生井漏，随着水平段不断增长，钻遇泥岩段也随之增长，为了控制水平段泥岩垮塌和预防井漏，需要采用固相含量低、抑制性强、封堵性强的钻井液。针对油基钻井液成本高、回收处理环保难度大的问题，优选与油基钻井液性能接近的纳米成膜封堵水基钻井液技术[16]。通过配方优化试验，确定纳米成膜封堵钻井液的配方为：0.2%NaOH+0.2%PHPA+1.5%成膜封堵剂G314+0.3%PAC-H+0.3%PACSL+0.5%动切力提高剂G310+2.5%封堵剂G309+1.5%液体润滑剂G303+6.0%KCl+重晶石粉。

纳米成膜封堵水基钻井液的抑制性强，泥岩膨胀降低率与润滑性能突出，形成的滤饼致密坚韧，可有效封堵孔隙和微裂缝，减少孔隙压力传递，降低摩阻。

3 现场试验

2020年，长庆油田苏里格地区部署了一口设计水平段长达4400 m的超长水平井桃XX井。该井目的层为石盒子组盒8下1段，岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩。该井应用旋转导向技术，水平段钻进4000 m后仍能实现井眼轨迹的精准控制，最高纯机械钻速可达10.40 m/h，较同区块水平井提高8.9%。该井地质工程应用效果较好，顺利完成水平段4466 m（井深8008 m），储层钻遇率96.6%，较同区块水平井提高11.2百分点。

桃XX井近钻头方位伽马成像结果如图3所示。从图3可以看出，伽马值从5 105 m处开始由60 API升至190 API左右，井斜角为89°，气测值由17.5%降至1.3%，岩屑中泥质含量明显增大，伽马成像图呈现下切迹象，分析轨迹下切进入泥质夹层，迅速增斜至89.7°，井深5 133 m处的伽马值由190 API降至50 API左右，气测值在5 139 m处突升至51.4%，表明井眼轨迹上穿泥质夹层回到储层内。