胜北区块致密气藏小井眼水平井优快钻井技术攻关

陈 芳 杨玉娟 颜涛涛 赵前进 王小飞 席俊卿

1.中国石油吐哈油田公司工程技术研究院 2.中国石油测井公司吐哈分公司

0 引言

“十三五”以来，吐哈油田勘探开发全面进入非常规时代，勘探开发不断向深层、超深层和复杂类型油气藏转移。胜北构造带致密气藏是近两年吐哈油田重点建产领域之一，前期评价井均获得了较高的日产气量和工业油流。胜北构造带的主要目的层中侏罗统七克台、三间房组气藏储量丰度低，埋深较深（4 200～4 600 m），地质条件复杂，存在异常高压现象，钻井中“阻、卡、塌、漏”等复杂事故频发。为了保证钻井安全且满足压裂施工需求，水平井钻井采用三开大井眼井身结构，但钻井周期长、成本高，复杂事故频发，无法满足经济有效动用要求，制约了致密气藏的快速建产及规模开发。为此，在总结分析胜北构造带工程难点的基础上，笔者通过在井身结构设计、井眼轨迹优化与控制、复合盐弱凝胶钻井液技术和分段钻井提速技术等方面开展小井眼水平井优快钻井技术攻关，并在胜北1101H水平井开展先导试验，初步形成了一套适合胜北构造致密气藏地质特性的小井眼高效水平井钻井技术[1-5]。

1 钻井工程难点

胜北构造带位于吐哈盆地台北凹陷胜北洼陷腹地，自下而上发育中侏罗统七克台组、三间房组，上侏罗统喀拉扎组、齐古组，下白垩统吐谷鲁群，下始近系鄯善群、新近系葡萄沟组、桃树园组，钻探目的层位七克台或三间房组。该区块进行水平井钻井时存在3大工程技术难点[6-8]。

1.1 造斜+水平段机速慢，钻井周期长

胜北构造带致密气藏埋藏深，下部地层灰色细砂岩岩性致密，压实作用强，石英成分含量高，地层可钻性级值介于6.8～7.2，同时受二开大井眼工具面不易控制，托压严重等影响，造斜及水平段平均机械钻速仅1.68 m/h，平均趟钻进尺仅60 m，频繁起下钻严重影响钻井周期。

1.2 井壁稳定性差，井下复杂情况频发

胜北构造带桃树园组（埋深1 150～1 560 m）膏质泥岩、盐膏岩发育，压实程度低，易水化分散膨胀，引起缩径卡钻。齐古组至七克台组硬脆性泥岩发育，蒙脱石、伊/蒙混层含量高，易发生脆性片状剥落，形成糖葫芦井眼，导致钻具通过性差，起下钻遇阻划眼频繁，统计3口完钻邻井，三开钻遇七克台组中上部后共发生阻卡13次，井漏3次。

1.3 水平段轨迹复杂，摩阻扭矩大

七克台组储层砂泥岩互层发育，水平段油层薄，定向找层及频繁探边造成轨迹起伏较多，钻进摩阻扭矩大；三间房储层造斜规律变化大，钻具结构调整频繁，起下钻次数多，水平段复合钻井比例仅60%左右。胜北503H井钻进水平段累计更换钻具组合5次，下达地质指令调整轨迹17次，完井作业使用牙轮钻头通井3趟。

2 优快钻井技术

2.1 井身结构设计

胜北构造带上部地层为正常压力，白垩系至喀拉扎组为压力过渡带，齐古组之后异常高压明显，压力系数介于1.3～1.4 g/cm3。齐古组至七克台组暗色硬脆性泥岩发育，地层坍塌压力达到1.45 g/cm3。前期完钻3口评价井均采用三开大井眼（3个开次井眼直径分别为444.5 mm、311.0 mm、216.0 mm，以下简称大三开）井身结构，钻井周期长，复杂事故频发，经济效益差。

在分析地层压力剖面、事故复杂情况等因素的基础上，将三开大井眼结构（表1）优化为三开小井眼结构（表2）。考虑七克台组至目的层三间房组垂深距离较短，原大三开结构由于二开Ø311 mm钻头造斜率低、工具面摆位困难等原因，技套仅能下至七克台组上部，无法完全封固易垮塌地层，采用优化的小井眼三开井身结构后，技术套管顺利下至七克台组底部，完全封固了复杂地层，有效降低了三开钻井液密度，实现储层专打。同时各级井眼缩小一级尺寸，有利于提高机械钻速，节省套管、钻井液及固井等费用[9-12]。

表1 原大三开井身结构展示表

表2 胜北1101H井身结构展示表

2.2 井眼轨迹优化与控制

为落实三间房油气藏储量规模，以“斜导眼造斜段最大限度与水平井设计线重合，减少回填段长”为思路，优选“直—增—微增（探油顶）—增—稳”五段制剖面。水平井侧钻点位于斜导眼造斜末端，主造斜段造斜率小于等于6 /30 m，降低摩阻扭矩及施工风险，增斜至85 后，以低造斜率微增探油顶，确定入层后，增斜至预定井斜，满足了复合钻进找储层需求[13-15]。

2.2.1 斜井段轨迹控制

针对大尺寸井眼定向效率低、长裸眼段高密度条件下钻具易黏附井壁、摩阻扭矩大等问题，通过优化钻具结构（表3）、缩短动力钻具下稳定器与钻头之间的距离、选用三瓣式偏心直棱稳定器（图1）来实现强力增斜，同时配套水力振荡器，通过产生轴向振动减少钻具与井壁间摩擦力，改善对定向工具面的控制、提高造斜控制效率。

表3 造斜段钻具组合参数优化前后对比表

图1 三瓣式偏心直棱稳定器结构示意图

2.2.2 水平段轨迹控制

水平段钻进由使用常规螺杆钻具优化为采用旋转导向工具PD Archer +IMPulse（MWD），在高温高压井况下，全程复合钻进实现小狗腿度调整轨迹，提高轨迹平滑度及入靶精度，降低水平段下套管阻卡风险，水平段机械钻速由区块平均1.61 m/h提至2.00 m/h以上。同时水平段建立地质导向模型，应用LWD进行储层跟踪，提高油层钻遇率至90%以上。

2.3 复合盐弱凝胶钻井液

胜北构造带齐古组（J3q）、七克台组（J2q）分布大段棕红色泥岩、棕褐色泥岩，以蒙脱石、伊蒙混层为主的黏土含量较高，要求钻井液有较好的抑制性，同时为保障水平段井眼净化，钻井液还应具有较强的携砂能力。

根据活度平衡理论，复合盐钻井液能够降低钻井液的水活度，以化学渗透压减少自由水向地层扩散，防止地层水化，有利于泥岩井壁稳定。在15%～20%NaCl + 5%～7% KCl为比例的复合盐基浆基础上优化钻井液性能，维持K+含量在20 000 mg/L以上，控制Cl-含量在140 000 mg/L以上。用齐古组岩屑做滚动回收实验，滚动回收率达到90%以上，钻井液抑制性能较强。

新型弱凝胶提切剂BC-VIS是针对吐哈油田地层特点研制出的新型弱凝胶处理剂，具有凝胶和提切剂的特点，成胶时间短，具有良好的抗盐（20%复合盐水）和抗温能力（120℃），0.3 r/min条件下黏度在90 000 mPa s以上，完全满足水平井以及深井井眼净化要求。

以复合盐基浆为基础，配合新型弱凝胶提切剂，研发并形成了1套强抑制复合盐弱凝胶钻井液体系。钻井液性能维护方面，钻进过程中正常补充含盐量，同时深井段使用2%～3%超钙、3%～5%乳化沥青（天然沥青等）、2%～3%纳米级封堵材料对泥岩的纳米、纳米—微米、微米级的孔喉、微裂缝进行封堵，提升封堵效果，进一步提高井壁稳定性[16-18]。

2.4 分段钻井提速

根据地层、岩性特点及可钻性值大小，研发配套自主知识产权的高性能PDC钻头、优选长寿命螺杆，配套相应尺寸井壁修复器、水力振荡器及双向通井工具，形成适应胜北区块的小井眼水平井分段钻井提速技术。

1）一开时，第四系、第三系局部膏质泥岩、盐膏岩发育，易水化分散膨胀，黏附钻头，造成钻头泥包。优选ZJS9531大流道、5刀翼19 mm切削齿PDC钻头，配合Ø244.5 mm（1.25 ）大扭矩高转速螺杆，扩大井眼，防止泥岩缩径，阻卡钻具，从而实现表层一趟钻。

2）二开时，直井段在白垩系至侏罗系上部的含砂砾岩，砾石粒径一般为10～50 mm，最大为65～85 mm，含砾地层平均厚度在250～300 m，对钻头冲击性强，普通PDC钻头磨损严重，优选SD9531TH强攻击性（图2），宽排屑槽5刀翼、19 mm复合片PDC钻头，优化配置具有井壁修复功能的新型稳定器，形成 0-1-2”特殊三稳定器钻具组合，实现全压复合钻井条件下（强稳）防斜的功效，全压复合钻进比例大于等于95%，钻压40～120 kN范围可调，二开直井段钻井周期较前期平均缩短6.1 d。

图2 双向通井工具示意图

3）在白垩系齐古组、七克台组的不整合胶结且裂缝发育的硬脆性地层进行二开造斜时，容易发生地层坍塌剥落，遇阻、卡钻风险较大。通过优选SD6651TH强攻击、强稳定6刀翼16 mm复合片PDC钻头，配套高造斜率螺杆及II型中压低频水力振荡器，提高增斜钻进效率，降低摩阻扭矩，同时强化复合盐弱凝胶钻井液综合性能，控制盐的浓度，抑制防塌，采用固液复配润滑，摩阻同比降低。

4）在三间房组进行三开水平段钻进时，优选Ø165 mm SD3655TH强攻击、高抗研磨6刀翼13 mm复合片PDC钻头，配套 0-1”双扶高效稳斜钻具组合实现水平段强稳斜钻进，同时应用斯伦贝谢抗高温高压地质导向系统，提高仪器稳定性，减少仪器故障。

5）完井应用“双向通井工具（图2）+随钻井壁修复器+钻头伴侣”钻具组合，实现1趟通井，保障井筒安全和下套管一次性到底，与常规通井钻具相比，通井时间由平均21.4 d缩短至目前的4.75 d。

3 实施效果

先导试验井胜北1101H井完钻井深5 690 m，钻井周期146 d，水平段长1 180 m，平均机械钻速4.39 m/h，油层钻遇率100%，全井无复杂情况发生。与邻井相比，水平段长增加575 m，机械钻速提高35.49%，钻井周期缩短24.08%，刷新了吐哈油田小井眼水平井垂深和水平段长纪录。

通过井身结构优化，单井节约套管105.94 t，节约水泥200 t，累计节约钻井成本80.4万元，实现了降本增效。

抗高温复合弱凝胶钻井液（表4）的成功应用，使三开小井眼钻井液密度由1.53 g/cm3降至1.35 g/cm3，高温（140℃）高压滤失量低至8 mL，井径扩大率比邻井降低40%，泥饼黏滞系数介于0.034 9～0.042 7，确保水平段顺利延伸。

表4 胜北1101H井钻井液性能参数一览表

4 结论与建议

1）井身结构“瘦身”为小三开，技套下至三间房组储层上部砂层，完全封固上部易坍塌泥岩，实现三开储层专打，但二开造斜段钻进时风险较高，在加强安全钻井配套措施的基础上，小三开更具经济性及合理性。

2）复合盐弱凝胶钻井液体系具有较强的抑制、封堵防塌剂润滑携带性能，能够有效抑制齐古组、七克台组大段暗色泥岩坍塌，确保了二开长裸眼造斜段安全作业及水平段有效延伸。

3）针对各个地层岩性特征优选的高效PDC钻头对复杂地层具有良好的适应性，基于高效钻头、提速工具、安全钻井配套工具及高性能钻井液等形成的分段钻井提速技术能有效提高机械钻速，确保油层钻遇率，降低钻井成本。

4）针对胜北构造带前期水平井钻井二开造斜段定向效率低、定向速度不佳的问题，建议继续加强个性化高造斜PDC钻头研发与试验，试验顶驱扭摆系统，优化钻具结构，提前下入抗高温、高压随钻测量仪器，持续优化钻井液抑制润滑性能，减少托压。