江苏油田花页3HF井高效开发技术集成*

2022-12-30谢鑫窦正道付成林王媛媛杨小敏

石油石化节能 2022年12期

谢鑫窦正道付成林王媛媛杨小敏

（中石化江苏油田分公司石油工程技术研究院）

江苏油田经过多年开发，常规油气资源开发越来越难，资源接替已成为首要问题。2021年在首口页岩油重点探井花页1HF井施工投产后，取得很好的经济效益。2022年油田在花庄区块开展页岩油示范区的建设，部署花页3HF井，在总结花页1HF井施工经验的基础上，优化井身结构，推广优快钻井技术、长水平段固井技术，研发75∶25油基钻井液体系等，保障该井顺利实施。形成了页岩油高效钻井集成技术，对示范区的建设具有重要意义。

1 存在问题

1）井壁稳定性差，钻井施工风险高。苏北盆地阜宁组“七尖峰”、“四尖峰”地层破碎，裂缝发育，极易垮塌。邻井岩心和岩屑的矿物组分分析可知，阜二段黏土矿物约25.5%，脆性型矿物在76.8%左右，岩心水化作用明显，自然存放24 h后，岩心即散成小破碎。

2）施工周期长，页岩周期性垮塌风险高。在已钻钻井中，盐城1侧井钻井工艺不配套，增加钻井周期20余天，导致页岩周期性垮塌。花页1井因取芯周期过长（32 d），导致井眼垮塌掉块。机械钻速在5 m/h左右，钻井周期在40 d左右，增加那读组垮塌风险。

3）轨迹调整频繁，页岩垮塌风险高。为满足寻找地质和工程“甜点”的需要，轨迹调整困难，导致页岩地层更易垮塌。其中盐城1侧井由于水平段轨迹多次调整，引起钻具托压严重、摩阻增大等因素，造成钻具疲劳损坏而断裂，在长时间处理复杂时，井眼严重垮塌。

2 高效开发集成技术

针对江苏油田页岩油钻井目前存在问题，采用井身结构优化技术，高效钻头+LWD地质导向钻井技术+高压喷射、井眼轨迹设计和控制技术、75∶25油基钻井液体系及长水平段固井技术等系列技术，形成了页岩油高效钻井的优化集成技术。

2.1 井身结构优化技术

页岩油已钻井花页1HF井的钻井结构为：一开406 mm钻头钻至400 m左右，下入339.7 mm套管；二开311.1 mm钻头在导眼井中钻至3 120 m，采用裸眼侧钻的方式，钻至3 780 m左右，下入244.5 mm套管；三开215.9 mm钻头，下入139.7 mm套管。虽然采用技术套管封住了“七尖封”和“四尖峰”易垮塌地层，但是311.1 mm井眼需大井眼定向，钻速慢，实钻中平均钻速仅2.03 m/h[1-3]。

花页3HF井采用导眼井+侧钻水平井的施工方式。在前期钻井施工经验的基础上，技术套管下至直井段，减少大井眼井段，减少套管使用和泥浆材料的消耗。导眼井：一开采用406 mm钻头钻至400 m左右，下入339.7 mm套管；二开采用311.1 mm钻头钻至3 550 m左右，下244.5 mm套管；三开采用215.9 mm钻头钻至4 025 m，裸眼完井。侧钻水平井：采用215.9 mm钻头在井深3 450 m处开窗侧钻，钻至井深5 890 m完井，下入139.7 mm套管。采用在技术套管内下斜向器的侧钻方式，相比打水泥塞后侧钻，承压能力强，可提高套管开窗成功率。同时采用油基钻井液，避免不稳定地层的垮塌。花页1HF井身结构见图1，花页3HF井身结构见图2。

图1 花页1HF井身结构Fig.1 Huaye 1HF well structure

图2 花页3HF井身结构Fig.2 Huaye 3HF well structure

2.2 244.5 mm大套管开窗技术

施工前对导眼井开展井筒试压，试压参数为：压力10 MPa，稳压10 min，压降不超过0.5 MPa。采用刮管器钻具组合，在井深3 450 m的开窗点附近，多次重复刮管，大排量循环井筒干净。采用陀螺仪确定斜向器方位，座封后，采用铣锥加钻柱铣的组合钻具，实现一体化的开窗和修窗，节约施工时间，仅0.3 d即实现成功开窗。开窗后采用1.5°大弯度螺杆，提高造斜率，保障井眼快速偏离老井，防止钻头在环空水泥环穿行。开窗钻具组合见表1，开窗参数见表2。

表1 开窗钻具组合Tab.1 Combination of window drilling tools

表2 开窗参数Tab.2 Window parameter

2.3 优化高效钻头+LWD地质导向+高压喷射钻井技术

在定向段使用215.9 mm的混合钻头KMD1652ADGR，配合高效螺杆，采用127 mm和139.7mm的组合钻杆，降低泵压。钻井参数：排量为35 L/s，钻压为120 kN，泵压为22 MPa，平均机械钻速达3.22 m/h，比花页1HF井大井眼定向段钻速提高57.8%。在水平段钻进中，使用FL1653JH尖峰PDC钻头，配合高效螺杆，采用127 mm和139.7 mm的组合钻杆，排量为32 L/s，钻压为100 kN，泵压为24 MPa，平均机械钻速达8.65 m/h，比花页1HF井水平段平均钻速5.45 m，提高77.1%，单只钻头最大进尺达1 550 m。其中在5 512～5 890 m平均钻速达到11.46 m/h。花页3HF井侧钻采用3个钻头钻完进尺2 440 m，相比花页1HF井使用钻头4个钻完井进尺2 005 m，减少钻头使用25%。钻头使用情况见表3。

表3 花页1HF井三开、3HF井侧钻PDC钻头使用情况Tab.3 Use of PDC bits for triple-opening and lateral drilling of Huaye 1HF well and 3HF well

2.4 井眼轨迹设计和控制技术

采用“直-增-稳-增-稳”的五段制剖面，第一段设计12°/100 m～15°/100 m低造斜率，增加轨迹调整余量，降低因实钻中地质复杂，导致靶点垂深突然调整，而带来的井眼轨迹调整难度。第二段设计18°/100 m～20°/100 m高造斜率，满足在实钻靶点调整后，快速增斜的中靶需要。设计采用1.5°大弯度高效螺杆，配合使用有电阻率+GR短节的LWD地质导向钻具组合，增加水平段轨迹调整的能力，保证储层钻遇率[4-5]。

2.5 油基钻井液技术

为解决苏北盆地页岩微裂缝发育、井壁失稳突出、页岩油气储层深、地层存在异常高压等问题，满足现场水平井施工要求，通过室内研究，最终形成一套高密度75∶25油基钻井液体系[6-7]。配方：白油+2.5%主乳化剂+1%辅乳化剂+0.8%润湿剂+1.5%有机土+3%CaO+1.5%封堵剂+1.5%降滤失剂+CaCl2盐水（CaCl2质量分数为30%）+重晶石（加重至1.5 g/cm3）。添加剂：微纳米封堵剂、QS等。

从高温高压滤失以及PPT滤失结果来看，该油基钻井液体系的滤失量仅为水基泥浆的50%，切力仅为水基泥浆的70%，封堵性能极强，且性能稳定，对井壁稳定以及储层有很好保护效果。沙盘试验曲线见图3，高温高压滤失试验见图4。沉降稳定性试验见图5可知，在120℃下分别静置24 h至96 h后，其静态沉降因子均小于0.6，说明该体系在120℃下具有良好的沉降稳定性体系。抗水侵试验见图6可知，随着含水率的增加，破乳电压下降，当含水率在9%以内时，其破乳电压在600 V，故其抗水侵能力最大为8%～9%。

图3 沙盘试验曲线Fig.3 Sandtable test chart

图4 高温高压滤失试验Fig.4 High temperature and high pressure filtration test

图5 120℃沉降稳定性试验Fig.5 120℃sedimentation stability test

图6 抗水侵试验Fig.6 Water invasion resistance test

在花页3HF井应用后，高温高压滤失量在小于3 mL，三开裸眼浸泡达35 d，井眼状态稳定，在钻进、起下钻、下套管作业中均正常。在性能调整中，加入适量微纳米处理剂，对页岩井壁稳定起着至关重要的作用；通过胶液和油水比控制，可解决体系高密度带来的沉降以及页岩水平段携岩问题；通过对乳化剂以及GaO加量控制，体系乳化稳定和高温稳定性良好；保持体系中高浓度CaCl2盐水，更有利用井壁稳定。油基钻井液实测性能见表4。

表4 油基钻井液实测性能Tab.4 Measured performance of oil-based drilling fluid

2.6 长水平段固井技术

花页3HF井需多级大型高压压裂，易使水泥石完整性遭到破坏，导致环空密封失效，对水泥环物理性能要求较高。页岩油水平井施工，固井工艺流程复杂，注入水泥浆量和替浆量均较大，施工压力高，对施工配合、施工质量和施工安全的要求高。设计采用双凝双密度水泥浆柱结构，领浆采用高强度中空玻璃微珠低密度弹韧性防气窜水泥浆体系，密度1.50 g/cm3；尾浆采用弹韧性防气窜水泥浆体系，密度1.90 g/cm3，确保压稳油气层，防窜防漏。针对油基冲洗效率低的问题，采用“洗油冲洗液+加重洗油隔离液（密度1.43 g/cm3）”的前置液体系，保证井眼清洗效果和润湿反转，以增强油基钻井液顶替效率以及水泥石与一、二界面的胶结强度，同时兼具压稳油气层功能[8-10]。冲洗液配方为15%～20%的洗油冲洗液+8%～10%的悬浮剂+加重隔离液，水泥浆配方见表5。