史配銘， 李曉明， 倪華峰， 石崇東， 姜慶波， 程華林

（1. 中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018；2. 中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

蘇里格氣田致密氣藏屬于典型的低滲、低壓、低豐度及大面積分布的多層系致密砂巖氣藏，埋深3 000～3 500 m，用水平井開發(fā)成為提高該氣藏單井產(chǎn)量及采收率的重要手段。隨著水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)的推廣應(yīng)用，蘇里格氣田致密氣藏水平井鉆井周期縮短，提速空間變小。該氣藏水平井前期均采用三開井身結(jié)構(gòu)，二開井段技術(shù)套管能夠有效封隔漏層、泥巖易垮塌層，保證了水平段儲層專打。但是，二開鉆遇井段裸眼段長，塌、漏地層在同一裸眼段，矛盾突出，易發(fā)生井下復(fù)雜情況；三開井身結(jié)構(gòu)存在機(jī)械鉆速低、套管層次多、中完作業(yè)周期長和鉆井成本高等問題，難以滿足安全快速經(jīng)濟(jì)鉆井的要求。針對上述問題，筆者提出了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化思路，進(jìn)行了可行性分析，優(yōu)化設(shè)計(jì)了水平井小井眼二開井身結(jié)構(gòu)，同時研究了配套的關(guān)鍵鉆井技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用后效果顯著，為后續(xù)蘇里格致密氣藏水平井鉆井提供了技術(shù)支持。

1 三開井身結(jié)構(gòu)及鉆井問題

1.1 三開井身結(jié)構(gòu)

蘇里格致密氣藏水平井前期采用三開井身結(jié)構(gòu)（即“導(dǎo)管+三開”井身結(jié)構(gòu)，其典型結(jié)構(gòu)如圖1所示）：用φ426.0 mm導(dǎo)管封流沙層；一開用φ346.0 mm鉆頭鉆至安定組中部（井深約500 m），下入φ273.1 mm套管封隔第四系及安定組中上部易坍塌地層；二開用φ228.6 mm鉆頭鉆至石千峰組頂部（井深約2 700 m），更換φ215.9 mm鉆頭鉆斜井段，鉆至石盒子組入窗（井深約3 400 m），下入φ177.8 mm 套管封易漏的劉家溝組、易垮塌的石盒子組盒8段中部和石盒子組盒8段氣層；三開用φ152.4 mm鉆頭儲層專打，鉆進(jìn)石盒子組至設(shè)計(jì)井深（井深約5 400 m），下入φ114.3 mm套管封固水平段。

圖1 典型三開井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Typical three-section casing program

1.2 存在的鉆井問題

根據(jù)前期施工情況，三開井身結(jié)構(gòu)可以分隔不同壓力體系和復(fù)雜地層，實(shí)現(xiàn)目的層專層專打，能夠滿足現(xiàn)場安全鉆進(jìn)要求。但隨著鉆井技術(shù)的不斷發(fā)展，鉆井提速空間逐漸變?。辉诓粩嘧非蟮统杀鹃_發(fā)的形勢下，該井身結(jié)構(gòu)逐漸顯現(xiàn)出不足。分析認(rèn)為，蘇里格氣田致密氣藏三開井身結(jié)構(gòu)主要存在以下鉆井問題：

1）塌漏同存、上漏下塌問題突出。上部劉家溝組裂縫發(fā)育，承壓能力低，鉆井液密度大于1.26 kg/L時易發(fā)生井漏；下部石千峰組、石盒子組大段泥巖發(fā)育，水敏性強(qiáng)，井眼不穩(wěn)定，井斜角大于45°時泥巖坍塌嚴(yán)重，鉆井液密度低于1.28 kg/L時井眼易失穩(wěn)垮塌。

2）開次較多，平均中完作業(yè)周期長達(dá)10 d，占鉆井周期的25.6%。

3）套管層次多，套管用量大，全井下入套管總質(zhì)量約達(dá)322 t。

4）二開采用φ228.6和φ215.9 mm鉆頭，機(jī)械鉆速較低。二開直井段、糾偏井段采用φ228.6 mm鉆頭鉆進(jìn)約2 100 m，平均機(jī)械鉆速25.5 m/h，與使用φ215.9 mm鉆頭相比，平均機(jī)械鉆速降低28%以上，巖屑等廢棄物量增加11%以上。斜井段采用φ215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)700 m，平均機(jī)械鉆速7.26 m/h，與使用φ152.4 mm鉆頭相比，平均機(jī)械鉆速降低17.9%，巖屑等廢棄物量增加50%以上。因此，為了提高開發(fā)該氣藏的經(jīng)濟(jì)效益，有必要進(jìn)一步優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)[1-4]，降低鉆井成本。

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化思路及可行性分析

2.1 優(yōu)化思路

針對上述鉆井問題，開展了縮短中完周期、優(yōu)化封固段和井眼尺寸等方面的理論分析，并進(jìn)行了蘇里格氣田致密氣藏井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化過渡性方案現(xiàn)場試驗(yàn)。根據(jù)理論分析和現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果，提出了如下井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化思路：

1）優(yōu)化導(dǎo)管尺寸和下深，用φ273.1 mm套管代替φ426.0 mm導(dǎo)管，進(jìn)入石板層封固第四系流沙層；

2）表層套管進(jìn)入石千峰組頂部，封固易漏的劉家溝組，二開斜井段和水平段采用專層專打；

3）減少開次，由三開改為二開，以節(jié)約一個開次的中完作業(yè)時間；

4）減小φ177.8 mm套管下入長度，減少固井水泥漿用量；

5）優(yōu)化井眼尺寸，將直井段、糾偏井段φ228.6 mm井眼優(yōu)化為φ215.9 mm井眼，斜井段和水平段φ215.9 mm井眼優(yōu)化為φ152.4 mm井眼，以充分發(fā)揮小尺寸鉆頭的提速優(yōu)勢，同時減少鉆井液用量及廢棄物量。

2.2 可行性分析

井身結(jié)構(gòu)由三開改為二開，主要存在以下3個問題：1）原來的φ273.1 mm表層套管作為導(dǎo)管，下深130～150 m，能否封固流沙組；2）表層套管下入位置由安定組下移至石千峰組頂部，能否滿足井控安全要求；3）裸眼段由1 500～2 000 m增長至2 000～2 600 m，能否保證長裸眼段井眼穩(wěn)定。

分析蘇里格氣田致密氣藏地層特征及現(xiàn)有工藝技術(shù)情況，可知第四系流沙層的層厚為50～150 m不等，導(dǎo)管下深需根據(jù)現(xiàn)場實(shí)鉆地層巖性分析確定，必須鉆穿流沙層，進(jìn)入石板層；直羅組、安定組、延安組、延長組、紙坊組、和尚溝組、劉家溝組和石千峰組頂部均無淺氣層顯示，井控安全滿足要求。一開表層套管由φ273.1 mmJ55鋼級（抗內(nèi)壓強(qiáng)度21.0 MPa）優(yōu)化為φ177.8 mmN80鋼級（抗內(nèi)壓強(qiáng)度49.92 MPa），下至石千峰組頂部，封固劉家溝組，套管鞋處地層破裂壓力由15.90 MPa升至51.85 MPa，井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后最大關(guān)井壓力39.93 MPa，較優(yōu)化前提高150.6%，在相同壓力級別井口防噴器組的條件下，滿足井控安全要求。封隔易漏的劉家溝組后，二開鉆進(jìn)石千峰組、石盒子組時，提高鉆井液密度，增強(qiáng)鉆井液封堵性和抑制性，能夠保證井眼穩(wěn)定。因此，小井眼二開井身結(jié)構(gòu)滿足現(xiàn)場施工要求。

3 小井眼二開井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

3.1 封固段優(yōu)選

由鄰井地層三壓力剖面[5-6]和鉆遇地層井壁穩(wěn)定性分析結(jié)果可知：1）上部第四系流沙層為欠壓實(shí)地層，膠結(jié)強(qiáng)度低，易垮塌；2）白堊系至三疊系劉家溝組（垂深2 500 m），地層坍塌壓力梯度0.50～0.75 MPa/100m，孔隙壓力梯度0.65 MPa/100m，進(jìn)入劉家溝組后破裂壓力梯度由2.00 MPa/100m逐漸降低至1.55 MPa/100m，采用低密度聚合物鉆井液能夠滿足地層穩(wěn)定要求，具備在同一裸眼段實(shí)施的可行性；3）二疊系石千峰組（垂深2 500 m）至石盒子組（垂深3 000 m），地層坍塌壓力由0.50～0.75 MPa/100m逐步升高至0.75～1.00 MPa/100m，采用低密度聚合物鉆井液不能穩(wěn)定地層，易失穩(wěn)垮塌，同時地層破裂壓力梯度逐步升高至2.0 MPa/100m（見圖2），此井段可采用高密度強(qiáng)抑制鉆井液安全施工。

圖2 地層三壓力曲線Fig.2 Three pressure curves of formation

基于此，將必封點(diǎn)優(yōu)化為 2個[7-8]：必封點(diǎn)1位于安定組頂部30 m處，封隔第四系易垮塌流沙層及洛河組水層；必封點(diǎn)2位于石千峰組頂部斜深50 m處，封固易漏的劉家溝組，將劉家溝組與易垮塌的石千峰組、石盒子組封隔開，通過控制鉆井液性能，為石千峰組、石盒子組專層開發(fā)提供有利的井筒條件。

3.2 井眼尺寸優(yōu)化

1）提高機(jī)械鉆速。根據(jù)鉆速方程[9]，同一地層、相同鉆壓、水功率及鉆頭切削單元設(shè)計(jì)相同的情況下，鉆頭直徑與機(jī)械鉆速成反比關(guān)系。為此，需要通過縮小鉆頭尺寸（井眼尺寸）來提高機(jī)械鉆速。

2）節(jié)能。由機(jī)械比能方程可知：以相同機(jī)械鉆速鉆進(jìn)1 000 m，φ215.9和φ222.2 mm井眼破巖消耗的能量分別較φ228.6 mm井眼少5.21%、2.61%，φ152.4 mm井眼破巖消耗的能量較φ215.9 mm井眼少29.22%；以φ215.9、φ222.2和φ152.4 mm井眼機(jī)械鉆速提高20%鉆進(jìn)1 000 m計(jì)算，φ215.9和φ222.2 mm井眼破巖消耗的能量分別較φ228.6 mm井眼少20.86%、18.68%，φ152.4 mm井眼破巖消耗的能量較φ215.9 mm井眼少40.86%。不同尺寸鉆頭鉆進(jìn)1 000 m時的破巖能耗情況見表1。

表1 不同尺寸鉆頭鉆進(jìn)1 000 m時的破巖能耗Table 1 Rock breaking energy consumption for drilling 1 000 m with bits in different sizes

3）減排。鉆頭外徑（井眼直徑）縮小，鉆井液用量及巖屑量排放量將大幅降低，鉆井成本隨著降低，大規(guī)模推廣應(yīng)用后節(jié)能減排效果會更加顯著。計(jì)算比較了不同井身結(jié)構(gòu)下相同井深的水平井井筒容積及巖屑排放量，結(jié)果見表2。

從表2可以看出，采用φ215.9 mm+φ152.4 mm小井眼二開井身結(jié)構(gòu)，井筒容積、巖屑排放量分別較其他2種井身結(jié)構(gòu)降低25%～43%、3.80%～33.44%。

3.3 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)結(jié)果

導(dǎo)管段，封隔上部巖性松散、膠結(jié)程度低、易垮塌的第四系地層；一開，鉆至石千峰組50～100 m，下φ177.8 mm表層套管封固直羅組淺水層、延長組易垮塌地層及承壓能力低的劉家溝組，為二開安全鉆井提供可靠的井控條件；二開，斜井段+水平段采用φ152.4 mm鉆頭儲層專打，提高機(jī)械鉆速，鉆至設(shè)計(jì)井深完鉆，下氣套封固目的層，水泥返至表層套管內(nèi)200 m以上。以典型井靖50-21H2井為例，其設(shè)計(jì)結(jié)果見表3。

表2 不同井身結(jié)構(gòu)下的排量計(jì)算結(jié)果Table 2 Flow rates calculated with different casing programs

表3 靖50-21H2井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)結(jié)果Table 3 Casing program design for Well Jing50-21H2

4 鉆井關(guān)鍵配套技術(shù)

致密氣藏水平井采用小井眼二開井身結(jié)構(gòu)時，鉆進(jìn)時存在以下技術(shù)難點(diǎn)：1）斜井段鉆遇石千峰組、石盒子組，主要為灰色、灰白色含礫粗砂巖，不等粒砂巖與綠灰色、紫紅色泥巖不等厚互層，非均質(zhì)性強(qiáng)，可鉆性級值達(dá)到6，鉆頭易磨損、易泥包，機(jī)械鉆速低；2）在斜井段、水平段施工時，為防止石盒子組灰色泥巖垮塌，采用強(qiáng)抑制性高密度鉆井液，鉆井液密度需達(dá)到1.30～1.45 kg/L，定向鉆井托壓嚴(yán)重，滑動效率低；3）二開裸眼段長達(dá)2 200～3 000 m，摩阻扭矩大。為此，進(jìn)行了鉆井配套技術(shù)研究[10-14]，配套了鉆井提速、井眼軌跡控制、強(qiáng)抑制高效潤滑鉆井液等關(guān)鍵技術(shù)。

4.1 鉆井提速技術(shù)

1）個性化PDC 鉆頭設(shè)計(jì)。根據(jù)所鉆地層的可鉆性分級[15]，通過提高鉆頭的抗研磨性、攻擊性及導(dǎo)向鉆進(jìn)工具面穩(wěn)定性，分段優(yōu)化個性化PDC鉆頭。一開所鉆安定組至和尚溝組，可鉆性級值在3.50～4.95，可鉆性較好，劉家溝組可鉆性級值5.11，研磨性較高。為此，一開優(yōu)選進(jìn)口耐磨性高、抗沖擊能力強(qiáng)的斧形齒、奔馳齒，將傳統(tǒng)的剪切破巖方式變?yōu)椤凹羟?擠壓”復(fù)合破巖方式，提高鉆頭抗研磨性；選用φ19.0 mm主切削齒15顆，心部切削齒6顆，出刃高度8.0 m m，切削齒按照后傾角18.0°～28.0°沿冠部由內(nèi)向外布齒，增加切削齒吃入地層深度，攻擊性強(qiáng)，機(jī)械鉆速高；采用淺錐、雙圓弧冠部輪廓同軌布置的六刀翼結(jié)構(gòu)（3個長刀翼+3個短刀翼），來提高鉆頭導(dǎo)向的穩(wěn)定性。二開所鉆石千峰組、石盒子組（埋深2 800～3 500 m）泥巖、砂巖互層，均質(zhì)性差，可鉆性級值在5.3～5.6。為此，二開采用φ16.0 mm主切削齒9顆，出刃高度6.0 mm，主切削齒按照后傾角14.0°～18.0°沿冠部由內(nèi)向外分布，高配比水力優(yōu)化設(shè)計(jì)，選配3個φ10.3 mm噴嘴和2個φ9.5 mm噴嘴，鉆頭噴嘴壓降1.83 MPa，比水功率2.01 W/mm2，用鉆頭射流沖擊力提高鉆頭冷卻效果及井底清洗效果，避免出現(xiàn)重復(fù)切削現(xiàn)象。

2）采用大功率高造斜率螺桿。為滿足激進(jìn)鉆井技術(shù)要求，選用輸出功率高、扭矩大、造斜率高的1.5°單彎螺桿。該螺桿理論造斜率10.46°/30m，較1.25°螺桿高出1.80°/30m，適用于大斜度井導(dǎo)向鉆進(jìn)，有利于提高滑動效率。一開選用7LZ172×1.5°五級高轉(zhuǎn)速大功率等壁厚螺桿，該螺桿在允許的最大排量39.5 L/s下轉(zhuǎn)速為177 r/min，最大輸出扭矩14.29 kN·m，輸出功率238 kW，較五級普通螺桿高58.67%，有利于提高破巖效率；二開斜井段采用5LZ127×1.5°五級高轉(zhuǎn)速大功率普通螺桿，在允許的最大排量21.5 L/s下轉(zhuǎn)速為280 r/min，最大輸出扭矩3.31 kN·m，輸出功率87 kW，較7LZ127×1.5°普通螺桿高16%（見表4），高速低扭矩有利于防止PDC鉆頭鉆進(jìn)非均質(zhì)地層時崩齒損壞。

表4 大功率螺桿與常規(guī)螺桿的參數(shù)對比Table 4 Parameter comparison between high-power screwdrill and conventional screwdrill

3）優(yōu)化應(yīng)用水力振蕩器[16]。為提高導(dǎo)向鉆進(jìn)時的滑動效率，糾偏井段采用φ165.1 mm全液力脈沖自激水力振蕩器，斜井段和水平段采用φ127.0 mm徑向水力振蕩器，將滑動鉆進(jìn)中鉆柱與井壁間的靜摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)閯幽Σ?，降低鉆柱與井壁之間的摩擦阻力，提高滑動鉆進(jìn)鉆壓的傳遞效率。

4.2 井眼軌跡控制技術(shù)

以靶前距為依據(jù)進(jìn)行井眼軌道設(shè)計(jì)[17]，結(jié)合優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)分段控制井眼曲率，以確保井眼軌跡平滑，降低裸眼井段的摩阻。采用小井眼二開井身結(jié)構(gòu)時，用“直—增—穩(wěn)—扭方位增斜—增—穩(wěn)”六段制剖面分3段進(jìn)行井眼軌跡控制，即一開鉆“直—增—穩(wěn)”井段，二開鉆“扭方位增斜—增斜”入窗井段，入窗后鉆水平穩(wěn)斜段。

1） “直—增—穩(wěn)”井段。按照偏移距大小優(yōu)化造斜點(diǎn)井深，優(yōu)選短鉆鋌長度，控制全角變化率在（3°～4°）/30m內(nèi)，利用地層規(guī)律，結(jié)合鉆具特性，提高施工效率。鉆具組合：φ215.9 mm PDC鉆頭+7LZ172×1.5°螺桿+φ165.1 mm短鉆鋌×0～3 m+φ210.0 mm穩(wěn)定器+φ165.1 mm回壓閥+φ165.1 mm MWD+φ165.1 mm無磁鉆鋌+461×410轉(zhuǎn)換接頭+φ127.0 mm加重鉆桿×5根+φ165.1 mm水力振蕩器+φ127.0 mm普通鉆桿×30根+φ127.0 mm加重鉆桿×40根+φ127.0 mm普通鉆桿。

2）“扭方位增斜—增斜”入窗井段?？刂迫亲兓试?°/30m以內(nèi)，其中在增斜扭方位段通過控制井斜角使其處于微增斜狀態(tài)，利用鉆具組合特性，將滑動方位變化率控制在（4°～10°）/30m，井斜變化率控制在2°/30m左右，確保扭方位井段井眼平滑。斜井段的軌跡控制以優(yōu)快施工和最大程度降摩減阻為原則，合理控制全角變化率，保證實(shí)鉆造斜率不低于設(shè)計(jì)造斜率。井斜角小于45°井段，實(shí)鉆造斜率略高于設(shè)計(jì)造斜率，施工過程中多滑動；井斜角45°～60°井段，根據(jù)設(shè)計(jì)造斜率，復(fù)合+滑動微調(diào)鉆進(jìn)，提高施工效率；井斜角大于60°井段，鉆頭復(fù)合增斜率能達(dá)到（3°～4°）/30m，以復(fù)合鉆進(jìn)方式為主，微調(diào)控制，確保軌跡平滑；在入窗前50 m處，控制井斜角在83°～85°，穩(wěn)斜探氣頂，發(fā)現(xiàn)氣層后及時調(diào)整井斜入窗。鉆具組合：φ152.4 mm PDC鉆頭+7LZ127×1.5°螺桿+φ127.0 mm水力振蕩器+φ127.0 mm回壓閥+φ127.0 mm MWD+φ127.0 mm無磁鉆鋌+311×HLSP30+φ101.6 mm加重鉆桿×9根+φ101.6 mm普通鉆桿×60根+φ101.6 mm加重鉆桿×36根+φ101.6 mm普通鉆桿。

3）水平穩(wěn)斜段。鉆具組合：φ152.4 mm PDC鉆頭+7LZ127×1.25°螺桿+φ148.0 mm穩(wěn)定器+φ127.0 mm水力振蕩器+φ127.0 mm回壓閥+φ127.0 mmMWD+φ127.0 mm無磁鉆鋌+φ101.6 mm加重鉆桿×9根+φ101.6 mm普通鉆桿×200根+φ101.6 mm加重鉆桿×36根+φ101.6 mm普通鉆桿。水平段以復(fù)合鉆進(jìn)為主，出現(xiàn)復(fù)合井斜增大趨勢及時滑動調(diào)整，嚴(yán)格控制水平段全角變化率≤3°/30m，微調(diào)控制井眼軌跡，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)斜鉆進(jìn)。

4.3 強(qiáng)抑制高效潤滑鉆井液技術(shù)

針對劉家溝組、石千峰組和石盒子組塌漏同存、小井眼裸眼段長和摩阻大等技術(shù)難點(diǎn)，在采用小井眼二開井身結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，以“強(qiáng)抑制、強(qiáng)封堵、合理密度、降摩減阻”為原則，分段優(yōu)化鉆井液，形成了強(qiáng)抑制高效潤滑鉆井液體系[18]。

1）一開采用低密度KCl聚合物鉆井液，解決劉家溝組壓差性漏失。鉆井液配方為0.4%K-PAM+0.3%PAM+5.0%～8.0%KCl，密度1.01～1.03 kg/L，漏斗黏度31～32 s。在延長組中部加入0.5%～1.0%降濾失劑，將鉆井液濾失量控制在15～20 mL，確保直羅組、延安組及延長組下部泥巖段井眼穩(wěn)定。

2）二開斜井段、水平段采用強(qiáng)抑制高效潤滑鉆井液。該鉆井液由抑制劑（KCl、復(fù)合鹽CQFY-1）、封堵劑（白瀝青、超細(xì)碳酸鈣ZDS）和潤滑劑（固體聚合醇、液體潤滑劑）為主復(fù)配而成，配方為：1.0%～1.5%天然高分子降濾失劑+1.5%～2.0%白瀝青+12.0%～15.0%KCl+5.0%～8.0%CQFY-1+0.5%固體聚合醇+0.2%NaOH+0.15%黃原膠+1.0%～2.0%超細(xì)碳酸鈣+2.0%～3.0%潤滑劑+重晶石粉。鉆進(jìn)中，隨著井深、井斜增加，不斷調(diào)整鉆井液性能：二開初始階段，鉆井液性能參數(shù)調(diào)整為密度1.11～1.12 kg/L，漏斗黏度40～45 s，濾失量小于5 mL，動切力3～4 Pa，旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)φ6讀數(shù)2～3；從井斜角30°至入窗井段，逐步提高KCl加量至15%以上，增強(qiáng)鉆井液的抑制性，同時復(fù)配黃原膠，提高鉆井液攜砂性能；井斜角為45°時，將鉆井液密度調(diào)至1.28 kg/L以上，入窗時密度1.32～1.33 kg/L，漏斗黏度60～65 s，濾失量小于4 mL，預(yù)防大斜度井段泥巖垮塌；水平段鉆遇易垮塌灰黑色泥巖時，白瀝青加量提高至0.5%～1.0%，超細(xì)碳酸鈣加量提高至1.0%～2.0%，增強(qiáng)封堵性能，施工過程中兼顧巖性、伽馬值及泥巖段長，并逐步提高鉆井液密度至1.35～1.37 kg/L，實(shí)現(xiàn)物理與化學(xué)防塌相結(jié)合。

3）保證鉆井液的潤滑和降摩減阻性能。優(yōu)選固體聚合醇、液體聚合醇和石墨等潤滑劑，保證潤滑劑含量為2.0%～3.0%，摩阻系數(shù)小于0.06，同時控制二開斜井段和水平段鉆井液中的固相加量，采用KCl和CQFY-1提高鉆井液密度，復(fù)配少量重晶石，以降低體系中的固相含量；提高固控系統(tǒng)利用率，振動篩過篩率100%，高速離心機(jī)使用時間占純鉆時間90%以上，最大限度清除鉆井液中的有害固相，保障鉆井液的潤滑、防卡和降摩減阻性能。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

水平井小井眼二開井身結(jié)構(gòu)及鉆井配套技術(shù)首先在蘇里格氣田致密氣藏靖 50-21H2 井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)，試驗(yàn)成功以后，在蘇里格氣田致密氣藏進(jìn)行了推廣應(yīng)用。

5.1 現(xiàn)場試驗(yàn)情況

靖50-21H2井完鉆井深4 932 m，水平段長1 595 m，平均機(jī)械鉆速19.73 m/h，鉆井周期24.42 d。鉆井過程中未發(fā)生井下故障，提速效果良好。該井具體施工情況如下：

1）井身結(jié)構(gòu)。該井采用φ346.0 mm鉆頭鉆至井深133 m，鉆穿第四系流沙層進(jìn)入白堊系石板層，下入φ273.1 mm導(dǎo)管133 m，封固易垮塌流沙層；一開采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深2 570.00 m，鉆穿劉家溝組進(jìn)入石千峰組50 m，下入φ177.8 mm表層套管至2 569.40 m，封固上部易塌直羅組、延長組及易漏的劉家溝組；二開采用φ152.4 mm鉆頭鉆進(jìn)斜井段、水平段，鉆至井深4 932.00 m完鉆，下入φ114.3 mm套管至4 391.30 m封固氣層。

2）提速工具。全井段分開次采用“PDC鉆頭+螺桿鉆具+MWD+水力振蕩器”復(fù)合鉆井技術(shù)，提高滑動效率和機(jī)械鉆速。表層采用φ2 1 5.9 m m SD6527Z型PDC鉆頭，平均單只鉆頭進(jìn)尺2 587 m，平均機(jī)械鉆速30.2 m/h，機(jī)械鉆速較φ228.6 mm鉆頭提高25.53%；二開斜井段采用φ152.4 mm SD6527ZC型PDC鉆頭，平均單只鉆頭進(jìn)尺746 m，平均機(jī)械鉆速8.12 m/h，機(jī)械鉆速較φ215.9 mm鉆頭提高8.12%。其中，單只鉆頭最大進(jìn)尺1 736 m，機(jī)械鉆速10.27 m/h；直井段+糾偏段、斜井段分別應(yīng)用φ165.1和φ127.0 mm水力振蕩器，平均滑動機(jī)械鉆速為6.08和3.95 m/h，較未應(yīng)用水力振蕩器分別提高了35.13%和41.10%。

3）井眼軌跡控制。靖50-21H2井采用“直—增—穩(wěn)—扭方位增斜—增—穩(wěn)”六段制剖面分3段控制的思路。一開鉆進(jìn)“直—增—穩(wěn)”井段，控制全角變化率在（0°～10°）/100m，實(shí)現(xiàn)了井眼軌跡控制；二開先鉆進(jìn)“扭方位增斜—增斜”入窗井段，扭方位增斜段控制全角變化率在（10°～18°）/100m，入窗后鉆水平段，全角變化率控制在（0°～3°）/100m，確保了井眼軌跡平滑。

5.2 推廣應(yīng)用效果

2020年，小井眼二開井身結(jié)構(gòu)水平井及鉆井配套技術(shù)，在蘇里格氣田致密氣藏推廣應(yīng)用19口井，平均鉆井周期29.04 d，平均中完周期4.47 d，平均機(jī)械鉆速17.64 m/h，較同區(qū)塊采用三開井身結(jié)構(gòu)的水平井的鉆井周期縮短3 2.3 5%，中完周期縮短54.98%，機(jī)械鉆速提高39.83%，提速效果顯著（見表5）。

表5 小井眼二開與典型三開井身結(jié)構(gòu)完成井鉆井技術(shù)指標(biāo)對比Table 5 Comparison of completion and drilling technical indexes between two-section casing program for slim boreholes and typical three-section casing program

6 結(jié)論與建議

1）針對蘇里格氣田致密氣藏埋藏深，鉆遇地層塌漏問題突出，以及機(jī)械鉆速低、鉆井成本高等問題，提出了減少開次、提高機(jī)械鉆速的井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化思路，優(yōu)化了必封點(diǎn)位置和井眼尺寸，形成了小井眼二開井身結(jié)構(gòu)。

2）以小井眼二開井身結(jié)構(gòu)為基礎(chǔ)，研究了配套的鉆井提速技術(shù)、井眼軌跡控制技術(shù)和強(qiáng)抑制高效潤滑鉆井液技術(shù)，大幅度提高了機(jī)械鉆速，縮短了鉆井周期，降低了綜合開發(fā)成本。

3）針對大斜度（斜井段、水平段）φ152.4 mm小井眼裸眼超過2 300 m井段鉆遇連續(xù)泥巖的情況，仍需要進(jìn)一步優(yōu)化水基鉆井液的潤滑和防塌性能，以降低摩阻扭矩和穩(wěn)定井壁，實(shí)現(xiàn)安全鉆井。

4）建議鉆進(jìn)水平井水平段時引入近鉆頭伽馬地質(zhì)導(dǎo)向工具，配套現(xiàn)有鉆具，形成“高效PDC鉆頭+近鉆頭伽馬地質(zhì)導(dǎo)向工具+螺桿鉆具+水力振蕩器鉆具+MWD”導(dǎo)向鉆具組合，提高水平段儲層鉆遇率，延長水平段。