譚天宇， 邱愛民， 湯繼華， 李 浩， 席佳男， 霍麗芬

（1. 中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司，河北任丘 062550；2. 中國石油華北油田分公司，河北任丘 062550）

吉蘭泰油田位于河套盆地臨河坳陷西南部[1-2]，吉華1區(qū)塊為潛山區(qū)塊，是裂縫性塊狀底水油藏，是該油田主力開發(fā)區(qū)塊之一。該區(qū)塊地質(zhì)層系自上而下依次為新生界第四系、中生界白堊系和太古界，上部地層以上部和中部棕紅色泥巖為主，與灰色細(xì)砂巖互層，膠結(jié)疏松，易發(fā)生垮塌、井漏等井下故障；目的層為太古界，巖性為片麻巖，高角度裂縫比較發(fā)育，可鉆性差。為有效貫穿更多裂縫，降低水錐速度，增大油氣層裸露面積，提高油井開發(fā)效率，吉華1區(qū)塊采用了水平井開發(fā)。

吉華1區(qū)塊潛山頂面距離地表200～600 m。而吉蘭泰油田已完鉆井的最大造斜率為4.8°/30m，初步估算水平井的造斜率為5.0°/30m，折算A靶點(diǎn)距離地表埋深應(yīng)在400 m左右?？紤]一定的避水高度，根據(jù)鉆井工藝要求，初步確定吉華1區(qū)塊水平井水平段長600～1 000 m。

截至目前，吉蘭泰油田還未鉆過以太古界片麻巖地層為目的層的淺層水平井。為此，針對吉華1區(qū)塊超淺層水平井鉆井中，由于上部白堊系地層松軟，下部片麻巖地層硬度高、可鉆性差，而導(dǎo)致的造斜率難以保證、鉆井周期長、硬地層水平井眼延伸、后期固井套管下入困難等問題進(jìn)行了技術(shù)攻關(guān)，形成了吉蘭泰油田吉華1區(qū)塊超淺層水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)，取得了較好的應(yīng)用效果，為該區(qū)塊后續(xù)部署更長水平段的水平井提供了技術(shù)參考、積累了經(jīng)驗(yàn)[3-4]。

1 超淺層水平井鉆井技術(shù)難點(diǎn)

1）地層可鉆性差。吉華1區(qū)塊太古界巖性主要為片麻巖，含石英巖夾層。統(tǒng)計得知，在該地層鉆直井時，平均機(jī)械鉆速為2.01 m/h。通過巖石力學(xué)試驗(yàn)和測井?dāng)?shù)據(jù)可知，太古界地層均質(zhì)性較差，可鉆性6～8級。另因地層研磨性強(qiáng)，純度、成分和膠結(jié)強(qiáng)度等存在差異，不同井的巖石單軸抗壓強(qiáng)度波動較大，硬度不同。但該地層內(nèi)摩擦角變化小，研磨性變化不大。

2）地層松軟，定向困難。吉華1區(qū)塊潛山埋藏淺，白堊系地層膠結(jié)疏松，成巖性差，可鉆性1～3級，造斜率難以保證，定向困難。

3）垂深淺、水垂比大，水平段延伸困難。吉華1區(qū)塊潛山最淺埋深200 m，以水平段長500 m計算，水平井的水垂比超過了2，鉆具摩阻扭矩大，鉆壓難以有效傳遞，滑動鉆進(jìn)困難。

4）對鉆井液性能要求高。吉華1區(qū)塊淺層大斜度井，存在穩(wěn)斜井段長、易形成巖屑床、攜巖困難、易出現(xiàn)托壓現(xiàn)象等問題。同時，儲層鉆遇率高，儲層保護(hù)要求高。且該區(qū)塊為環(huán)境敏感地區(qū)，對環(huán)保要求更為嚴(yán)格。

5）套管下入難度大。水垂比高，下套管時下行阻力大，僅靠自重?zé)o法下至設(shè)計位置，需加壓才能向下滑動，但常規(guī)鉆機(jī)大鉤加壓能力有限，同時加壓也可能導(dǎo)致套管柱發(fā)生屈曲。

2 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

針對上述鉆井技術(shù)難點(diǎn)，從井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、鉆具組合優(yōu)化、鉆井液優(yōu)選，以及鉆井提速提效、套管安全下入等方面進(jìn)行了研究，形成了吉蘭泰油田吉華1區(qū)塊超淺層水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

設(shè)計水平井的井身結(jié)構(gòu)時，除了考慮地層壓力、必封點(diǎn)等因素外，還應(yīng)考慮鉆井設(shè)備負(fù)荷和井下風(fēng)險。在保證實(shí)現(xiàn)地質(zhì)目標(biāo)的前提下，盡可能縮短裸眼段長度、降低摩阻扭矩、縮短裸眼浸泡時間和減輕鉆機(jī)負(fù)荷，并降低井壁垮塌風(fēng)險。

根據(jù)吉華1區(qū)塊的地質(zhì)條件和地層三壓力剖面，提出了3種井身結(jié)構(gòu)：

井身結(jié)構(gòu)1：1）下入30 m長的導(dǎo)管，封流沙層；2）一開采用φ311.1 mm鉆頭鉆入太古界3～5 m，下入φ244.5 mm套管；3）二開采用φ215.9 mm鉆頭專打儲層，下入φ139.7 mm套管。

井身結(jié)構(gòu)2：1）減小鉆頭尺寸，保障造斜率，下入30 m長的導(dǎo)管，封流沙層；2）一開采用241.3 mm鉆頭鉆入太古界3～5 m，下入φ200.0 mm套管；3）二開采用φ171.3 mm鉆頭專打儲層，下入φ139.7 mm套管。

井身結(jié)構(gòu)3：1）一開采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深201 m，下入φ244.5 mm套管；2二開采用φ215.9 mm鉆頭鉆至完鉆井深，下入φ139.7 mm套管完鉆。

從地質(zhì)情況、后期完井情況等方面考慮，選用“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)”五段制井身剖面，造斜段采用6°/30m左右造斜率增斜至60°，穩(wěn)斜20～30 m，增斜段采用（4°～6°）/30m造斜率增斜至A靶和B靶連線井斜角度。該剖面具有以下優(yōu)點(diǎn)：1）在白堊系地層完成造斜段施工，增斜段以較小的狗腿度增斜至設(shè)計井斜，有效降低潛山片麻巖地層定向施工難度；2）有效縮短潛山片麻巖地層定向段長度，提高機(jī)械鉆速，縮短鉆井周期，降低鉆井施工難度。因此，選用井身結(jié)構(gòu)1。

2.2 鉆具組合優(yōu)化

1）一開造斜鉆具組合優(yōu)化。主要指一開井段的螺桿優(yōu)選。通過在吉華1平1井使用牙輪鉆頭+1.5°螺桿鉆具發(fā)現(xiàn)，白堊系泥巖起步造斜率較低，導(dǎo)致后期對造斜率要求高的情況。在吉華1平7井試驗(yàn)了牙輪鉆頭+1.75°螺桿鉆具，滿足了造斜率5.7°/30m的要求。之后，吉華1平11井和吉華1平13井根據(jù)造斜率直接選用了1.75°螺桿鉆具+PDC鉆頭進(jìn)行造斜。

2）二開鉆具組合優(yōu)化。主要指二開井段的鉆具組合優(yōu)化。主體采用倒裝鉆具組合，在近鉆頭加放2柱加重鉆桿，提高底部剛性，增強(qiáng)穩(wěn)斜能力。上部在60°井斜角之前安裝加重鉆桿，以保證井底鉆壓充足。因此，推薦二開采用以下鉆具組合：φ215.9 mm個性化PDC鉆頭+φ172.0 mm1.0°螺桿鉆具+浮閥+MWD+φ165.1 mm無磁鉆鋌×1根+φ127.0 mm加重鉆桿×6根+φ127.0 mm鉆桿×22根+φ172.0 mm水力振蕩器+φ127.0 mm鉆桿×32根+φ127.0 mm加重鉆桿×24根+φ127.0 mm鉆桿。

2.3 鉆井液優(yōu)選

根據(jù)室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果和吉華1區(qū)塊前期現(xiàn)場應(yīng)用情況，選用低固相鉆井液，其配方為1.5%～2.0%膨潤土+0.1%～0.2%純堿+0.1%～0.3%燒堿+0.1%～0.2%KPAM（鉆井液用聚丙烯酰胺鉀鹽）+0.5%～1.0%雙聚胺鹽+1.0%～2.0%改性降濾失劑+1.0%～1.5%納米潤滑防塌劑+1.0%～2.0%潤滑封堵劑+環(huán)保潤滑劑。KPAM具有提黏、降濾失、防塌和堵漏等作用，潤滑封堵劑增強(qiáng)封堵性能，環(huán)保潤滑劑在水平井段加強(qiáng)潤滑性。該鉆井液的主要性能參數(shù)：密度為1.05～1.08 kg/L，黏度為40～50 s，初切力為1～4 Pa，終切力為5～10 Pa，API濾失量≤5 mL。該鉆井液具有環(huán)保性好、儲層保護(hù)效果好、潤滑性好、可減小托壓、攜巖效率高等特點(diǎn)[5]。

2.4 套管下入方式優(yōu)選

采用軟件模擬分析用常規(guī)方式下套管時不同摩阻系數(shù)下的載荷和下放摩阻，結(jié)果見表1。

表1 常規(guī)下套管模擬分析結(jié)果Table 1 Simulation results of conventional casing running

由表1可知，φ139.7 mm套管下至水平段距離根端800 m處時，下放摩阻120.4 kN，而下放載荷僅為17.3 kN，若下套管遇阻，可供下壓的操控余量少，且井斜角、位移較大，存在套管無法下入的風(fēng)險。

基于此，提出了下套管方案1（漂浮下套管）和下套管方案2（頂驅(qū)下套管），并進(jìn)行了相應(yīng)的效果分析[6-8]。

1）漂浮下套管。對不同漂浮段長度進(jìn)行了模擬計算，發(fā)現(xiàn)漂浮段長度為800 m時，最有利于套管安全下入。在此基礎(chǔ)上，模擬計算漂浮下套管時不同摩阻系數(shù)下的載荷和下放摩阻，結(jié)果見表2。

表2 漂浮下套管模擬分析結(jié)果Table 2 Simulation results of float casing running

由表2可知，φ139.7 mm套管下至水平段距離根端 800 m 處時，下放摩阻在65 kN左右，下放載荷在50 kN左右，井口操作余量較常規(guī)下套管方式增加32.7 kN，處理復(fù)雜能力有效提高。

2）頂驅(qū)下套管。由模擬計算結(jié)果可知，φ139.7 mm套管的安全臨界載荷約為130 kN，安全系數(shù)取1.25，則井口套管可承受104 kN的壓力。在水平段長800 m、井斜角小于80°的工況下，常規(guī)頂驅(qū)重量按100 kN計算，則頂驅(qū)下套管時井口有117.3 kN的操作余量，而在相同工況下，漂浮下套管時井口只有50 kN的操作余量，說明頂驅(qū)下套管應(yīng)對風(fēng)險的能力更強(qiáng)。同時，配合半剛性套管扶正器，可減小下套管阻力。在水平段長度大于1 000 m且井斜角大于80°時，建議采用“漂浮+頂驅(qū)”復(fù)合下套管方式。

2.5 鉆頭優(yōu)選及提速提效技術(shù)

2.5.1 個性化鉆頭設(shè)計

針對太古界片麻巖強(qiáng)度高、研磨性強(qiáng)的特點(diǎn)以及淺層水平井鉆壓不足的問題，設(shè)計了個性化PDC鉆頭。具體設(shè)計方案為：采用6刀翼、φ13.0 mm復(fù)合片孕鑲切削齒，增加鉆頭的抗研磨性，提高鉆頭單趟鉆的有效進(jìn)尺；調(diào)小切削齒的后傾角，增強(qiáng)鉆頭吃入地層的能力；整體刀翼采用弧形設(shè)計，便于優(yōu)化水力參數(shù)[9]。

2.5.2 井眼清潔技術(shù)

在所鉆水平井中，從二開造斜開始，每鉆進(jìn)150～200 m進(jìn)行一次短起下，以破壞巖屑床，確保井眼清潔通暢。但隨著井眼延伸及井斜角增大，僅依靠提高排量無法將巖屑循環(huán)出，需要在鉆具組合中添加井眼清潔器。井眼清潔器的特點(diǎn)是直接安裝在鉆桿上，成為鉆柱的一部分，隨鉆柱旋轉(zhuǎn)。在旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)中，井眼清潔器“清潔段”的槽道勺形結(jié)構(gòu)可以起到攪動和破壞巖屑床的作用，通過改善大斜度井、大位移井、水平井井眼底邊區(qū)域鉆井液的流場特性，將巖屑“拋向”高邊環(huán)空，被鉆井液攜出，從而減少或消除巖屑堆積形成的巖屑床。理論計算認(rèn)為，保證井眼不產(chǎn)生巖屑床的最小排量為33 L/s、轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速60 r/min。使用井眼清潔器時，建議盡量維持較高的排量和轉(zhuǎn)速，以保證返屑順利[10]。

2.5.3 提速提效技術(shù)

為了克服水平井摩阻扭矩大、托壓嚴(yán)重的問題，需要在水平穩(wěn)斜段增加水力振蕩器。水力振蕩器在水力作用下可產(chǎn)生軸向振動，從而降低鉆柱與井眼之間的摩阻，提高鉆進(jìn)中鉆壓傳遞的有效性。在定向鉆進(jìn)中改善鉆壓的傳遞情況，從而有效解決鉆頭加壓難題，增加水平井的延伸長度，提高鉆井效率[11-12]。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

截至目前，吉蘭泰油田吉華1區(qū)塊4口超淺層水平井應(yīng)用了超淺層水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)，鉆井過程中均未出現(xiàn)任何井下故障，現(xiàn)場應(yīng)用效果良好（見表3）。

表3 4口超淺層水平井鉆井完井參數(shù)Table 3 Drilling and completion parameters of 4 ultra-shallow horizontal wells

其中，吉華1平1井首次應(yīng)用該技術(shù)獲得成功，屬于國內(nèi)首口潛山片麻巖淺層水平井；吉華1平11井創(chuàng)造了完井井深1 922 m、水平位移1 591 m、水平段長1 204 m等3項行業(yè)紀(jì)錄。

吉華1平11井采用了二開井身結(jié)構(gòu)，導(dǎo)管封固流沙層，一開從井深107 m造斜，增斜段為107～665 m，井斜角增為75°，二開調(diào)整至83°，并在水平段（1 625～1 922 m）使用了水力振蕩器+MWD+高速螺桿等的鉆具組合。

吉華1平11井固井下套管時采用了“漂浮+頂驅(qū)”復(fù)合下套管技術(shù)，管串結(jié)構(gòu)為：φ139.7 mm旋轉(zhuǎn)式導(dǎo)向浮鞋+φ139.7 mm套管1根+φ139.7 mm舌板式浮箍+φ139.7 mm套管1根+φ139.7 mm閥式浮箍+套管柱+φ139.7 mm漂浮接箍（位于井深797.67 m處）+φ139.7 mm套管柱（井口）。在未采取任何技術(shù)措施的情況下，僅用時8 h便順利將169 根油層套管及全部附件順利送至預(yù)定位置，整個過程中無阻卡及異常情況發(fā)生，漂浮工具開孔正常，漂浮接箍滑套順利推送至浮箍位置。

4 結(jié) 論

1）從井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、鉆具組合優(yōu)化、鉆井液優(yōu)選，以及鉆井提速提效技術(shù)、套管安全下入技術(shù)等方面進(jìn)行研究，形成了吉蘭泰油田吉華1區(qū)塊超淺層水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。

2）在吉華1區(qū)塊超淺層水平井二開造斜段和水平井段集成應(yīng)用減摩減阻技術(shù)、井眼清潔技術(shù)及“漂浮+頂驅(qū)”復(fù)合下套管技術(shù)之后，水平段由800 m延伸到了1 200 m，提高了吉蘭泰油田吉華1區(qū)塊的水平井技術(shù)，大幅增加了油層接觸面積。

3）建議進(jìn)一步深化鉆井提速提效技術(shù)研究，探索試驗(yàn)不同種類個性化鉆頭及配套提速工具，以實(shí)現(xiàn)吉蘭泰油田吉華1區(qū)塊超淺層油藏的高效開發(fā)。