崔月明，史海民，張 清

（中國石油吉林油田分公司鉆井工藝研究院，吉林松原138000）

近年來，松遼盆地油氣資源劣質(zhì)化趨勢(shì)愈發(fā)明顯。因此，吉林油田為解決增儲(chǔ)上產(chǎn)難題，開始開發(fā)非常規(guī)油氣資源，但目前以開發(fā)致密油為主[1–4]。在致密油開發(fā)過程中，涉及區(qū)塊的地質(zhì)條件復(fù)雜，鉆井中井眼坍塌和井漏現(xiàn)象頻發(fā)。為了保證鉆井安全并滿足裸眼滑套完井的需要，采用了三開小井眼井身結(jié)構(gòu)，但鉆井周期長、成本高，無法滿足吉林油田對(duì)收益率的要求，制約了該油田致密油的規(guī)模化開發(fā)。

針對(duì)上述問題，筆者綜合考慮地層因素及鉆井完井中存在的問題，優(yōu)化了井身結(jié)構(gòu)[5–7]，將三開小井眼井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為淺下表層套管的二開井身結(jié)構(gòu)，同時(shí)研究形成了以井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)、低濾失強(qiáng)抑制聚合物鉆井液、近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向工具、個(gè)性化PDC鉆頭設(shè)計(jì)和漂浮下套管為核心的配套技術(shù)[8–10]。吉林油田應(yīng)用由上述技術(shù)形成的致密油水平井優(yōu)快鉆井完井技術(shù)后，井下復(fù)雜情況大幅減少，機(jī)械鉆速提高，鉆井周期縮短，成本大幅降低，取得了顯著效果。

1 鉆井完井技術(shù)難點(diǎn)

吉林油田致密油主要分布在乾246、讓58、黑81和乾239等區(qū)塊，其中乾246區(qū)塊是吉林油田致密油藏的典型區(qū)塊。該區(qū)塊致密油藏鉆遇地層自下而上依次為白堊系泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺(tái)組、明水組，以及新近系和第四系，鉆探目的層為泉四段的扶余油層。在該區(qū)塊進(jìn)行水平井鉆井完井時(shí)，存在以下技術(shù)難點(diǎn)：

1）機(jī)械鉆速慢，鉆井周期長。乾安246區(qū)塊南部扶余油層儲(chǔ)層物性差，地層巖石硬度大，部分地層屬于鈣質(zhì)膠結(jié)，鈣質(zhì)膠結(jié)物含量可達(dá)30%，機(jī)械鉆速較慢，前期水平段平均機(jī)械鉆速2.48m/h。另外，裸眼段長超過3 000.00m，長時(shí)間被鉆井液浸泡易發(fā)生井眼失穩(wěn)等井下復(fù)雜情況，影響鉆井周期。

2）地層穩(wěn)定性差，井下復(fù)雜情況頻發(fā)。乾安246區(qū)塊上部嫩江組大段泥巖發(fā)育，穩(wěn)定性較差，鉆井過程中易水化膨脹，導(dǎo)致井壁垮塌；下部青山口組硬脆性泥巖發(fā)育，易發(fā)生脆性掉塊和裂縫性漏失。如查平4井鉆至井深1 947.00m（青山口組）時(shí)出現(xiàn)大量掉塊，最后填井側(cè)鉆，被迫將三開井身結(jié)構(gòu)改為四開小井眼井身結(jié)構(gòu)。

3）油層薄，井眼軌跡控制難度大。乾安246區(qū)塊儲(chǔ)層埋藏深度一般在1 900.00～2 200.00m，標(biāo)志層少，埋藏深度變化大，并且部分井偏移距大，導(dǎo)致著陸難度大。另外，目的層薄（最薄處不足0.50m）且變化大，提高儲(chǔ)層鉆遇率難度大。

4）水平段長摩阻和扭矩大，完井管柱下入困難。乾安246區(qū)塊的水平井水平段和偏移距大，井眼軌跡調(diào)整頻繁，導(dǎo)致完井管柱下入難度大。如乾188-52井水平段長1 908.00m，埋深2 100.00m左右，水垂比接近1∶1，偏移距達(dá)到300.00m。

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化及鉆井完井配套技術(shù)

為縮短鉆井周期、降低鉆井成本，首先將前期采用的三開小井眼井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為淺下表層套管的二開井身結(jié)構(gòu)，以節(jié)約一個(gè)開次的中完時(shí)間；然后，分析致密油區(qū)塊鉆井完井存在的技術(shù)難點(diǎn)，研究形成了井眼軌道優(yōu)化、低濾失強(qiáng)抑制聚合物鉆井液、近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向工具、個(gè)性化PDC鉆頭設(shè)計(jì)和漂浮下套管等配套技術(shù)[11–14]。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

吉林油田致密油開發(fā)初期，為保證鉆井安全、滿足裸眼滑套完井需要，采用三開小井眼井身結(jié)構(gòu)（見表1），并下入技術(shù)套管封固上部不穩(wěn)定地層（嫩江組）。

表1 前期采用的三開小井眼井身結(jié)構(gòu)Table 1 Three-section and slim-hole casing program used in the early stage

鉆井實(shí)踐表明，上述三開小井眼井身結(jié)構(gòu)的鉆井周期較長、成本較高，而且裸眼滑套完井方式不利于后期壓裂施工。

為降低鉆井成本，滿足后期壓裂施工的需求，綜合考慮地層因素，將井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為淺下表層套管的二開井身結(jié)構(gòu)（見表2）。井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后，二開井段長度超過3 000.00m，采用套管射孔完井方式。

表2 淺下表層套管二開井身結(jié)構(gòu)Table 2 Two-section casing program w ith shallow surface casing

2.2 井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)

前期井身剖面設(shè)計(jì)采用“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)”，在井斜角83°～84°處進(jìn)行穩(wěn)斜探油頂，若發(fā)現(xiàn)目的層提前，則需要調(diào)整，不利于后期定向施工。為此，將其優(yōu)化為“直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)”剖面，如圖1所示。該剖面存在2個(gè)穩(wěn)斜段，第一個(gè)穩(wěn)斜段在井斜角72°～75°處，若目的層比設(shè)計(jì)提前，可以及時(shí)調(diào)整井眼軌跡，避免脫靶，同時(shí)降低后期的摩阻和扭矩；第二個(gè)穩(wěn)斜段在井斜角83°～84°處，便于通過地質(zhì)設(shè)計(jì)調(diào)整垂深，滿足鉆井設(shè)計(jì)和地質(zhì)設(shè)計(jì)兩方面的要求。

圖1 雙探頂雙穩(wěn)剖面優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)果Fig.1 Optimal profile design of double exploration and double stabilization

針對(duì)大偏移距水平井井眼軌道，將前期采用的三維大井斜邊增邊扭剖面（剖面1）優(yōu)化為雙二維剖面（剖面2、剖面3），模擬分析了3種剖面的扭矩和摩阻（見表3）。剖面2采用小井斜角完成偏移距，井斜角降至0°，二維增斜入靶；剖面3直井段采用小井斜角完成偏移距，上部造斜段扭方位，二維增斜入靶。從表3可以看出，剖面3的摩阻更小。

表3 大偏移距井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)果Table3 Optimal design of borehole trajectory w ith large offset distance

2.3 近鉆頭導(dǎo)向工具優(yōu)選

吉林油田致密油儲(chǔ)層薄、砂體變化大，為提高油層鉆遇率和鉆井速度，優(yōu)選了近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向工具。近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向伽馬傳感器和電阻率傳感器離鉆頭的距離小于3.00m，依據(jù)伽馬值和電阻率的變化情況及時(shí)準(zhǔn)確判斷油層位置，分辨薄油層的頂界面和底界面，保證井眼始終在油層中穿行，使鉆頭“聞著油味走”，從而提高油層鉆遇率[15]。

2.4 個(gè)性化PDC鉆頭設(shè)計(jì)

乾246區(qū)塊南部比北部埋藏深，垂深相差約400.00m，北部可鉆性級(jí)值為3～4級(jí)，而南部達(dá)到6～7級(jí)。南部巖石硬度大，部分地層屬于鈣質(zhì)膠結(jié)，針對(duì)北部地層設(shè)計(jì)的鉆頭在南部鉆速慢，單只鉆頭進(jìn)尺少，鉆頭磨損嚴(yán)重，鉆頭直徑由215.9 mm縮減為213.1 mm，導(dǎo)致定向螺桿穩(wěn)定器托壓嚴(yán)重，影響鉆井速度。因此，根據(jù)具地層的特點(diǎn)進(jìn)行了鉆頭設(shè)計(jì)。

1）乾246區(qū)塊北部地層。針對(duì)該地層可鉆性較好、研磨性不強(qiáng)的特點(diǎn)，提出提速的關(guān)鍵是有效鉆壓和水力排屑。為此，結(jié)合穩(wěn)平鉆具組合的特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了?19.0mm齒四刀翼鉆頭，減小內(nèi)錐和外錐切削齒的仰角，增強(qiáng)鉆頭的攻擊性。

2）乾246區(qū)塊南部直井段和造斜段。直井段要增大復(fù)合片硬度，將雙排?16.0 mm齒改為單排?19.0 mm齒，提高鉆頭的攻擊性；設(shè)計(jì)7個(gè)噴嘴，并優(yōu)化噴射角度，防止重復(fù)切削巖屑，以提高鉆井速度。定向段設(shè)計(jì)淺錐短拋輪廓剖面，五刀翼雙排?16.0mm齒短保徑結(jié)構(gòu)，使工具面穩(wěn)定，提高鉆頭的造斜能力。

3）乾246區(qū)塊南部水平段。將雙排齒改為單排齒，布齒密度由30片優(yōu)化為23片，切削齒角度由16°改為11°，以提高鉆頭的攻擊性；優(yōu)選異形齒，以提高鉆頭的抗沖擊能力，延長鉆頭的使用壽命[16–17]。

2.5 鉆井液技術(shù)

乾246區(qū)塊青一段屬于中硬脆性泥頁巖，伊/蒙混層和伊利石含量較高，裂縫和微裂隙發(fā)育，在清水中浸泡容易水化，而二開水平段裸眼段長度超過3 000.00m。因此，應(yīng)重點(diǎn)提高鉆井液的封堵性、抑制性和潤滑性[18]。

針對(duì)超2 000.00m長的泥巖段，采用低熒光井眼穩(wěn)定劑HQ-1和封堵劑陽離子乳化瀝青粉，以保證井眼穩(wěn)定；針對(duì)伊/蒙混層水化膨脹，以抑制能力強(qiáng)的KPA作為鉆井液主抑制劑，抑制黏土礦物水化膨脹；銨鹽、酚醛樹脂、褐煤樹脂、PAC等降濾失劑束縛自由水，濾失量小于3m L；根據(jù)地層中CO2含量，加入不同量的生石灰水來清除CO2污染；優(yōu)選高效極壓潤滑劑，改變鉆具與井壁間的接觸性質(zhì)，形成油膜，改善井筒潤滑性（作用原理如圖2所示），最終形成二開低濾失強(qiáng)抑制聚合物鉆井液，確保井眼穩(wěn)定和安全鉆進(jìn)，并使水平段有效延伸。

圖2 高效極壓潤滑劑的作用原理示意Fig.2 Schematic diagram of the effect of high-efficiency extreme pressure lubricant

2.6 漂浮下套管技術(shù)

致密油水平井水平段長、偏移距大和井眼軌跡調(diào)整頻繁，導(dǎo)致井筒摩阻系數(shù)較大，套管下入困難。為此，應(yīng)用了漂浮下套管技術(shù)，并采取了輔助技術(shù)措施，確保將套管順利下至設(shè)計(jì)位置。

1）下套管前通井。通過對(duì)比套管和鉆具組合的剛度，確定采用?212.0mm雙穩(wěn)定器通井鉆具組合取代原鉆具組合，以修整井壁、破除臺(tái)肩。通井到底后大排量循環(huán)2周，確保井眼通暢。?212.0mm雙穩(wěn)定器通井鉆具組合為?215.9 mm牙輪鉆頭+?127.0 mm加重鉆桿＋?212.0mm穩(wěn)定器+?127.0mm加重鉆桿+?212.0 mm穩(wěn)定器；原鉆具組合為?215.9mm牙輪鉆頭+?212.0mm穩(wěn)定器+?165.1mm鉆鋌＋?212.0mm穩(wěn)定器。

2）采用高潤滑性封閉漿。高潤滑性封閉漿配方為1 000 kg石墨+1 000 kg白油+1 000 kg液體潤滑劑+500 kg瀝青或塑料小球，水平段和造斜段全覆蓋，以降低下套管時(shí)的摩阻。

3）采用漂浮下套管技術(shù)。優(yōu)選自適應(yīng)旋流半剛性套管扶正器和旋轉(zhuǎn)式偏心自導(dǎo)式引鞋，當(dāng)半剛性套管扶正器遇阻時(shí)，通過上提下放使其變形通過遇阻點(diǎn)。旋轉(zhuǎn)式偏心自導(dǎo)式引鞋連接于套管串最下端，下套管過程中遇阻時(shí)可自動(dòng)調(diào)整偏心角度，引導(dǎo)套管順利下入。同時(shí)，結(jié)合每口井的實(shí)際情況，根據(jù)軟件模擬計(jì)算結(jié)果設(shè)計(jì)漂浮段長度和漂浮接箍的位置，以獲得最佳漂浮效果，增大安全下入系數(shù)。

4）增加下套管時(shí)的懸重。根據(jù)地層壓力系數(shù)，配備適當(dāng)密度的加重鉆井液，下完漂浮接箍后灌重漿，以彌補(bǔ)套管重量不足。但加重鉆井液密度不易過大，防止后期循環(huán)壓漏地層。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

吉林油田致密油水平井優(yōu)快鉆井完井技術(shù)已經(jīng)在該油田乾246、讓58、黑81和乾239等致密油區(qū)塊應(yīng)用了180口井，平均井深3 449.00m，平均水平段長1 189.00m。應(yīng)用該技術(shù)后，I砂組平均鉆井周期由原來的43.2 d縮短至24.1 d，縮短了44.2%；Ⅲ砂組鉆井周期由65.8 d縮短至30.6 d，縮短了53.5%，有效降低了鉆井成本（降低了40.7%），鉆井成本累計(jì)節(jié)約近7億元。

雙探頂雙穩(wěn)剖面給地質(zhì)設(shè)計(jì)預(yù)留了較大的調(diào)整空間。如乾188-18井受斷層影響，鉆至井深2 173.00 m時(shí)井斜角47.5°，發(fā)現(xiàn)目的層比設(shè)計(jì)提前26.00m，為此優(yōu)化了2處穩(wěn)斜段的井眼軌道，將設(shè)計(jì)造斜率從5.5°/30m調(diào)整為6.0°/30m，避免了因儲(chǔ)層垂深變化過大而導(dǎo)致的穿層。目前，該技術(shù)避免了22口井的封井側(cè)鉆，鉆井成本約節(jié)約2 200萬元。

低濾失強(qiáng)抑制聚合物鉆井液技術(shù)確保了井眼穩(wěn)定、安全鉆進(jìn)及水平段有效延伸。如黑98G平2-14井水平段長度由1 280.00m延伸至2 020.00m，刷新了吉林油田水平段最長紀(jì)錄。

近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向工具經(jīng)過多年應(yīng)用和改良，技術(shù)比較成熟，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果良好。采用該工具施工的井，平均砂巖鉆遇率95.0%，平均油層鉆遇率82.6%，與前期使用LWD儀器相比，砂巖鉆遇率提高了12.4百分點(diǎn)，油層鉆遇率提高了20.2百分點(diǎn)。

采用個(gè)性化PDC鉆頭大幅提高了機(jī)械鉆速。乾246區(qū)塊北部地層單只鉆頭進(jìn)尺和鉆速均提高近50%，乾246區(qū)南部水平段單只鉆頭進(jìn)尺提高2.5倍，鉆速提高86.7%，讓70-4-5井1 586.00m長的水平段一趟鉆完成。

應(yīng)用漂浮下套管技術(shù)后，套管安全下入率100%，固井質(zhì)量合格率100%，水平段固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率100%，滿足了后期大型體積壓裂施工要求。

4 結(jié)論與建議

1）優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、提高單只鉆頭進(jìn)尺和機(jī)械鉆速是節(jié)約鉆井成本的有效途徑。鉀銨基聚合物強(qiáng)封堵鉆井液保證了超3 000.00m長裸眼井段的穩(wěn)定，為安全鉆進(jìn)提供了保障。漂浮下套管技術(shù)及配套的固井技術(shù)措施，使完鉆180口井的套管安全下至設(shè)計(jì)位置，順利固井。

2）雙探頂雙穩(wěn)剖面可以預(yù)防因地質(zhì)垂深變化過大導(dǎo)致穿層甚至封井側(cè)鉆，實(shí)現(xiàn)少鉆，甚至不鉆導(dǎo)眼井。近鉆頭導(dǎo)向工具及井眼軌跡的精細(xì)控制，提高了水平井的油層鉆遇率，確保了井眼軌跡光滑，為完井管柱順利下入、后期采油避免桿管偏磨和延長免修期提供了良好的井眼條件。

3）研究形成的致密油水平井優(yōu)快鉆井完井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了吉林油田致密油的高效益開發(fā)，對(duì)吉林油田致密氣、頁巖油等其他非常規(guī)油氣藏的開發(fā)具有借鑒作用和參考價(jià)值。