沈?qū)毭?常雷 楊麗晶 潘榮山 劉美玲 趙英楠

1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點實驗室

ZS區(qū)塊氣藏探明地質(zhì)儲量169.72×108m3，含氣面積 11.11 km2，井底溫度為 132～155 ℃，井底壓力37 MPa；目的層營城組火山巖和砂礫巖均有發(fā)育，火山巖巖石類型主要有流紋巖、凝灰?guī)r、火山角礫巖，巖石抗壓強度高(最高達245 MPa)，可鉆性級值高(一般為6～9，最高達10.38)；區(qū)塊營城組目的層多樣化、天然裂縫及破碎帶發(fā)育，易發(fā)生井漏、井塌等復雜情況［1］；已鉆井試氣CO2含量達25.5%。高溫、多壓力體系、地層堅硬可鉆性級值高、富含酸性流體等問題共存，鉆井安全風險大，給安全高效鉆井帶來挑戰(zhàn)，同時地層的高溫高壓對鉆頭、鉆井液及套管材料等提出更高要求［2］。

由于目前鉆井施工中二開技術(shù)套管下入較深，泉頭組地層厚度大，塑性強，泥巖硬度高并富含交替出現(xiàn)的硬質(zhì)夾層，對鉆頭性能要求高，無法實現(xiàn)“一趟鉆”技術(shù)。在火山巖深層水平井中常規(guī)的牙輪鉆頭磨損嚴重，機械鉆速低，平均進尺僅為24～60 m，起下鉆頻繁，行程鉆速低。同時由于固井及氣竄問題的復雜性，深層氣井井口帶壓問題依然存在。以往出現(xiàn)環(huán)空帶壓的修復方法有修井、擠水泥或擠注凝膠，施工難度大，成本高，成功率低［3］。目前深層天然氣水平井鉆井技術(shù)總體經(jīng)濟效益不高，尤其是中下部地層進尺雖然僅占全井的30%，但周期和費用卻占70%和60%。為了進一步開發(fā)ZS區(qū)塊的天然氣，對中下部地層鉆井優(yōu)快技術(shù)進行了科研攻關，針對性開展技術(shù)優(yōu)化和適應性評價工作。

1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

綜合考慮巖性特征、必封點及鉆頭使用極限，滿足提速要求，開展了各開次井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化。必封點分析：(1)ZS區(qū)塊井淺部發(fā)育有第四系、白堊系明水組和四方臺組含水層，其中白堊系明水組含水層為該區(qū)主要開采層位，底界深度為190 m，需下表層封隔，表層套管下至水源以下10 m穩(wěn)定泥巖段；(2)葡萄花油層已注水開發(fā)，地層壓力較高，需封固；(3)嫩江組、青山口組地層泥巖易縮徑、失穩(wěn)，需封固；(4)利用井震結(jié)合的地質(zhì)預測技術(shù)，營城組火山巖裂縫比較發(fā)育，存在漏失風險。

井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化原則：表層套管根據(jù)水源開采層位深度及保護淺層水的需要，下至穩(wěn)定泥巖段，以滿足后續(xù)管串和井口裝置承載需求，防止井口沉降。技術(shù)套管優(yōu)化時優(yōu)先考慮安全、高效，封固壓力異常點，保證同一裸眼段內(nèi)壓力梯度＜0.3 MPa/100 m，且封固上部不穩(wěn)定泥巖段，兼顧提速技術(shù)需求。綜合考慮二開鉆頭的使用極限實現(xiàn)一趟鉆，提高鉆井速度，縮短周期；減少三開裸眼段長度，降低摩阻、扭矩和施工風險。

井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化結(jié)果：(1)一開，設計表層套管下至淺水層底界以下10 m穩(wěn)定泥巖處，保護水源，建立井口；(2)二開，?311.2 mm井眼技術(shù)套管下深從登二底優(yōu)化至泉一段底，封隔葡萄花高壓注水層、嫩江組和青山口組不穩(wěn)定泥巖、登婁庫組以上不同壓力層系，并配合優(yōu)選的PDC鉆頭實現(xiàn)二開一趟鉆；(3)三開，?215.9 mm井眼鉆至設計井深，采用裸眼封隔器加壓裂滑套完井工藝。

2 鉆頭優(yōu)選

ZS區(qū)塊火山巖地層具有儲層致密、巖石抗壓強度高、可鉆性級值高、研磨性和非均質(zhì)性強的特點，導致鉆頭破巖效率低，機械鉆速低，單只鉆頭進尺少。針對深層鉆頭磨損特點，優(yōu)選個性化非平面齒PDC鉆頭，取得了較好的機械轉(zhuǎn)速和單只鉆頭進尺。

2.1 深層鉆頭磨損形式分析

深層營城組和沙河子組的致密流紋巖、凝灰?guī)r、火山角礫巖等地層，PDC鉆頭使用受限，崩齒嚴重，無法有效鉆進。單只牙輪鉆頭進尺短(50～80 m)、機械鉆速低(0.5～2.5 m/h)，起下鉆頻繁，導致深層水平井鉆井周期長。

常見PDC鉆頭磨損形式：深部超硬地層使復合片難于咬入地層，破巖效率降低，產(chǎn)生的大量熱量易導致復合片失效，復合片抗研磨性不高導致鉆頭磨損集中在線速度高的肩部和鼻部，嚴重的形成了環(huán)形槽。高速切削的復合片在撞上分布不均的礫石導致復合片產(chǎn)生正面沖擊損傷。隨著鉆頭牙齒不斷被巖石磨損，鉆頭工作效率將顯著下降，鉆井速度也將隨之降低［4-5］。鉆頭失效形式表現(xiàn)為切削齒磨損、斷裂、磨心3種類型，如圖1所示。

圖1 深層鉆頭常見失效形式Fig.1 Common failure modes of drill bits in deep strata

2.2 新型非平面齒PDC鉆頭

針對ZS區(qū)塊天然氣水平井高研磨、高非均質(zhì)地層優(yōu)選新型非平面齒PDC鉆頭，通過對大量在非均質(zhì)性強地層的復合片及鉆頭失效的形式分析，提高切削齒抗正向沖擊的能力是解決PDC鉆頭能否高效鉆穿礫石層的最主要因素。新型非平面齒與地層相互作用的部分從平面改為三維非平面設計，頂部金剛石層被均分為3個斜面，由3條凸脊間隔。在PDC鉆頭布齒時，將非平面齒其中1條凸脊棱置于切削刃位置，作為鉆頭切削地層的工具面。

國內(nèi)外針對高研磨性地層進行PDC鉆頭的優(yōu)化設計，主要是改進切削齒的性能和加工工藝［6-7］。為了提高非平面齒PDC鉆頭的抗沖擊性、耐磨性和穩(wěn)定性，主要從切削齒選擇、布齒方式、刀翼輪廓、布齒密度及動平衡等方面進行優(yōu)化設計。優(yōu)化設計MV613TAXU型非平面齒PDC鉆頭。設計特點：(1)胎體6刀翼13 mm前排齒，13 mm后排齒，提高使用壽命；(2)淺內(nèi)錐角提高相應的定向能力，?63.5 mm金剛石增強保徑，帶倒劃眼齒處理復雜；(3)較低后傾角，復合片采用中等倒角，攻守兼?zhèn)洌?4)內(nèi)錐采用平面齒，鼻部、肩部采用新型非平面齒，增強心部抗沖擊性；(5)鼻部齒后布置切深控制增強鉆頭穩(wěn)定性；(6)較大排削槽設計保證足夠排屑及循環(huán)掉塊能力；(7)優(yōu)化刀翼寬高比，超短鉆頭長度提高定向能力；(8)水力優(yōu)化提高冷卻及攜帶巖屑能力。圖2所示為?215.9 mm MV613TAXU型非平面齒PDC鉆頭，通過現(xiàn)場試驗，在提高機械鉆速和縮短鉆井周期方面取得了重大突破，較好地解決了大慶深部地層的鉆井提速難題。

圖2 ?215.9 mm MV613TAXU非平面齒PDC鉆頭Fig.2 ?215.9 mm MV613TAXU non-face teeth PDC Bit

3 鉆井液體系優(yōu)選

ZS區(qū)塊天然氣水平井三開閉合距平均1 200 m，施工周期長，井底溫度高達155 ℃，對井眼清潔度要求高，對于長裸眼段的井壁穩(wěn)定是個較大的挑戰(zhàn)。鉆井施工的鉆井液需要具有以下特點：穩(wěn)定周期長、抑制泥巖頁巖水化膨脹和防塌性強、潤滑性優(yōu)異、高溫穩(wěn)定性好等。優(yōu)選油包水鉆井液體系配方：柴油+主乳化劑+輔乳化劑+有機土+油包水降濾失劑+CaO顆粒+CaCl2溶劑+油基封堵劑+納米封堵劑。

現(xiàn)場施工過程中無復雜情況發(fā)生，測井顯示井身質(zhì)量好，井徑擴大率平均3.43%。對比鄰井，平均機械鉆速3.11 m/h，有較明顯的提速優(yōu)勢?，F(xiàn)場應用表明，油包水鉆井液體系具有保護儲層、強抑制、強潤滑、抗高溫等技術(shù)優(yōu)勢，適用于ZS區(qū)塊天然氣水平井。

4 完井工藝優(yōu)化

4.1 完井方式優(yōu)選

合理的完井方式為氣井全生命周期的安全高效生產(chǎn)提供了保證。選擇鉆井、完井方式時需要考慮地質(zhì)特點和開采要求，確保完井方式的適應性，需要滿足以下要求：儲層和井筒之間應保持最佳的連通條件，具有盡可能大的滲流面積；儲層所受的損害最??；能有效封隔氣、水層，防止氣竄或水竄；應能有效防止井壁垮塌，確保井的長期使用；便于井下作業(yè)、施工工藝簡便，成本較低。

根據(jù)大慶油田深層氣井儲層特征，現(xiàn)階段大慶深層氣井完井方式主要有2種，固井射孔完井和裸眼封隔器加壓裂滑套完井。綜合分析ZS區(qū)塊已鉆井及完井過程均發(fā)生了多次井漏，同時地震特征及測試壓裂顯示裂縫發(fā)育，儲層連續(xù)性較好，因此推薦采用裸眼封隔器加壓裂滑套完井工藝，此工藝可有效利用天然裂縫，通過溝通天然裂縫實現(xiàn)高產(chǎn)，同時可避免固井水泥漿對儲層造成污染。因此，綜合工藝成熟度及工藝成功率，ZS區(qū)塊天然氣井完井方式優(yōu)選采用裸眼封隔器加壓裂滑套完井工藝，可滿足提產(chǎn)需求，保護儲層，且風險較低，技術(shù)成熟度高。

4.2 套管優(yōu)選

該區(qū)地層CO2氣體含量較高，ZS區(qū)塊內(nèi)ZS19井試氣CO2含量達25.5%，CO2分壓9.07 MPa。同時地溫梯度較高，ZS區(qū)塊營城組地層地溫梯度能達到4.6 ℃/100 m，在上述環(huán)境中的套管，若氣層出水便對套管造成嚴重的腐蝕。

通過大量實驗數(shù)據(jù)分析CO2分壓對套管腐蝕的影響，當CO2分壓＞0.21 MPa時，CO2對套管的腐蝕最為嚴重［8］。結(jié)合分析ZS區(qū)塊天然氣井CO2分壓達到9.07 MPa的情況，屬于比較嚴重的CO2腐蝕套管環(huán)境。為防止套管腐蝕，上部設計13Cr合金鋼套管，水平段采用普通碳鋼，保證套管安全的同時也可降低鉆井成本。

4.3 自修復水泥漿

深層氣井在增產(chǎn)作業(yè)及開采過程中，水泥環(huán)完整性易遭到破壞，造成密封失效，形成氣體的竄流通道，造成層間竄流或井口冒氣，鑒于生產(chǎn)安全，需要對井口帶壓進行預防［9-11］。

ZS區(qū)塊天然氣井設計應用自修復水泥漿技術(shù)，該水泥漿賦予水泥環(huán)自愈合能力，無油氣竄時，材料處于休眠狀態(tài)，當發(fā)生油氣竄時，無需人工干預，自修復材料在油氣激發(fā)下，填充水泥環(huán)微裂縫微間隙，阻止竄流，恢復水泥環(huán)密封性。自修復水泥漿主要由水泥、外加劑、自修復材料和水組成。自修復水泥漿材料能形成1.50～1.90 g/cm3的自修復水泥漿體系，該體系抗溫達到180 ℃。與常規(guī)水泥石相比，遇油氣響應可提高裂縫性(微間隙)水泥環(huán)抗竄壓差1～2個數(shù)量級，將氣態(tài)烴通入損傷的自修復水泥漿后，氣體通過量可降至0，具體對比數(shù)據(jù)見表1。其中，水泥環(huán)長度為4～10 cm，裂縫或間隙寬度為20～300 μm，自修復材料加量為10%～30%。

表1 自修復水泥漿性能Table 1 Repairing performance of self-repairing set cement

自修復水泥漿封固位置與封固長度是設計關鍵。自修復水泥漿需放在儲層上方，覆蓋在油層套管和技術(shù)套管重疊處，密封整個環(huán)空。技術(shù)套管固井尾漿使用自修復水泥漿，設計高度500 m；尾管回接固井尾漿使用自修復水泥漿，設計高度300 m。ZS16-P3井、ZS16-P1井和ZS19-P1井應用自修復水泥漿技術(shù)后，固井優(yōu)質(zhì)井段由平均77%提高到91%，提高了14個百分點，固井后無環(huán)空帶壓。

5 應用效果

ZS區(qū)塊應用4口水平井，取得了較好的施工效果。平均完鉆井深4 675 m，平均鉆井周期69.82 d，較鄰井相同井深縮短67.3 d。三開平均機械鉆速3.11 m/h，較鄰井提高108.5%。二開優(yōu)選1只PDC鉆頭平均進尺2 752 m，實現(xiàn)了“一趟鉆”。三開全部采用休斯頓中心非平面齒PDC鉆頭，1 440 m井段使用6只MV613TAXU完成，單只鉆頭最高進尺達503 m。優(yōu)化采用油基鉆井液體系，鉆井過程中無井下復雜情況發(fā)生，有效預防卡鉆、井眼剝落、定向托壓等事故，鉆井過程中返砂充分，起下鉆通暢。應用自愈合水泥漿技術(shù)，提高了固井質(zhì)量，解決了環(huán)空帶壓問題，提速增效顯著。

6 結(jié)論

(1)二開通過井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，實現(xiàn)了“一趟鉆”技術(shù)。三開優(yōu)選新型非平面齒PDC鉆頭，取得較好的機械鉆速和單只鉆頭進尺，有效解決了深部營城組、沙河子組地層鉆井提速難題。

(2)三開采用油基鉆井液體系，高溫穩(wěn)定性好，潤滑性好，井眼擴大率小，可有效保證鉆井施工安全，無井下復雜。

(3)應用自修復水泥漿技術(shù)，當出現(xiàn)竄流問題時可修復裂縫，恢復水泥環(huán)密封性，提高固井質(zhì)量，解決環(huán)空帶壓問題。