謝江鋒, 段志鋒, 歐陽勇, 解永剛, 吳學升, 蒙華軍, 思代春

(1.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院, 西安 710021; 2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室, 西安 710021)

長慶蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地,是中國第一特大型油氣田,具有埋藏更深、儲層更差、分布不規(guī)律等特點,是低壓、低滲、低產(chǎn)、低豐度的“四低”氣田,一直制約著致密氣高效開發(fā)[1-2]。針對致密氣效益開發(fā)難題,長慶油田始終圍繞降本增效的目標,加大工程技術攻關。第一方面為擴大水平井應用規(guī)模,相比直定向井,水平井具有鉆遇儲層段長、產(chǎn)量高等優(yōu)勢[3]。第二方面擴大井身結構優(yōu)化,開展水動力分析,縮小井眼尺寸,降低鉆井成本[4]。第三方面延長水平段長,攻關超長水平井鉆完井技術。超長水平段水平井不僅可以擴大油氣泄流面積,提高產(chǎn)能,而且針對煤炭疊合區(qū)等環(huán)境敏感區(qū)儲量的動用提供了技術手段。通過鉆井工藝技術持續(xù)優(yōu)化,長慶油田先后在超長水平井鉆完井技術上取得不斷突破,先后突破靖45-24H2井水平段長3 321 m、華H50-7井水平段長4 088 m和靖50-26H1井水平段長4 118 m,推動產(chǎn)能建設提速提效提產(chǎn),超長水平井開發(fā)技術已在長慶油田取得初步成效[5]。隨著水平段的不斷增長,摩阻扭矩增大、井眼軌跡控制困難和套管下入風險高等關鍵性難題更加突出[6-7]?，F(xiàn)通過鉆井持續(xù)工藝攻關,開展長慶油田公司致密氣5 000 m超長水平段水平井試驗井,長慶油田超長水平井鉆完井工藝取得更大突破,也為國內(nèi)外致密氣開發(fā)提供新的手段。

1 鉆遇地層及鉆井技術難點

1.1 鉆遇地層特點

長慶油田致密氣井鉆井過程中,一般鉆遇地層從上至下為第四系,白堊系洛河組,侏羅系安定組、直羅組、延安組和三疊系延長組、紙坊組、和尚溝組、劉家溝組,二疊系石千峰組、石盒子組[8]。目的層為石盒子組8下1段,預測該井盒8下1氣層厚度約2.6 m,該砂體分布穩(wěn)定,平面上具有一定規(guī)模。第四系為膠結疏松的黃土層,可鉆性好,膠結差,易漏、易垮塌。侏羅系安定組、直羅組和延安組的砂巖層埋藏淺,欠壓實,易發(fā)生滲漏。延長組為深灰色、灰黑色泥巖、頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖互層,易發(fā)生氣侵,易垮塌。紙坊組內(nèi)存在泥巖段,應采取防坍塌措施。和尚溝組和劉家溝組應注意防坍塌、防漏。石千峰組、石盒子組需防坍塌來鉆遇目的層。

1.2 鉆井技術難點

(1)長水平段鉆進過程中摩阻扭矩較大,滑動鉆進困難[9-11],井眼軌跡控制難度大[12]。水平段超過4 000 m后,鉆具下放摩阻達到600～700 kN,扭矩達到25～30 kN·m,易發(fā)生鉆具脹扣和疲勞損壞?；瑒鱼@進時工具面無法及時調(diào)整到位,鉆進效率低。

(2)水平段井壁穩(wěn)定性差。水平段泥巖坍塌壓力較高,需采用較高密度的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定,但這易引起井漏[13]。水平段所處的石盒子組8下1段地層以灰色、灰白色、灰綠色含礫砂巖為主,夾棕灰色、深灰色泥質(zhì)砂巖,易發(fā)生坍塌,需采用密度1.2～1.35 g/cm3的鉆井液才能維持井壁穩(wěn)定。

(3)劉家溝組及石千峰組易發(fā)生泥漿漏失,鉆井過程中應注意防止井漏、井涌;石盒子組、山西組為區(qū)域性氣層,部分水平段存在斷層漏失帶,容易發(fā)生井漏,且堵漏難度大。

(4)實際井身超過8 000 m,設計采用4寸鉆桿,井眼軌跡設計和控制難度大,鉆井速度慢。

(5)氣層套管下入摩阻大,難以保證一次順利下至設計井深[14-15]。下套管作業(yè)時間長,水平段套管緊貼下井壁易發(fā)生壓差卡鉆,經(jīng)過泥巖段時易遇阻,后期套管下放摩阻最大達到600～700 kN。環(huán)空間隙小,水平段套管居中難度大,提高頂替效率及固井質(zhì)量難度大,窄間隙固井頂替壓力高,固井風險大[16],留水泥塞后期處理工藝復雜;窄間隙薄水泥環(huán)變形幅度大,體積壓裂對水泥環(huán)封隔有效性要求高。

2 鉆井方案論證及關鍵技術

2.1 井身結構及剖面設計

采用Φ346.1 mm鉆頭×Φ273 mm表套+Φ222.2 mm鉆頭×Φ177.8 mm技術套管+Φ152.4 mm鉆頭×Φ114.3 mm生產(chǎn)套管三開井身結構,如圖1所示。表層套管封固上部黃土層,技術套管下至入窗點。

利用三維水平井全井段軌跡計算模型,優(yōu)選“直-增-穩(wěn)-扭方位增斜-增-水平段”的井身剖面設計,根據(jù)本井偏移距329 m,造斜點高度選擇800 m,實現(xiàn)上部井段小井斜消偏。扭方位段選擇增斜扭方位,滑動方位變化率控制在4°/30 m～10°/30 m,井斜變化率控制在2°/30 m 的范圍內(nèi)。增斜段控制全角變化率4°/30 m以內(nèi),井斜角45°之前實鉆造斜率略高于設計造斜率,井斜大于60°后鉆具組合復合增斜率能達到3°/30 m～4°/30 m,以復合+微調(diào)的方式為主,提高施工效率。在入窗前50 m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)整井斜至89°～90°快速入窗,確保井眼軌跡圓滑,最大限度降摩減阻。

圖1 靖51-29H1井實鉆井身結構Fig.1 Actual wellbore structure of well Jing 51-29H1

2.2 降摩減阻工具及工藝技術

根據(jù)設計的三開井段鉆具組合:Φ152.4 mm 鉆頭+120 mm旋轉導向+120 mm模塊螺桿+120 mm LWD(隨鉆測井工具)+ 120 mm BCPM(動力模塊)+120 mm短接+146 mm扶正器+120 mm接頭+120 mm接頭+124 mm浮閥+101.6 mm加重鉆桿×(3～5)根+101.6 mm(海龍扣,線重24.38 kg/m)鉆桿×(160)根+101.6 mm加重鉆桿×(51)根+101.6 mm(海龍扣,線重24.38 kg/m)鉆桿若干,應用各工況摩阻參數(shù)(表1)反算摩阻系數(shù),推算5 000 m水平段最大扭矩30.8 kN·m,超過101.6 mm鉆桿(鋼級S135,海龍扣型)上扣扭矩20.77 kN·m(圖2)。鉆具抗拉安全系數(shù)1.35,且下鉆和滑動鉆進工況發(fā)生螺旋屈曲。因此必須采取工程措施,控制較小摩阻系數(shù)值。

表1 各工況摩阻系數(shù)表Table 1 Friction coefficient under various working conditions

(1)鉆具組合優(yōu)化。

采用組合式鉆桿,井口端用高抗扭NC46扣鉆桿(線重24.38 kg/m,上扣扭矩30.79 kN·m),井底段用NC40,線重17.66 kg/m。使用鉆桿降摩減扭接箍,將鉆桿接頭與井壁之間的滑動摩擦轉為滾動摩擦,有效降低施工摩阻扭矩。

自主研發(fā)井下動力脈沖式(Ⅰ型)、渦流振蕩式(Ⅱ型)型兩種水力振蕩器,通過產(chǎn)生的振動將鉆柱與井壁的靜摩擦改變?yōu)閯幽Σ?從而降低摩阻,并通過優(yōu)化安裝位置,有效解決了滑動鉆進托壓問題優(yōu)化水力振蕩器安放位置。水力振蕩器與鉆頭距離60～90 m,平均滑動機速提高7.51%,降摩減阻效果顯著。

頂驅(qū)配置扭擺鉆井工具系統(tǒng),在水平段滑動粘托嚴重的井使用效果明顯,滑動鉆進效率提高20%。自動扭矩擺動系統(tǒng)或稱快速滑動鉆井系統(tǒng),通過在滑動鉆進過程中在地面對鉆柱施加一定的正反交替的扭擺運動,維持井下導向鉆井馬達工具面不變的情況下,使上部鉆柱作周向往復運動,大幅度地釋放井下鉆柱的摩阻,進一步提高滑動鉆進速度。

(2)控制固相含量。

配套額定壓力52 MPa的F-1600加強型泥漿泵,振動頻率60 Hz、振幅6.8 mm的高頻振動篩,轉速3 600 r/min的高速離心機以及1 750 r/min的離心式除砂除泥一體機,嚴格控制鉆井液固相含量,降低摩阻。

2.3 水力參數(shù)分析

參考長慶油田前期完成的兩口4 000 m以上長水平段水平井施工泵壓排量,標定核對各項計算參數(shù),對下步施工泵壓、排量、當量循環(huán)密度進行預測,推薦靖51-29H1井底施工排量14～16 L/s(0.84～0.96 m3/min),預測泵壓31 MPa。考慮井眼清潔排量下限要求為12.5 L/s,即0.75 m3/min,泥漿泵額定泵壓35 MPa。推薦:排量12.5～16 L/s,對應泵壓為25～35 MPa。

2.4 高性能水基鉆井液體系

針對致密氣4 000 m以上超長水平段水平井鉆進摩阻扭矩大、井眼清潔困難、鉆遇泥巖井壁穩(wěn)定難度大以及抗污染能力等主要技術難題,應用低摩阻、強抑制性、環(huán)保型復合鹽水基鉆井液體系,潤滑性能和防塌性能接近油基鉆井液,井眼清潔能力優(yōu)于油基鉆井液。鉆井液密度1.26～1.30 g/cm3,黏度55～60 s,摩阻系數(shù)0.08,濾失量小于3 mL,有害固相含量控制在1.5%以內(nèi)。

聚合醇是一種高潤滑抑制劑,在鉆井液中加入2%時,潤滑系數(shù)降低50%以上。聚合醇通過氫鍵吸附于井壁表面,抑制微裂縫的產(chǎn)生,可吸附于鉆屑及黏土顆粒表面,抑制其水化分散與膨脹。聚合醇的濁點效應形成的微乳狀液,有利于保護油氣層,可降低油水界面張力,減少水鎖(表2)。

表2 鉆井液加聚合醇抑制性能及儲層保護性能評價結果表Table 2 Evaluation results of inhibition performance and reservoir protection performance of drilling fluid with polyol

Weigh2有機鹽可降低水活度,抑制黏土顆粒分散,通過室內(nèi)試驗研究表明,抑制性強于KCl、甲酸鉀、甲酸鈉(圖3),小分子有機酸根不含氯根,不會造成土壤鹽堿化,具有密度調(diào)節(jié)的作用,可彌補重晶石減量造成體系密度降低情況。

通過調(diào)整鉆具、鉆井液潤滑性、優(yōu)化工藝等措施,控制較小摩阻系數(shù)(靖51-29H1井套管段0.2,裸眼段0.25),可有效降低鉆具屈曲程度(表3),可保證5 000 m水平段鉆井施工順利進行。

優(yōu)化后形成配方如下:500 mL水+4%膨潤土+0.3%純堿+0.25% 黃原膠+2.5% 改性天然高分子+4.0%無熒光白瀝青 +5%復合鹽+0.5%聚丙烯酰胺+3%聚合醇 PGCS-1+5%+抑制劑有機鹽+10% 氯化鉀+3%超細鈣+10%重晶石。優(yōu)化后的水平井鉆井液,在各種條件下塑性黏度維持在20 mPa·s左右,動切維持在10～15 Pa,API中壓失水控制在3 mL以內(nèi),高溫高壓失水控制在13 mL以內(nèi)(表4)。

圖3 Weigh2有機鹽性能對比分析Fig.3 Comparative analysis of Weigh2 organic salt properties

表3 鉆具校核分析表Table 3 Checking and analysis of drilling tools

2.5 三維水平井高效控制技術

2.5.1 三維水平井軌跡設計與計算軟件

自主研發(fā)了三維水平井軌跡控制軟件,具有三維水平井軌跡設計、實鉆計算、待鉆預測及摩阻扭矩計算功能模塊。設計的剖面可以降低施工難度,并且可以直觀顯示三維水平井的軌跡,使設計的軌跡便于現(xiàn)場施工。

2.5.2 糾偏控制模式

利用糾偏軌跡控制鉆具組合、致密氣四合一雙穩(wěn)鉆具、頁巖油單彎單穩(wěn)導向鉆具,以降低全井摩阻扭矩為目標,兼顧提高復合鉆進比例,結合不同地層增降斜規(guī)律,優(yōu)化不同偏移距糾偏控制軌跡關鍵參數(shù),設計較低的造斜、扭方位全角變化率,為降低全井摩阻扭矩奠定基礎。

2.5.3 長水平段軌跡平滑控制技術

常規(guī)鉆具控制技術采用雙穩(wěn)定器導向鉆具組合,優(yōu)選中等彎角大扭矩低轉速螺桿、球形耐磨穩(wěn)定器,優(yōu)化穩(wěn)定器尺寸、位置,復合鉆進比例達到90%以上,軌跡調(diào)整考慮慣性趨勢,控制全角變化率不超標。水平段超過4 000 m以后無法實現(xiàn)滑動鉆進,必須使用旋轉導向鉆具,應用旋轉導向鉆井工藝技術,最大全角變化率3.06°/30 m,平均全角變化率0.74°/30 m,分別較應用常規(guī)組合低20.93%、60.63%[17-18]。

2.5.4 個性化PDC鉆頭設計與應用

自主開發(fā)了PDC金剛石復合片鉆頭設計平臺,具有三維自動建模與掃描、鉆頭選型數(shù)據(jù)庫設計、鉆頭復合片檢測及PDC鉆頭設計等功能。根據(jù)鉆遇石盒子組地層可鉆性分析,通過提高鉆頭抗研磨性、自銳性、導向鉆進工具面穩(wěn)定性三方面對PDC 鉆頭進行了個性化設計:采用淺錐、雙圓弧冠部輪廓同軌布置,五刀翼結構(3個長刀翼+2個短刀翼)設計,提高鉆頭導向穩(wěn)定性;優(yōu)選進口耐磨性高、抗沖擊能力強的主切削齒,增強攻擊性強,提高機械鉆速;同時采用高配比水力參數(shù)優(yōu)化設計,設置5個可調(diào)水眼,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,提高鉆頭射流沖擊力、鉆頭冷卻效果及井底清洗效果,避免井底重復切削現(xiàn)象。

表4 鉆井液體系配方流變及抗溫抗污染性能評價結果表Table 4 Evaluation results of rheology, temperature and pollution resistance of drilling fluid system formula

2.6 井眼清潔工藝技術

針對長水平段水平井井眼清潔困難等問題[19-21],試驗配套了巖屑床清砂鉆桿、PWD隨鉆壓力測量短接及ECD當量循環(huán)密度監(jiān)控分析系統(tǒng),總結形成了鉆具高轉速擾動攜砂、倒劃眼清砂、大排量循環(huán)等井眼清潔工藝技術。

(1)巖屑床清砂鉆桿。旋轉導向鉆具及“雙扶”通井組合加裝清砂鉆桿,間隔300 m,根據(jù)水平段長度確定加裝數(shù)量。

(2)ECD監(jiān)控判定井下狀況。試驗PWD測量短接,及時檢測ECD變化,預警井眼狀況。

(3)鉆具高轉速擾動攜砂。高轉速擾動作用將沉積在下井壁的巖屑帶到上井壁高流速區(qū),提高井眼清潔效果。

(4)倒劃眼清砂。完鉆后全部裸眼段采取倒劃眼起鉆,修復處理井筒、清除巖屑床。

(5)大排量循環(huán)攜砂。按環(huán)空返速至少1.5 m/s提高排量循環(huán)洗井。

2.7 螺桿鉆具優(yōu)選技術

對標北美頁巖氣,優(yōu)選大功率螺桿,實施“大鉆壓、大排量、高轉速”激進鉆井參數(shù),通過不同地層、不同鉆井參數(shù)組合下的機械鉆速對比試驗,總結出了適合各地層提速提效的最優(yōu)參數(shù)組合及最快鉆速模板。中生界三疊系以上:地層可鉆性好,鉆頭易吃入地層,通過增大排量、強化轉速,從而提高機械鉆速,選用5級以上高速螺桿。劉家溝及以下:地層可鉆性差、研磨性較強,適當降低轉速、加大鉆壓。選用中低速大扭矩螺桿。

2.8 漂浮下套管技術

通過模擬計算,采用常規(guī)下套管方式,套管會發(fā)生正弦屈曲,建議采用漂浮下套管工藝技術[21](圖4)。為了確保直徑114.3 mm套管順利下入裸眼直徑152.4 mm、長5 000 m的水平段,首先做好通井和地層承壓工作,在套管串中應用了NDS盲板式漂浮接箍和旋轉引斜;完井封閉漿中加入液體潤滑劑、玻璃微珠確保套管順利入井[22]。

2.9 固井工藝

該井水平段固井環(huán)空間隙僅19 mm,窄間隙固井水平段套管居中難度大,提高頂替效率及固井質(zhì)量難度大頂替壓力高,一次上返困難,固井風險大,留水泥塞后期處理工藝復雜。

下套管前開展地層承壓能力試驗,承壓能力達到 1.35 g/cm3。優(yōu)選低密高強水泥漿體系,通過數(shù)值模擬,提高管串居中度,水平段1根套管加1個整體式扶正器,斜井段2根加1個扶正器。利用固井頂替模擬裝置,開展環(huán)空流速及壓降模擬研究,施工排量0.5～0.8 m3/min左右條件下,具有最優(yōu)頂替效率,采用70 MPa泵車頂替,提高施工安全性。

圖4 套管漂浮下入時屈曲分析Fig.4 Buckling analysis of floating casing running in

3 典型井例

3.1 井眼概況

長慶油田在致密氣部署了一口設計井深8 308 m、水平段長5 000 m的致密氣藏水平井—靖51-29H1井。該井目的層為石盒子組8下1段,以淺灰色、灰白色、灰綠色含礫砂巖為主,夾棕灰色、深灰色泥質(zhì)砂巖。采用“三開”井身結構,井身結構設計如表5所示。

表5 靖51-29H1井井身結構設計Table 5 Wellbore structure design of well Jing 51-29H1

3.2 實鉆效果

(1)完鉆井深8 528 m,水平段長5 256 m。二開斜井段采用PDC鉆頭+螺桿鉆具符合鉆具組合。配套MWD隨鉆測量磁導向工具和Ⅱ型水力振蕩器,保證井眼光滑,防止滑動鉆進脫壓力。二開增斜段配套旋轉導向工具和9根震擊器,保證順利入窗,鉆井技術指標見表6。配套額定壓力52 MPa的F-1600加強型泥漿泵和3 600 r/min的高速離心機等固控設備,解決鉆井排量需求和固控要求。

(2)三開配套使用巖屑清除鉆桿器(圖5),借助鉆井液旋流清理井眼沉沙,保障井眼清潔。研發(fā)低摩阻、強抑制性、環(huán)保型復合鹽水基鉆井液體系CQSP-4,水平段鉆井液性能如圖6所示。水平段鉆井液平均黏度66 s,密度1.2～1.4 g/cm3,濾失量小于3.5 mL,有效保護井壁穩(wěn)定性。

(3)為降低水平段鉆進的摩阻扭矩,在水平段2 450 m時加入金屬減阻劑,上提摩阻由40.3 t降低至23.8 t,扭矩由22.3 kN·m下降至16.4 kN·m,如圖7和圖8所示,降摩減阻效果顯著。最大摩阻達87 t,最大扭矩27 kN·m。

(4)采用雙漂浮下套管技術,分別在4 343 m和5 337 m下一個漂浮接箍(圖9)。完井封閉漿中加入液體潤滑劑、玻璃微珠確保套管順利入井。采用一體化設計的Ф114.3 mm弓簧彈性套管扶正器,該扶正器具有結構強,與井壁點接觸,活動阻力小,居中度高,可通過性強等特點,較常規(guī)螺旋扶正器具有扶正效果好,過流面積較大,大幅度減小下套管摩阻,水平段每2根套管安放1只,進入直井段、斜井段技術套管內(nèi)后每3根套管安放1只,保證套管居中度,避免出現(xiàn)套管緊貼下井壁造成“寬窄邊”現(xiàn)象,有效提高水泥漿頂替效率和固井效果。

表6 斜井段鉆井技術指標Table 6 Drilling technical indexes of inclined section

圖6 水平段鉆井液性能指標Fig.6 Performance index of drilling fluid in horizontal section

圖7 水平段摩阻變化曲線Fig.7 Variation of friction in horizontal section

圖8 水平段扭矩變化曲線Fig.8 Torque variation in horizontal section

圖9 NDS漂浮接箍現(xiàn)場使用照片F(xiàn)ig.9 NDS floating collar field use photo

(5)采用一次上返固井完井方式,領漿使用1.25 g/cm3玻璃微珠低密度水泥漿體系封固2 500～3 000 m,尾漿使用1.90 g/cm3增強韌性水泥漿體系封固3 000～8 528 m。固井碰壓26 MPa,施工順利。

3.3 效益分析

5靖1-29H1井鉆遇砂巖5 129 m,有效儲層長度3 732 m,有效儲層鉆遇率71.0%,現(xiàn)場壓裂施工45段218級,試氣無阻流量220×104m3/d,為煤炭疊合區(qū)或水源林業(yè)保護區(qū)等敏感區(qū)域提供儲層動用手段。

4 結論

(1)通過優(yōu)化井身結構和剖面設計、優(yōu)選鉆具組合、鉆頭和降摩減阻工具,提高機械鉆速。配套旋轉導向鉆井技術,提高長水平段井眼軌跡的控制能力和井眼光滑性,形成了適用于長慶油田致密氣藏超長水平段水平井鉆井技術。

(2)優(yōu)選出了適用于致密氣藏超長水平段水平井的高性能水基鉆井液,其具有良好的潤滑性和強抑制性,能防止長水平段井壁坍塌,降低摩阻和扭矩。

(3)采用漂浮下套管技術,優(yōu)選漂浮長度,能降低套管下入難度和摩阻,可保證套管順利下至設計位置,對超長水平段水平井下套管作業(yè)有一定的借鑒作用。