大牛地氣田水平井鉆完井工藝技術

常興浩，秦玉英，王錦昌

(中石化華北分公司，河南 鄭州 450006)

引 言

1 前期水平井鉆井遇到的問題

鉆遇二疊系延長組砂礫巖滲漏性強地層，易縮徑卡鉆，且礫石容易使鉆頭蹩跳;和尚溝組、石千峰組泥巖堅硬，細砂巖、粉砂巖研磨性強，并且含少量礫石［2－3］，可鉆性差，PDC 鉆頭憋跳鉆嚴重，牙輪鉆頭易發生牙齒剝落，掉牙輪事故。

以山西組為目的層的水平井，斜井段鉆遇煤層易發生垮塌，垮塌原因主要是煤層的層理結構和裂隙結構發育，煤層應力敏感性高，尤其是大斜度井段容易發生井壁垮塌［1］。DF1井目的層為下二疊統山西組氣層，造斜段鉆遇43 m厚煤層，施工中發生煤層垮塌，填井側鉆［4］。DPS－1井，在山西組造斜井段鉆遇煤層，發生垮塌，劃眼無法通過，被迫打水泥塞回填側鉆。DPS－2井在山西組鉆遇3套煤層，多次發生起下鉆遇阻情況，由于煤層垮塌，2次打水泥塞回填側鉆［1］。

下石盒子目的層非均質性強，泥巖夾層不等厚分布，鉆遇長段泥巖易泥包、卡鉆，因此需要進行回填側鉆或懸空側鉆，并且往往側鉆軌跡垂深調整較大，井眼軌跡控制難度增大。例如，DP1井水平段3次回填側鉆，1次懸空側鉆。DP35－1井設計A靶點巖性發生變化，深度較預測深度上提14.1 m。為了準確中靶被迫加大造斜率，最大造斜率達0.48°/m［4］，工程施工風險加大。

2 優快鉆井技術

2.1 小井眼井身結構優化

水平井試驗早期采用的井身結構水平段為?215.9 mm井眼，如DF2井，井身結構詳見表1所示。當時水平段選用?215.9 mm井眼主要原因是:①井眼尺寸大，鉆柱的環空間隙相對較大，鉆柱的起下相對安全，對鉆井出現的復雜情況處理手段相對較多［5－6］;②低滲砂巖儲層必須壓裂改造才能有效建產，而當時的壓裂工具不夠成熟，壓裂工具在?215.9 mm井眼作業相對安全。

水平段?215.9 mm大井眼井身結構是導致機械鉆速慢的主要原因:①由于井眼尺寸大，單位進尺鉆頭切削巖石體積多［5］;②鉆頭尺寸切削巖石表面積大，鉆機功率在鉆頭處的消耗就大;③鉆柱尺寸大，扭矩大，鉆機余量相對較小。以上因素直接導致了機械鉆速慢，鉆井指標低。2009年開始試驗水平段?152.4 mm井眼的井身結構(表1)。該井身結構較優化前井眼尺寸整體縮小一級，井眼尺寸的縮小，改善了大井眼井身結構的不足，在同等鉆機能力情況下大大提高了機械鉆速，同時也能夠滿足目前的壓裂技術要求。

表1 井身結構優化前后對比

2.2 井眼軌道設計優化

水平井試驗初期井眼軌道采用五段制(直—增—穩—增—平)或七段制(直—增—穩—增—穩—增—平)剖面設計。例如DP1井、DP35－1井設計靶前距為230 m，采用七段制剖面設計，最大增斜率為0.28°/m，又如DP5井，采用五段制剖面設計，造斜段增斜率分別為0.21°/m、0.14°/m。設計靶前距短，增斜率大，是導致機械鉆速慢［7－9］、指標低的又一重要原因:①該區造斜段最大采用1.5°單彎螺桿工具造斜，1.5°單彎螺桿滑動增斜能力為0.33～1.17°/m，要滿足設計0.28°/m的增斜要求，就要求鉆具鉆進1個單根(9 m)，必須滑動鉆進7～8 m，而滑動鉆進的機械鉆速較復合鉆進低，就導致了斜井段機械鉆速低，進而影響全井的鉆井指標;②斜井段機械鉆速慢，在鉆遇煤層、泥巖地層時容易發生井壁垮塌、失穩，一旦發生井壁失穩，鉆井指標勢必大大降低，因此斜井段機械鉆速低是制約鉆井提速的一大因素。

在總結前期問題的基礎上進行了井眼軌道剖面優化，優化后靶前距為350～400 m，采用三段制剖面設計，造斜率為0.14～0.16°/m，采用該軌道設計后，造斜段進尺1個單根(9 m)，滑動鉆進4～5 m，復合鉆進4～5 m，復合鉆進比例的提高，提高了該井段的機械鉆速，提高了鉆井指標。優化前后的造斜率見表2。

2.3 煤層安全鉆進技術

以山西組為目的層的水平井鉆遇煤層發生井壁垮塌是制約鉆井指標提升的又一重要因素?，F場對煤層取樣、機理分析表明，山西組煤層層理性較強，塊狀結構不明顯，煤層的層狀結構決定了煤層在垂直方向上膠結力薄弱，表現為層與層之間膠結力較層內膠結力小，并且膠結物易吸水釋放粘貼力，導致煤層更容易沿層理成片狀剝落掉塊，在井斜越大的井段，煤層的層狀結構更大面積的暴露于井筒中，在水平段，煤層的層理直接與井筒平行。煤層的層狀結構越大面積的暴露于井筒，就越容易垮塌掉塊［1］。

《城市綠線管理辦法》《城市規劃編制辦法》等一系列部門規章，覆蓋了風景園林行業的規劃設計、組織管理、景觀保護等方面，通過行政介入與政府引導的方式有效地加強了風景園林規劃建設的運行與管理。

在對煤層垮塌機理研究的基礎上，提出了相應對策。

(1)確定合理的鉆井液密度維持適當的靜液柱壓力，以保持煤巖應力處于平衡狀態，盡可能降低鉆井液濾失量。對比分析了13口水平井進入煤層后鉆井液密度情況，密度為1.17 g/mL的DP8井，1.18 g/mL的DPS－1井，1.20 g/mL的DP7井都發生了嚴重的煤層垮塌事故，劃眼不能通過，只能采取回填側鉆的方式處理垮塌;密度為1.25 g/mL的DP11井、DP12井、DP17井、DPS－3井，密度為1.23 g/mL的DP6井，都順利鉆過了煤層。

(2)維持鉆井液具有良好的流變性，保持鉆井液具有良好的潤滑性。對比研究14口井的的漏斗黏度和動朔比，順利穿過煤層的井，如DP9井、DP6井、DP11井、DP15井、DP10井、DP12井、DP17井和DPS－3井，鉆井液漏斗黏度為60～95 s。

(3)嚴格控制鉆井液的含砂量和濾失量。

(4)在進入煤層前50 m開始降低轉速，控制起下鉆速度，減少旋轉鉆具和壓力激動對煤層井壁的影響。對比了13口水平井進入煤層后的起下鉆速度，起下鉆速度越快，越容易發生煤層垮塌事故。最典型的是DP7井，煤層垮塌前的1趟起下鉆均速高達18.18 m/min。DPS－1井煤層垮塌前的1趟起下鉆均速為12.9 m/min，DPS－2井煤層垮塌前的1趟起下均速為14.21 m/min。進入煤層起下鉆速度較小的井發生煤層垮塌的風險較小，如DP9井、DP6井、DP15井和DP13井煤層段起下鉆均速分別為5.7、7.3、5.5 和7.8 m/min。

(5)鉆進煤層時應采用大水眼鉆頭，減少射流對井壁的沖蝕，同時加大排量，保證攜巖;進入煤層前要簡化鉆具組合，不帶穩定器、扶正器，盡量減少鉆鋌數量，配接加重鉆桿［1］。

安全鉆進煤層技術現場應用后取得了良好的效果。例如DPS－7井造斜段穿越102 m煤層，井壁無垮塌，后續管柱下入安全。

2.4 二開上部直井段復合鉆進技術

針對二開上部井段(直羅組—延長組)地層膠結性差，可鉆性高，但易井斜的特點，優化采用“PDC+螺桿”的復合鉆具組合:?215.9 mm鉆頭+?172 mm直螺桿 +?214 mm扶正器 +?177.8 mm鉆鋌6根+?158.8 mm鉆鋌7根+?127 mm鉆桿串。該鉆具組合的優點是:①防斜效果好，由于螺桿的轉速較高，在相同進尺下切削下井壁的轉數比常規組合高出幾倍，只要鉆頭緊貼下井壁，其防斜效果非常好，特別是在傾斜地層，效果明顯［10］;②機械鉆速快，由于螺桿的鉆速高，機械鉆速明顯提高，對于軟—中軟地層，機械鉆速可提高50% ～100%。

該鉆具組合的本質是鐘擺+螺桿，其機理是直螺桿上部的?214 mm扶正器使下部螺桿鉆具具有鐘擺效應，螺桿的高速旋轉增加了橫向切屑力和橫向切削頻率，從而具有一般鐘擺鉆具組合所不及的防斜能力，螺桿的高轉速配合高效鉆頭也使得機械鉆速大大提高。自推廣該鉆具組合后，大牛地地層上部直井段的機械鉆速得到了很大提高。取得了良好的應用效果。表3為2012年上半年使用PDC+螺桿的復合鉆進技術與2011年使用普通鉆具組合的對比表。由表3可知，2012年復合鉆進二開第1趟鉆進平均進尺為1 023.73 m，較2011年增長263.59 m，其中平均機械鉆速為36.09 m/h，較2011年二開第1趟鉆進機械鉆速(22.44 m/h)提高60.82%。

表3 2012年二開第1趟復合鉆進與2011年普通鉆進方式對比情況

3 應用效果

截至2012年7月底，經過逾100口水平井的實踐，逐步形成了大牛地氣田水平井關鍵鉆完井工藝技術，鉆井指標得到了很大提升。平均鉆井周期從2002年DP1井的139.0 d，縮短到2012上半年的61 d，平均機械鉆速從DP1井的3.02 m/h提高到2012上半年的6.75 m/h。其中無導眼水平井DPH－10井(水平段長度為1 200 m)以鉆井周期31.71 d創造了工區水平井鉆井周期最短紀錄，有導眼水平井DPH－14井(水平段長度為1 200 m)以鉆井周期39.17 d，創造了工區有導眼水平井最短周期紀錄，DPH－17井(水平段長長度為1 200 m)全井平均機械鉆速為11.68 m/h，創造了工區水平井平均機械鉆速最高紀錄。

DPH－10井是大牛地氣田在鄂爾多斯盆地部署的1口開發井，設計井深為4 097.39 m，水平段長為1 200 m，目的層為下石盒子盒1氣層。該井設計水平段采用?152.4 mm井眼井身結構設計，軌道剖面采用三段制單增剖面設計，設計造斜率為0.16°/m。二開直井段為396～2 322 m，采用PDC+螺桿復合鉆進方式，二開第1趟鉆采用鉆頭GD1605T復合鉆進，機械鉆速高達68.68 m/h，進尺440.95 m，二開第2趟鉆為復合鉆進，采用鉆頭M1655FC，一趟鉆進尺為1 000.03 m，機械鉆速為24.5 m/h，大斜度井段著陸前1只HJ517G鉆頭機械鉆速為4.84 m/h，進尺為261.61 m。三開水平段第1只 P5235MJH鉆頭機械鉆速最高，達到16.11 m/h，水平段第2只PDC鉆頭M1652C鉆進井段為3 266.91～3 605.00 m，進尺為338.09 m，機械鉆速為12.64 m/h。該井鉆井周期為31.71 d，全井平均機械鉆速為11.38 m/h，創大牛地氣田水平井鉆井周期最短紀錄［10］。

DPH－14井是位于鄂爾多斯盆地的1口開發井，設計井深為3 864.09 m，水平段長為1 200 m。采用水平段?152.4 mm井眼的三級井身結構，主井眼軌道剖面采用三段制單增剖面設計，設計造斜率為0.16°/m，該井實施導眼。二開上部直井段采用PDC+螺桿復合鉆進模式，第1只鉆頭為M1655FC鉆頭，在延安組、延長組、二馬營組井段進尺為868.29 m，平均機械鉆速為26.11 m/h;第2只仍采用M1655FC鉆頭，進尺為800.09 m，平均機械鉆速為14.00 m/h;導眼段使用1只PDC鉆頭，進尺為240.81，機械鉆速高達8.12 m/h。水平段第1只鉆頭為P5335MJ鉆頭，進尺達671.16 m，機械鉆速高達17.43 m/h。該井在實施導眼的情況下，鉆井周期縮短為39.17 d，取得了良好的應用效果。

4 結論與認識

(1)井身結構的優化，井眼尺寸的有效縮小，是機械鉆速大大提高、鉆井周期大幅縮短的重要前提和保障。

(2)二開上部直井段復合鉆進方式的采用，大大提高了PDC鉆頭的轉速和切削巖石的效率，是機械鉆速提高的又一重要因素。

(3)井眼軌道的優化，造斜段造斜率的降低，提高了復合鉆進的比例，提高了斜井段的機械鉆速，大大提高了鉆井指標。

(4)煤層安全鉆進技術的應用，降低了鉆遇煤層的風險，安全鉆過煤層是鉆井指標提升的又一重要保證。

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