美國PR盆地淺部Parkman儲層致密砂巖水平井鉆井關鍵技術措施及其實施效果

岳江河 肖喬剛

(1. 中國海洋石油國際有限公司 北京 100027； 2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津 300452)

美國PR盆地淺部Parkman儲層致密砂巖水平井鉆井關鍵技術措施及其實施效果

岳江河1肖喬剛2

(1. 中國海洋石油國際有限公司 北京 100027； 2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津 300452)

美國PR盆地Niobrara頁巖和其上部的致密砂巖油氣項目是中國海油在美國投資的主要非常規油氣項目之一。針對該項目區塊PR盆地淺部Parkman儲層埋藏淺、地層壓力下降大、井眼軌跡控制難度大等鉆井作業難題，提出了優選鉆頭及鉆井參數、精確控制水平井井眼軌跡、優化水平井鉆具組合、優化鉆井液性能及應用Pad鉆井模式等水平井鉆井關鍵技術措施，成功在PR盆地淺部Parkman儲層完成了10口水平井鉆井作業，綜合鉆井成本較低，為類似致密砂巖油氣鉆井作業提供了良好借鑒。

致密砂巖油氣；Parkman儲層；水平井；關鍵技術措施；實施效果

1 Parkman儲層致密砂巖水平井鉆井作業難點

美國切薩皮克能源公司Niobrara頁巖油氣項目區塊主要分布于美國科羅拉多州和懷俄明州境內[1-2]。該區塊以致密砂巖油氣和尼奧泊拉拉頁巖為主。2012年中國海油與美國A公司聯合在PR盆地淺部地層進行開發井鉆井作業，至2013年10月共計完成10口水平井鉆井作業，其中在PR盆地淺部Parkman儲層進行的水平井鉆井作業遇到了較大挑戰。

PR盆地位于美國懷俄明州東北部以及蒙大拿州東南部，形成于晚白堊紀-新近紀的拉拉米造山運動期間的落基山前陸構造盆地。該盆地為不對稱山間盆地，西翼狹窄，東翼平緩寬闊，盆地內地層發育從寒武系至第三系多套地層，最厚可達5 186 m[3]。其中Shannon、Sussex、Parkman和Teapot儲層屬于淺部儲層。Parkman儲層位于上白堊系，為致密砂巖儲層。該儲層沉積于坎佩尼階中期，為進積三角洲沉積體系，覆蓋于廣闊的海相陸架沉積地層Steel Shale之上(盆地西部為Cody Shale組地層)。該儲層巖性特征表現在：①前三角洲泥巖和粉砂巖互層，局部為分選較好的極細砂巖；②向上變粗的近濱沉積，中粒砂巖，粉砂巖夾層；③碳質-瀝青質粉砂和泥巖陸源碎屑沉積。Parkman儲層水平井鉆井作業難點主要表現在：

1) 儲層埋藏淺，地層穩定性差，井壁失穩問題嚴重。Parkman儲層深度為1 524～2 896 m，埋藏相對較淺，水平井鉆進過程中初始造斜點及水平段深度相應較淺，地層穩定性較差。此外，由于水平段井段長，作業周期長，井壁失穩問題嚴重，在Parkman地層的鉆進過程中多次發生嚴重的井壁失穩問題，導致卡鉆、埋鉆具等事故的發生。

2) 地層壓力下降導致井下漏失發生次數多。由于上部儲層Teapot與下部儲層Sussex層以及Parkman儲層自身的開發生產，使得Parkman儲層地層壓力下降較多，地層壓力系數小于1.0，水平井鉆進過程中多次發生井下漏失，情況嚴重時導致卡鉆、埋鉆具等事故發生。

3) 常規鉆井方式井眼軌跡控制難度大。隨著井斜的增大，鉆具在重力作用下斜躺在下井壁上，鉆鋌施加的鉆壓很難傳遞到鉆頭，低鉆壓條件下鉆速慢[4]。斜井段特別是水平段摩阻和扭矩隨著水平位移的增加而迅速增大，采用常規鉆井工藝施工導致水平井鉆井難度大。

由于租地地表面積的限制(最大化利用租地)，在總井深不增加的情況下，為保證盡可能長的水平段長度和后期較多的壓裂級數，造斜井段設計全角變化率10～15°/30 m，造斜井段設計長度控制在200～400 m內[5-6]。

4) 井身結構設計限制因素多。美國的環境保護法律要求嚴格，當地州法律要求表層套管要封固上部淡水層，避免對地下淡水產生污染等，對鉆井井身結構設計要求高[7-8]。

2 水平井鉆井關鍵技術措施

PR盆地淺部Parkman地層鉆井作業主要采用簡化的三開井身結構(表1)。針對水平井鉆井過程中遇到的難題，采取了以下技術措施。

表1 PR盆地淺部Parkman地層A1井井身結構

2.1 優選鉆頭及鉆井參數，實現快速鉆進

表層作業要求“防斜打快”，采用PDC鉆頭配合泥漿馬達的鉆具組合結構，表層作業井深在550 m以上，選用5～6刀翼，19 mm切削齒PDC鉆頭，轉速80～90 r/min，鉆壓1～10 t，排量3 800～4 000 L/min。

上部直井段作業，選用PDC鉆頭配合高性能泥漿馬達鉆具組合結構，配合MWD測斜工具，對井眼軌跡進行監測，選用5～6刀翼，16～19 mm切削齒PDC鉆頭,轉速80～90 r/min，鉆壓5～12 t，排量3 500～4 000 L/min。

造斜井段作業，設計造斜率通常為10～14°/30 m,設計造斜井段長度200～400 m，作業過程中，采用倒裝鉆具組合結構，選用馬達+PDC鉆頭鉆具組合，優選5～6刀翼，長保徑，16～19 mm切削齒PDC鉆頭，確保工具造斜率，同時能夠滿足下部水平段繼續鉆進。

采用倒裝鉆具組合結構，優選泥漿馬達與長保徑PDC鉆頭，盡可能采取復合鉆進模式，通過鉆井參數的調整與控制，實現井眼軌跡的控制，視井下情況選擇使用提速工具水力振蕩器。

2.2 精確控制水平井井眼軌跡

由于租地地表面積的限制(最大化利用租地)，在總井深不增加的情況下，為保證盡可能長的水平段長度和后期較多的壓裂級數，造斜井段設計全角變化率10～15°/30 m，造斜井段設計長度控制在200～400 m以內。經計算，與選用5°/30 m造斜率相比，在造斜井段選用15°/30 m的造斜率能夠增加約230 m長的水平段。

在PR盆地作業中，采用三段式井眼軌跡(直井段、造斜井段、水平段)。表層井段要求防斜打直，表層作業鉆進至初始造斜點時，更換定向井鉆井組合，采用10～14°/30 m的大曲率造斜著陸。大曲率井段長度一般為200～400 m。水平井著陸點控制精度要求：上下為4.57 m，左右為9.14 m。

2.3 優化水平井鉆具組合

設計四趟鉆具組合，完成整口井的鉆進作業。其中，在造斜井段以及水平段作業過程中，在力學分析的基礎上，采用加重鉆桿代替鉆鋌、合理倒裝鉆具，由上部加重鉆桿提供鉆壓，下部鉆桿代替鉆鋌傳遞軸向載荷，從而減少鉆柱與井壁之間的作用力，大大降低了井下摩阻，提高了鉆井效率。在PR盆地作業中，各開次詳細鉆具組合見表2。

表2 PR盆地淺部Parkman地層A1井各開次鉆具組合

2.4 優化鉆井液性能

表層采用清水鉆井液鉆進， 鉆進過程中接立柱時直接從鉆桿投入新型聚丙烯酰胺材料，保持井眼清洗效率(防止形成泥球堵塞環空及回流管線)。每柱掃高黏稠漿攜帶巖屑，黏度在100 s以上，保持井眼干凈。保持低的鉆井液pH值基本維持在7～9。鉆井液密度盡可能低，保持高的機械鉆速。

直井段主要采用新型聚丙烯酰胺體系鉆井液鉆進。二開鉆進至2 134 m左右，轉化鉆井液體系為新型聚丙烯酰胺體系，密度控制在1.01～1.08 g/cm3，pH值維持在8.5～10.5。鉆進過程中，維持好鉆井液的流變性，提高攜砂及井眼清洗效率。

造斜井段及水平段采用無固相鉆井液體系鉆進。作業時，維持無固相鉆井液體系不變，鉆水泥塞時，向鉆井液中添加小蘇打。鉆進過程中，維持高的排量及合適的轉速，保持井眼清洗及攜砂效率，控制固相含量低于4%，每柱掃稠漿。各井段典型鉆井液性能參數見表3。

表3 PR盆地淺部Parkman地層A1井各井段典型鉆井液性能參數

2.5 推廣應用Pad鉆井模式

目前在PR盆地推廣使用Pad鉆井模式，即在一個Pad上鉆多口水平井的布井方式，進行多口井依次一開、依次二開的“批鉆”作業。每個Pad上面同時作業4～8口水平井，平均作業井深4 259 m，平均水平段長度達1 502 m，平均鉆井周期22.5 d，完井時下入114.3 mm套管帶管外封隔器，采用裸眼多級滑套壓裂技術[9-10]，單井壓裂級數在15～20級，壓裂水平段長度達到1 350 m，每級間隔76.2 m，平均單井作業費用為500萬～550萬美元。如果是固井完井并實施射孔，水平段水力壓裂，壓裂15～18級，平均單井作業費用是600萬美元。射孔完井主要參數為：79.4 mm的槍，藥量22.7g，孔徑10.16 mm，穿深904.2 mm，孔密4孔/英尺，相位60 °。

3 現場應用效果

通過合理的井身結構設計，優選鉆頭及鉆井參數，優化鉆具組合，精確控制井眼軌跡，優化鉆井液性能等關鍵技術的應用，在PR盆地淺部的Parkman儲層成功完成的4口水平井鉆井作業均成功鉆達設計層位，并成功實現單只鉆頭一趟鉆完成大曲率造斜井段及水平段鉆進作業，創造單只鉆頭進尺1 896.2 m的記錄。

在完成的4口水平井鉆井作業中，水平段長度平均達1 350 m，表層機械鉆速由51.82 m/h提高至74.37 m/h，上部直井段機械鉆速由31.4 m/h提高至50.6 m/h，大曲率造斜井段由6.4 m/h提高至9.6 m/h，水平段機械鉆速由12.3 m/h提高至15.9 m/h，單井鉆井周期平均為19.8 d，縮短32.4%，單井鉆井成本降低12.5%。

4 結論

針對PR盆地淺部的Parkman儲層致密砂巖油氣鉆完井作業中遇到的問題，通過優選鉆頭及鉆井參數、精確控制水平井井眼軌跡、優化水平井鉆具組合、鉆井液性能優化配置及Pad鉆井模式的應用等技術措施，提高了水平井鉆井速度，降低了井下漏失以及井壁失穩等工程事故的發生幾率，單井鉆井成本大幅降低，具有較好的經濟效益和參考價值。

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(編輯：孫豐成)

Key technical measures and operation effect of horizontal drilling for Parkman tight sand formations in PR basin in USA

Yue Jianghe1Xiao Qiaogang2

(1.CNOOCInternationalLimited,Beijing, 100027,China;2.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Ltd.,Tianjin, 300452,China)

Niobrara shale and the shallower tight sand formation assets are one of CNOOC's unconventional resources in USA. Optimization of bits, BHA, drilling parameters, and drilling fluid properties, as well as accurate trajectory control and Pad drilling mode, were proposed to solve the problems related to shallow reservoirs, much pressure decrease and trajectory control during horizontal drilling in Parkman Formation in PR basin. The key measures above has archived great success with lower operation cost on 10 horizontal wells in Parkman Formation. It provides good reference for developing tight sand oil and gas.

tight sand oil and gas; Parkman Formation; horizontal well; key technical measures; operation effect

岳江河，男，教授級高級工程師，1983年畢業于原西南石油學院，從事頁巖油氣資產的作業和技術管理工作。地址：北京市東城區東直門外小街6號海油大廈(郵編：100027)。E-mail:yuejianghe@gmail.com。

1673-1506(2016)02-0099-04

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.013

TE 242

A

2015-04-27 改回日期：2015-09-16

岳江河,肖喬剛.美國PR盆地淺部Parkman儲層致密砂巖水平井鉆井關鍵技術措施及其實施效果[J].中國海上油氣，2016,28(2)：99-102.

Yue Jianghe,Xiao Qiaogang.Key technical measures and operation effect of horizontal drilling for Parkman tight sand formations in PR basin in USA[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):99-102.