吉木薩爾頁巖油水平井JHW00421 井鉆完井關(guān)鍵技術(shù)

席傳明 史玉才 張楠 王雪剛 吳繼偉

1.中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院；2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院

吉木薩爾油田位于準(zhǔn)噶爾盆地東部吉木薩爾凹陷，屬于典型的頁巖油油藏，主要儲層為二疊系蘆草溝組，已落實(shí)共控儲量超11 億t［1-2］，已成為國內(nèi)首個規(guī)模化開發(fā)的陸源碎屑沉積頁巖油藏［2］，已獲批建立國家頁巖油勘探開發(fā)示范區(qū)，旨在示范中國陸相頁巖油資源的規(guī)模效益建產(chǎn)。JHW00421 井是探索頁巖油產(chǎn)能建設(shè)新模式而設(shè)計施工的第1 口超長水平段水平井，該井于2019 年7 月17 日完鉆，實(shí)際完鉆井深5 830 m、水平段長3 100 m；完井下入?139.7 mm 油層套管［3］。該井的成功鉆探對探索頁巖油長水平段效益開發(fā)新模式具有重大意義，也為今后同類超長水平段水平井的設(shè)計和施工提供借鑒和指導(dǎo)。

1 超長水平段鉆井難點(diǎn)分析

JHW00421 井目的層以上發(fā)育易漏、易垮等不穩(wěn)定地層，目的層頁理發(fā)育、巖性復(fù)雜多變，設(shè)計水平段長超3 000 m 且后期需進(jìn)行大規(guī)模壓裂改造，面臨以下鉆井難題［3-6］。

(1)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計要求高。套管層次和下深除了滿足平衡壓力鉆井要求，還要兼顧必封點(diǎn)和鉆井管柱的摩阻、扭矩。

(2)長水平段軌跡控制難度大。除了確保優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率，還要優(yōu)選導(dǎo)向鉆井方式，控制井眼曲折度，降低鉆井管柱的摩阻、扭矩。

(3)長水平段復(fù)雜儲層井壁失穩(wěn)風(fēng)險高，對鉆井液防塌和潤滑性能要求高。若采用水基鉆井液則井壁失穩(wěn)風(fēng)險較高，鉆井管柱的摩阻較大，有可能難以滿足鉆完井要求。

(4)長水平段井眼清潔要求高、難度大。水平段井筒低邊易形成巖屑床，井筒清潔難度大，特別是下套管前需要充分循環(huán)鉆井液，確保井筒充分清潔，以便安全高效下套管。

(5)長水平段下套管難度大，套管柱偏心影響水泥漿頂替效率，固井質(zhì)量難以保證。

2 超長水平段鉆井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

在滿足平衡壓力鉆井前提下，結(jié)合鉆井管柱摩阻、扭矩模擬分析結(jié)果，設(shè)計三開井身結(jié)構(gòu)(表1)。其中，?244.5 mm 技術(shù)套管下至水平段起點(diǎn)，除了封隔侏羅系易漏地層和梧桐溝組易坍塌地層，為油基鉆井液專打超長水平段創(chuàng)造有利條件，還有助于降低鉆井管柱受到的摩阻，為安全鉆井和下套管創(chuàng)造條件。

表1 JHW00421 井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計Table 1 Casing program of Well JHW00421

2.2 井眼軌跡控制

目前，國內(nèi)陸上水平井多采用滑動導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)，僅有少數(shù)高難度水平井采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)。該井設(shè)計水平段長超過3 000 m，能否繼續(xù)采用滑動導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)，或者是否必須采用費(fèi)用較高的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)，取決于鉆井管柱摩阻模擬分析結(jié)果。無論采用哪種導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)，都必須確保該井能夠順利鉆達(dá)設(shè)計井深和下套管。

選擇鉆井管柱摩阻計算模型［7-8］、管柱屈曲臨界載荷及附加阻力計算模型［9］，模擬分析滑動鉆進(jìn)和下套管過程中大鉤載荷隨井深變化規(guī)律，模擬結(jié)果見圖1。以“BHA：0.5/0.3+TRAJ”、“CAS：0.5/0.3”為例，“BHA”表示滑動鉆進(jìn)工況鉆柱摩阻，“CAS”表示下套管工況套管柱摩阻，“0.5/0.3”分別表示裸眼段和套管段的摩阻系數(shù)，“TRAJ”表示設(shè)計軌道數(shù)據(jù)，其余曲線表示實(shí)鉆軌跡數(shù)據(jù)。考慮到設(shè)計軌道為理想光滑曲線，與之對應(yīng)的模擬結(jié)果過于樂觀，參考鄰井實(shí)鉆軌跡虛擬出該井的實(shí)鉆軌跡數(shù)據(jù)進(jìn)行模擬分析。

圖1 滑動鉆進(jìn)與下套管過程中大鉤載荷預(yù)測結(jié)果Fig.1 Predicted hook load in the process of slide drilling and casing running

由模擬結(jié)果可以看出：

(1)當(dāng)裸眼段摩阻系數(shù)0.4、套管段摩阻系數(shù)0.3 時，滑動鉆進(jìn)和下套管至設(shè)計井深時大鉤載荷儲備已不足100 kN。據(jù)該區(qū)塊采用滑動導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)完成的水平井實(shí)鉆資料分析，將摩阻系數(shù)控制在裸眼段0.4 和套管段0.3 已經(jīng)實(shí)屬不易。該條件下若采用滑動導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)，一旦井眼曲折度超出預(yù)期，極有可能難以鉆達(dá)設(shè)計井深。

(2)當(dāng)裸眼段摩阻系數(shù)0.5、套管段摩阻系數(shù)0.3時，滑動鉆進(jìn)至井深約5 230 m、下套管至井深5 270 m時大鉤載荷均接近0。該條件下采用滑動導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)和常規(guī)下套管技術(shù)已經(jīng)不能順利鉆完井了。

基于上述模擬分析結(jié)果，決定采用斯倫貝謝公司的675 Power Drive X5 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)。實(shí)鉆結(jié)果如圖2 所示，水平段平均機(jī)械鉆速13.7 m/h，并且僅有1 個測段的井眼曲率略高于3 (°)/30 m，大幅度縮短了水平段鉆井周期，也為后期安全高效下套管創(chuàng)造了良好條件。

圖2 水平段井眼曲率及瞬時機(jī)械鉆速Fig.2 Borehole curvature and instantaneous ROP in the horizontal section

2.3 鉆井液

本井水平段采用油水比85∶15 的油基鉆井液降低長水平段井壁失穩(wěn)風(fēng)險、鉆井管柱摩阻，為安全高效鉆完井創(chuàng)造條件［10］。

2.3.1 鉆井液配方與性能

鉆井液配方：基漿(90%白油+30%CaCl2水溶液)+2%～2.5%主乳化劑+2%～3%輔乳化劑+1%～2%潤濕劑+2.5%～3%有機(jī)土+2.5%降濾失劑+1.5%CaO+1%增黏劑+3%天然瀝青+重晶石。鉆井液性能參數(shù)見表2。

表2 油基鉆井液性能參數(shù)Table 2 Performance parameters of oil-based drilling fluid

2.3.2 鉆井液維護(hù)措施

(1)保持50 ℃電穩(wěn)定性在500 V 以上，保持乳化劑的濃度和充分剪切以確保乳狀液穩(wěn)定。

(2)保持鉆井液中過量石灰含量，保證鉆井液堿度及維持鉆井液體系的穩(wěn)定。

(3)及時補(bǔ)充氯化鈣水溶液，將鉆井液的油水比控制在合理范圍內(nèi)。

(4)強(qiáng)化體系的潤滑和攜巖性能，控制摩阻系數(shù)小于0.1，在6～10 之間，低于6 時及時補(bǔ)充流型調(diào)節(jié)劑。

(5)保持固控設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)良好，振動篩(篩布200目以上)開動率100%，除砂器、除泥器使用率100%，離心機(jī)有效開動率必須滿足鉆井液相關(guān)的性能要求，以“凈化”保“優(yōu)化”。

實(shí)用效果表明，上述油基鉆井液配方及維護(hù)措施穩(wěn)定井壁、降摩阻效果非常好。

2.4 井筒清潔

影響水平段攜巖效率的主要因素包括鉆井液性能、鉆井液排量、鉆柱偏心、鉆柱旋轉(zhuǎn)等［11］。鉆進(jìn)超長水平段時應(yīng)重點(diǎn)考慮鉆柱偏心影響，優(yōu)選鉆井液排量和鉆柱轉(zhuǎn)速。

基于上述水平井井筒清潔理論，水平段環(huán)空返速應(yīng)不低于1 m/s，?215.9 mm 井眼和?127 mm 鉆桿組合條件下反算出鉆井液排量應(yīng)高于30 L/s、鉆柱轉(zhuǎn)速應(yīng)高于100 r/min、起鉆前循環(huán)時間應(yīng)不少于4～5 個遲到時間。水平段鉆進(jìn)和通井均采用大鉤載荷和ECD 值監(jiān)測井筒清潔狀況，確保井下無異常情況。

本井水平段鉆進(jìn)時鉆井液排量29～35 L/s、頂驅(qū)轉(zhuǎn)速80～120 r/min。通井時鉆井液排量36 L/s、頂驅(qū)轉(zhuǎn)速110 r/min，循環(huán)約4 個遲到時間之后振動篩上無巖屑返出。此時記錄泵壓約27 MPa，鉆柱不旋轉(zhuǎn)時上提大鉤載荷約1 150 kN (含頂驅(qū)重力約240 kN)，鉆柱旋轉(zhuǎn)時上提大鉤載荷約860 kN、扭矩約16 kN·m。綜合判斷認(rèn)為井眼已充分清潔，可以起鉆準(zhǔn)備下套管了，之后，起鉆和下套管過程均十分順利。與之前的水平井鉆井技術(shù)措施相比，采用較高的鉆柱旋轉(zhuǎn)速度和合適的鉆井液排量確實(shí)有助于水平井井筒清潔。

2.5 下套管

對通井鉆具組合及配套參數(shù)、扶正器選型及安裝位置進(jìn)行優(yōu)化，確保該井最終采用常規(guī)方法將套管柱順利下至預(yù)定井深［12-14］。

2.5.1 通井技術(shù)措施

通井的主要目的是修正井壁并清除井眼中滯留的巖屑，使井眼充分凈化，降低下套管柱阻力，為安全下套管做準(zhǔn)備。

本井采用以下多扶正器組合：?215.9 mm 牙輪鉆頭+430×410 接頭+?210 mm 扶正器+?127 mm 加重鉆桿×1 根+?211 mm 扶正器+?127 mm 加重鉆桿×2 根+?209 mm 扶正器+?127mm 加重鉆桿×1根+411×NC520 接頭+?127 mm 鉆桿。

通井時鉆井液排量36 L/s、頂驅(qū)轉(zhuǎn)速110 r/min，循環(huán)約4 個遲到時間之后振動篩上無巖屑返出，決定起鉆、準(zhǔn)備下套管。

通井結(jié)束后起鉆過程大鉤載荷記錄見圖3，反算出套管段摩阻系數(shù)0.15～0.20，裸眼段摩阻系數(shù)0.20～0.25，遠(yuǎn)小于鉆前預(yù)估值。結(jié)合前文下套管摩阻模擬分析結(jié)果(圖1)，該條件下能夠采用常規(guī)方法將套管柱順利下至井底，不需要采用漂浮下套管技術(shù)。

圖3 通井起鉆過程中大鉤載荷記錄(含頂驅(qū)重力約240 kN)Fig.3 Hook load record during the drifting POOH(including top drive gravity:about 240 kN)

2.5.2 扶正器選型與安裝方式

本井采用滾輪扶正器、整體式彈性扶正器(圖4)使套管柱居中。其中，避免滾輪陷入井壁或巖屑床，確保滾輪沿井壁滾動是滾輪扶正器選型和使用的關(guān)鍵所在。考慮到該井頁巖儲層屬中等強(qiáng)度地層，適合選用輪徑較大、本體外徑較小的螺旋滾輪扶正器(內(nèi)徑141 mm、外徑206 mm、本體外徑196 mm、輪徑35 mm、輪數(shù)10 個)。

圖4 套管扶正器Fig.4 Casing centralizer

該井套管扶正器選型與安裝方案如下：浮鞋后2 m 短套管上安裝1 個滾輪扶正器；短套管至造斜點(diǎn)之間每根套管安裝1 個滾輪扶正器或整體式彈性扶正器(注：要求兩種扶正器同時使用并交替安放)；油層套管未封固段每50 m 安裝一個剛性扶正器；共使用各類套管扶正器182 個，所有套管扶正器均靠套管接箍端安裝。

采用上述方案之后，本井下套管過程十分順利。下套管過程大鉤載荷記錄曲線見圖5，據(jù)此反算出套管段摩阻系數(shù)僅0.10～0.15，裸眼段摩阻系數(shù)僅0.15～0.20，比通井鉆柱的摩阻系數(shù)還要小。該結(jié)果表明，合理選用套管扶正器，特別是選用輪徑較大的滾輪扶正器，確實(shí)能夠降低下套管阻力，提高長水平段套管柱下入能力。固井后測井結(jié)果表明，本井套管柱居中效果好，固井質(zhì)量評價為優(yōu)質(zhì)。

圖5 下套管過程中大鉤載荷監(jiān)測記錄(含頂驅(qū)重量約240 kN)Fig.5 Hook load record during the casing running(including top drive gravity:about 240 kN)

2.6 注水泥

本井水平段超長、鉆進(jìn)時采用油基鉆井體系均影響固井質(zhì)量。本井最終采用了自主研發(fā)的韌性水泥漿體系、優(yōu)選油基鉆井液沖洗型隔離液、優(yōu)化注水施工參數(shù)，確保固井質(zhì)量，滿足后期大型壓裂要求。

2.6.1 水泥漿配方及性能

韌性水泥漿配方：G 級水泥+5%微硅+3%超細(xì)水泥+10%硅粉+6%韌性材料+4%降濾失劑+0.5%分散劑+0.5%早強(qiáng)劑+0.7%緩凝劑+0.5%消泡劑+49%水+0.5%堵漏劑。其中，降失水劑、分散劑、早強(qiáng)劑、緩凝劑、消泡劑采用濕混方式，性能見表3。

表3 水泥漿性能參數(shù)Table 3 Performance parameters of cement slurry

2.6.2 技術(shù)措施

(1)通過外加劑的優(yōu)選及復(fù)配實(shí)驗(yàn)，形成了沖洗型隔離液體系配方：5%防沉降劑+40%表面活性劑+3%分散劑+6%降濾失劑+0.5%消泡劑+160%Fe2O3+水，性能參數(shù)見表4，初始、終止壓力分別為53 MPa，初始、終止溫度分別為81 ℃。

表4 油基鉆井液沖洗型隔離液性能參數(shù)Table 4 Performance parameters of the flushing spacer fluid for oil-based drilling fluid

(2)通過優(yōu)化接觸時間(≥20 min)，油基鉆井液的沖洗效率達(dá)到91%以上。

(3)應(yīng)用流變學(xué)理論指導(dǎo)固井施工設(shè)計，優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)及注替參數(shù)，保證近平衡固井(表5)。

表5 注水泥施工參數(shù)Table 5 Construction parameters of cementing

(4)采用清水頂替，防止替漿后發(fā)生沉降影響測井工具下入。

(5)采用過渡罐注水泥，控制水泥漿密度偏差±0.02 g/cm3，注水泥施工連續(xù)進(jìn)行。

3 應(yīng)用效果

JHW00421 井于2019 年6 月23 日三開鉆水平段，7 月17 日完鉆，完鉆井深5 830 m、水平段長3 100 m；三開未發(fā)生井下復(fù)雜，鉆進(jìn)工期僅24.5 d(含機(jī)修53 h)，平均機(jī)械鉆速13.7 m/h，甜點(diǎn)鉆遇率96.1%；?139.7 mm 油層套管下至完鉆井深僅用時39 h，下套管最大摩阻180 kN，固井質(zhì)量聲幅評價為優(yōu)質(zhì)。

4 結(jié)論

將技術(shù)套管下至水平段起點(diǎn)，有助于降低長水平段水平井鉆完井難度；采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)能夠顯著提高長水平段水平井井眼軌跡控制質(zhì)量和效率，為后期安全下套管創(chuàng)造條件；采用油基鉆井液可顯著降低長水平段井壁失穩(wěn)風(fēng)險、鉆井管柱摩阻；采用較高的鉆柱旋轉(zhuǎn)速度和合適的鉆井液排量有助于水平井井筒清潔；采用多扶正器通井鉆具組合、優(yōu)化扶正器類型及安放位置能夠顯著降低下套管阻力，提高套管柱下入能力；采用韌性水泥漿體系和油基鉆井液沖洗型隔離液和變排量頂替參數(shù)可提高長水平段的固井質(zhì)量。