永進油田深層側鉆水平井鉆井技術

胥 豪，唐洪林，董廣華，陳二丁，孫榮華

（1.中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257017；2.中國石化勝利油田分公司新春采油廠，山東東營 257001）

永進油田位于準噶爾盆地中部，地理位置上位于塔城地區和昌吉回族自治州境內，區域構造上處于準噶爾盆地中央坳陷昌吉凹陷西段[1]，北鄰馬橋凸起，南部緊靠南部山前構造帶，西部跨車排子凸起南端和四棵樹凹陷西端，探區總面積4 733.9 km2。2000 年中國石化進入準噶爾盆地腹部及周緣勘探，2003 年在準噶爾盆地昌吉凹陷北斜坡六戶地東構造上部署預探井永1 井，在侏羅系西山窯組發現良好油氣顯示，用φ7.98 mm 油嘴求產，折合產油72.07 m3/d，折合產氣1.06×104m3/d，實現了中部3 區塊油氣勘探的突破。2013 年永進油田經評價落實含油面積168.4 km2，預測石油地質儲量5 790.4×104t，主要目的層為侏羅系西山窯組，油層深5 880 m，地溫梯度2.31℃/100 m，平均孔隙度7.6%，平均滲透率0.27×10-3μm2，地層壓力系數1.69～1.86，屬于超深層、超低滲、異常高壓油藏。

自2003 年開始，永進油田完鉆7 口直井（永1井、永6 井、永2 井、永7 井、永8 井、永3 井、永9 井）和1 口水平井（永1-平1 井），平均鉆井進尺6 161.82 m，平均設計建井周期為250.50 d，實際平均建井周期為394.32 d，其中永1 井、永2 井、永6 井、永7 井、永8 井平均實際建井周期241.10 d，平均機械鉆速 2.72m/h。由于準噶爾盆地中部區塊油藏埋藏深、地質條件復雜，在前期的鉆井過程中鉆井效率不高，主要表現為深部地層堅硬、研磨性強、可鉆性級值高，造成機械鉆速低[2-4]；地質條件復雜，煤層、鹽膏層、異常高壓層等復雜地層發育明顯，地層壓力預測難度大，造成井涌、井漏、掉塊、卡鉆等復雜情況和事故多，井筒安全風險大，鉆井成本高，最終導致機械鉆速慢，施工周期長。

為了進一步評價永進油田儲量和研究有效動用方式，中國石化在該區部署了永3-側平1 井，利用永3 井老井套管進行深層水平井開窗側鉆，開展油藏鉆探評價。

1 設計基本情況

1.1 井身結構設計

老井永3-側平1 井φ177.8 mm 套管回接至井口，井身結構方面可選擇余地較小，決定采用比較成熟的φ149.2 mm 鉆頭自φ177.8 mm 套管開窗側鉆。開孔層位白堊系清水河組，完鉆層位侏羅系西山窯組，完鉆后增斜段下入φ114.3 mm 套管，水平段下入φ108 mm×76 mm 金屬縫隙防砂篩管或φ101.6 mm 精密濾砂管，井身結構設計示意圖如圖1 所示。

1.2 井眼軌道設計

井眼軌道設計要充分考慮水平井施工的難點及完井管柱下入要求。一方面考慮到地層可鉆性差，機械鉆速慢，適宜盡量增大造斜率，并采取單增或者雙增剖面進行施工，縮短增斜段長度，避免在機械鉆速較慢的情況下長時間施工增斜段；另一方面考慮完井管柱下入能力，由于完井管柱下入要求井眼曲率不超過 0.35°/m，因此永 3-側平 1 井井眼軌道設計如表1 所示。

圖1 井身結構設計示意圖

表1 井眼軌道設計

2 施工難點分析

（1）井壁坍塌風險大。永3 井直井施工過程中，自吐谷魯群組就陸續出現了井壁失穩的問題，并多次導致卡鉆等復雜情況的發生[5-6]。側鉆井施工地層清水河組和西山窯組地層同樣存在較為嚴重的井壁失穩問題。井壁失穩可導致起下鉆遇阻、下放不到底、復合鉆進扭矩大、無法滑動鉆進甚至卡鉆等復雜情況的發生。

（2）機械鉆速慢，施工周期長。永3-側平1井主要鉆遇地層為清水河組、西山窯組，根據巖石物理室內實驗，其可鉆性分別為6.91 和7.40，屬于可鉆性較差地層。在該類型地層進行定向施工可能出現滑動鉆進，機械鉆速慢、施工周期長且鉆具長時間靜止還可能出現黏卡等復雜情況。

（3）井眼軌跡控制難度大。永3-側平1 井設計造斜率0.32°/m，為單增剖面，水平段長達600 m，井眼軌跡控制困難。區塊鄰井永1-平1 井施工過程中出現造斜率低的情況，導致軌跡下沉，后期入靶井斜被動調整至93°～94°，給后期施工帶來較大難題。

（4）鉆井液密度高，鉆柱壓耗大，鉆井液排量受限。永3-側平1 井設計鉆井液密度為1.70～1.96 g/cm3，較高的鉆井液密度將導致循環壓耗高，受制于鉆井設備機泵條件，可能出現排量不能滿足攜巖屑的情況，甚至不能較好地發揮動力鉆具功率的情況，導致動力鉆具轉速低、扭矩低，進而出現機械鉆速慢，定向施工周期長，效果差的情況。

（5）井底溫度高，對工具和儀器的耐溫性要求高。參考永 3 井成果數據，預計井底溫度約為135.4 ℃。井眼較小且排量較低，熱交換較慢，特別是在下鉆剛到底時容易出現較高溫度，給儀器和螺桿鉆具造成傷害。這就要求螺桿工具和 MWD 儀器具有良好的抗高溫性能，否則極易損壞，造成不必要的起下鉆，浪費時間，影響鉆井效率。

3 鉆井施工關鍵技術

3.1 井眼軌道優化技術

分析永3 井電測井徑曲線表明，井段5 410.00～5 460.00 m 井徑極不規則，井徑擴大率為17.64%～74.11%，出現了較為嚴重的井壁坍塌現象。永 3-側平 1 井雖然采取油基鉆井液鉆進，但永進油田深部地層受到地應力的影響，仍然可能出現井壁失穩的情況，因此需要考慮其對井眼軌道和施工的影響。按照原方案，該井段設計造斜率0.32°/m，預計需要采取 1.75°單彎螺桿進行施工，高度數單彎螺桿入井遇阻不能開動轉盤劃眼，否則容易出現螺桿斷裂事故，因此有必要對井眼軌道進行優化。井眼軌道優化的主要思路在于降低易塌井段造斜率，實際優化后的井眼軌道如表2 所示，井段5 410.98～5 462.20 m 造斜率優化為0.17°/m，現場可采用1.5°單彎螺桿鉆進，遇阻卡可轉動轉盤劃眼，有利于降低施工風險。

3.2 井壁穩定技術

永進油田井壁失穩主要有以下幾個方面的原因：①永進油田所屬山前構造帶受地應力擠壓作用，吐谷魯群組及以深地層受到較強的地應力作用，鉆井施工過程中易發生應力集中釋放，形成井壁坍塌[7-8]；②根據巖石組分分析，清水河組以下地層全巖礦物和黏土礦物分析得知，黏土礦物含量平均為 9.6%，黏土礦物中，伊利石含量約為32. 0%，伊/蒙混層含量約為27.5%，大量黏土礦物易導致水化膨脹，致使巖石膠結強度降低，同時伊利石和蒙脫石不均衡水化還易導致不均勻膨脹，最終形成坍塌掉塊；③永進油田深部地層層理、孔隙及微裂隙發育，鉆井液進入層理、孔隙和微裂隙后，會引起黏土填充物水化，加劇層理和裂縫的肢解，導致井眼坍塌趨勢加劇；④侏羅系西山窯組地層發育煤層，煤層強度弱，脆性大，膠結性差，也容易發生井眼坍塌。

針對永進油田井壁坍塌機理，確定永進油田深部地層井壁穩定對策為：合理提高鉆井液密度，平衡山前構造帶地層應力；降低失水量，防止黏土水化膨脹；加強封堵作用，防止層理、裂縫擴張。基于以上的技術思路，本井采用合成基鉆井液體系進行施工。

為了進一步評價鉆井液性能，開展了頁巖巖屑滾動回收率及頁巖線性膨脹高度實驗，對鉆井液抑制性能進行評價，實驗結果如表3 所示。由表可知，所配置鉆井液8 h 線性膨脹高度及一次和二次頁巖回收率相差無幾。線性膨脹高度越小，鉆井液抑制頁巖膨脹的能力越強，回收率越高，抑制巖屑分散的效果越好，特別是二次回收率，反映了鉆井液在巖屑上的吸附強度[9]，消除了鉆井液的黏度對巖屑回收率的影響，因此二次回收率能更好地反映鉆井液抑制巖屑分散的能力。也就是說，所選的合成基鉆井液和油基鉆井液具有同等優異的抑制巖屑膨脹和分散的能力。

表3 頁巖線性膨脹高度及回收率實驗數據

為了評價鉆井液封堵性能，在所配合成基鉆井液基本配方中加入 4%封堵劑，考察了在 150 ℃的釜體溫度和不同的釜體壓力（7，14，21 MPa）條件下，封堵漿對不同寬度縫隙柱的封堵效果（圖 2）。在相同寬度的縫隙柱條件下，封堵漿的封堵性能隨著釜體內壓力的增加而減弱，主要是由于在一定的正壓差作用下，鉆井液能夠在縫隙柱表面形成有效封堵，但壓力逐漸增大，縫隙柱表面的封堵層被壓裂，濾失量進而增大。

永3-側平1 井鉆井液性能如表 4 所示。采用合成基鉆井液，并適當提高鉆井液密度，以提高鉆井液支撐能力，加強封堵和濾失，取得了良好的效果。

圖2 不同壓力條件下鉆井液封堵性能評價

永 3-側平 1 井實鉆過程中僅返出少量掉塊，現場分析這些掉塊主要是砂泥巖界面破碎產生，呈現出尺寸小、數量少的特點，隨著循環時間的增加，掉塊被攜帶出井筒后，不影響現場施工。永3-側平1 井掉塊與鄰井掉塊對比圖片如圖 3 所示。合成基鉆井液還具有不易燃爆、生物毒性小、可循環利用、儲層保護效果好等特點。

3.3 側鉆開窗技術

表4 鉆井液性能統計數據

圖3 掉塊對比圖片

目前的側鉆方式主要有兩種，一種是套管內斜向器開窗，另一種是套管鍛銑開窗，兩種方式各有優缺點[10-11]。套管內斜向器開窗施工周期短、費用低，但斜向器存在發生移位和轉向的可能；套管鍛銑開窗后期窗口有保障，但鍛銑周期長、費用高，受鉆井循環系統設備限制，通常施工井深受到影響。為了縮短鉆井周期、節約費用，考慮到斜向器發生移位和轉向的可能性較低，因此選取斜向器開窗方式。下入斜向器過程中采用陀螺確定開窗方位，實際施工過程中一趟鉆完成了開窗作業，縮短了鉆井周期并節約了費用。

3.4 鉆頭優選技術

依據巖石物理實驗數據，永進油田深部地層巖石可鉆性極值為6.2～8.0，屬于可鉆性較差的地層。PDC 鉆頭一般適用于可鉆性6 級以下的均質地層，現場實踐也證明，PDC 鉆頭在鉆進可鉆性6 級及以上地層時，破巖效率較低。考慮深層小井眼定向工具面控制能力以及處理掉塊的便捷性，本井增斜井段主要采取高速小尺寸三牙輪鉆頭鉆進，如史密斯XR30T 型號鉆頭。水平段主要為砂巖地層，因此采取PDC 鉆頭鉆進，主要采用6 刀翼13 mm 復合片PDC 鉆頭鉆進。從實鉆情況來看，牙輪鉆頭機械鉆速可達0.7 m/h，PDC 鉆頭機械鉆速可達1.0 m/h，相比十年前該區施工技術指標有一定的進步，但總體而言深部可鉆性較差的硬地層機械鉆速較慢，仍有較大的提升空間。

3.5 鉆具組合優化技術

根據單彎螺桿導向鉆具組合力學分析模型，利用已知井眼軌道、BHA 結構等參數，預測BHA 造斜率，進行鉆具組合優化[12-15]。本井較深，井眼尺寸較小，通常采取的鉆具組合為φ149.2 mm 鉆頭+φ120 mm 單彎動力鉆具+φ88.9 mm 無磁鉆桿+MWD+φ 88.9 mm 鉆桿+φ88.9 mm 加重鉆桿+φ88.9 mm 鉆桿/101.6 mm 非標鉆桿。該套鉆具組合為該尺寸井眼成熟的鉆具組合方式，優化空間較小，但是螺桿鉆具是否帶扶正器對造斜率具有較大的影響。本井設計造斜率達到0.32°/m（優化后0.29°/m），為了選取合適造斜率的工具，對有無扶正器螺桿造斜率進行了預測，預測結果如圖4 所示。根據預測結果，考慮到鉆壓一般取40～80 kN，因此，無扶正器螺桿鉆井可采用1.50°、1.75°；有扶正器螺桿鉆井可采用1.25、1.5°、1.75°。綜合考慮采用1.50°、1.75°無扶正器螺桿和1.50°有扶正器螺桿鉆具。

1.50°無扶正器螺桿鉆具造斜率約8.5°/30 m，略低于設計，1.50°有扶正器螺桿和1.75°無扶正器螺桿鉆具造斜率相當，約12°/30 m，但1.75°單彎能進行復合鉆進。現場應用效果來看，1.50°有扶正器螺桿應用效果更佳。

圖4 造斜率預測數據

3.6 無線隨鉆及地質導向技術

永進油田控制井少，儲層深度和傾角等存在較大的不確定性，為了提高水平井儲層鉆遇率，適宜采用地質導向技術對地層巖性和流體性質進行跟蹤。但考慮到儲層埋藏較深，地層溫度和壓力較高，且施工井為小井眼，前期施工也比較復雜，因此要求該井采用抗高溫可打撈地質導向儀器。經過調研，最終選擇了Slimpluse MCR 地質導向工具進行施工。該地質導向系統整體由 Slimpluse MWD 和 MCR VISION LWD 系統構成，抗溫能力達到150 ℃，可提供400 kHz 和2 MHz 兩種頻率的相位和衰減電阻率以及伽馬數據，并且可打撈。實鉆過程中根據隨鉆測井曲線與永3 井電測曲線進行對比，地層和巖性具有良好的區分能力，地層傾角計算準確，能精確找尋與跟蹤目的層。

3.7 安全鉆進技術

鑒于永進油田前期施工井普遍出現各種復雜情況，施工安全是本井的重中之重，在安全鉆井方面，主要采取了以下的技術措施：①配備了頂驅系統，當施工過程中出現遇阻遇卡時，可迅速與以立根為單元的鉆具相連接，及時進行旋轉鉆具、循環鉆井液，化解井下的卡阻危險；②采取合理短程起下鉆措施，控制起下鉆速度，防止抽吸激動壓力過大導致井壁坍塌掉塊；③施工過程中確保鉆機、鉆井泵等設備運行良好，避免因設備停待導致井下出現復雜情況；④及時對鉆具進行倒裝和探傷，避免出現鉆具事故。通過采取有效的技術措施，永3-側平1井施工正常，未出現重大復雜情況，為永進油田施工積累了寶貴經驗。

永3-側平1 井完鉆井深6 111 m，垂深5 596.41 m，水平段長402.13 m，水平位移641.52 m，投產初期日產油34 t，目前日產油52 t，累計產量已過萬噸，顯示了良好的開發前景。

4 結論與建議

（1）永3-側平1 井的順利完鉆充分論證了側鉆水平井技術、合成基鉆井液技術、高溫MWD 及地質導向技術在永進油田施工應用的可行性，為永進油田鉆井施工積累了寶貴的經驗。

（2）采取較高的鉆井液密度支撐井壁，形成了較大的壓持效應，限制了鉆井液排量的提升，導致機械鉆速慢等問題，后續還需進一步優化密度控制曲線，優化鉆頭選型，探索綜合性提速技術，為永進油田效益開發提供更加堅實有力的技術支撐。