姚立新 王均良 諶建祁 王俊海

（中國石油川慶鉆探長慶鉆井總公司，陜西 西安 710018）

0 引言

蘇里格氣田是典型的低壓、低滲透、低豐度的“三低”氣田，是2015年長慶天然氣產(chǎn)能實現(xiàn)350×1012m3的主力氣田。美國及其他國家在低滲透、致密氣藏開發(fā)中總結形成了“三維地震+水平井+水力壓裂”“組合拳”開發(fā)模式［1］，長慶油田公司確立了“面對現(xiàn)實，依靠科技，簡化工藝，走低成本開發(fā)道路”的蘇里格氣田開發(fā)理念?；谶@些理念和經(jīng)驗，以單井多產(chǎn)，降低開發(fā)成本為目的的水平井技術在蘇里格氣田得到了迅速發(fā)展。2009年以來，在完成的水平井中，單井日產(chǎn)量提高到了近10×104m3，是富集區(qū)Ⅰ類直井的5倍以上。因此，轉變氣藏開發(fā)模式，大力發(fā)展水平井鉆完井技術，是實現(xiàn)蘇里格氣田有效開發(fā)的重要途徑。

1 地質概況

蘇里格氣田位于內蒙古自治區(qū)烏審旗境內，區(qū)域構造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶，寬緩淺水三角洲沉積體系，目的層頂界構造圖展示該區(qū)構造形態(tài)為不完全南西向單斜，坡降大致為3～10 m／km。氣田氣藏分布受構造影響不明顯，主要受砂巖的橫向展布和儲集物性變化所控制，屬于砂巖巖性氣藏。主力氣層為山西組山1、石盒子盒8，氣藏壓力系數(shù)平均為0.7～0.98。

2 水平井井身結構優(yōu)化

2008年試驗第三次開鉆大井眼井身結構為：?444.5 mm鉆頭／?339.7 mm表套+?311.2 mm鉆頭入窗／?244.5 mm技套+?215.9 mm鉆頭（水平段）／?139.7 mm篩管，如圖1所示。并實施導眼，施工過程中暴露出?311 mm井眼造斜效率低、井壁坍塌、攜巖困難等問題。之后試驗第三次開鉆小井眼井身結構：?346 mm鉆頭／?273 mm表套+?241.3 mm鉆頭×造斜點／?177.8 mm套管×入窗+?152.4 mm鉆頭／?101.6 mm篩管，如圖2所示。鉆井速度明顯提升，鉆井周期縮短到了100 d左右。隨著對儲層展布的進一步明晰，同時引進了裸眼封隔壓裂技術，2009年后期，率先在桃7區(qū)塊試驗了取消導眼的裸眼分隔器分段完井的第三次開鉆結構水平井，并采用同一裸眼異徑井眼（第二次開鉆直井段?241 mm、斜井段?215.9 mm），鉆井周期縮短到了60 d以內，降低了鉆井成本。

3 水平井快速鉆井技術

3.1 個性化PDC鉆頭優(yōu)選

針對蘇里格水平井施工中PDC鉆頭在斜井段、水平段滑動定向工具面不穩(wěn)定、施工效率低的問題，開展個性化導向 PDC鉆頭研究。該鉆頭具有5個特征：① 六刀翼結構，主切削齒直徑為16 mm，并帶輔助切削齒，外錐部位布置分壓平衡墊，降低鉆頭的縱向振動。② 鉆頭心部直列布齒，增強穩(wěn)定性，保證鉆頭工作平穩(wěn)和工具面的穩(wěn)定。③ 分割獨立式流道，避免水力干涉，最大限度發(fā)揮水力功效，以保證鉆頭水力分布合理、切削齒及時冷卻、排屑通暢及鉆頭流道表面抗液流沖蝕。④ 采用較淺內錐和較短的外錐剖面結構，增強鉆頭的側向攻擊性及使用壽命。⑤ 長保徑設計，保證鉆頭工作平穩(wěn)和井壁光滑，并布有倒劃眼齒。個性化耐磨導向PDC鉆頭的成功研制實現(xiàn)了斜井段、水平段PDC鉆頭的推廣應用，取得了斜井段一趟鉆的突破。

圖1 第三次開鉆大井眼井身結構圖

圖2 第三次開鉆小井眼結構圖

3.2 井身剖面優(yōu)化設計

剖面設計以增加PDC鉆頭復合鉆進，提高效率、降低消耗為目的，將靶前距由350 m延長至500 m，將平均造斜率降低至3°～4°／30 m。改變了以往先設計剖面再選鉆具組合的思路，根據(jù)鉆具特性，模擬實鉆情況設計剖面，從根本上提高了軌跡控制效率，使復合鉆井段比例達到了70%以上，為全井段推廣PDC鉆頭的應用提供了有利條件。

3.3 軌道精確控制技術

針對“不施工導眼、儲層不確定”的問題，堅持“略高勿低、先高后低、寸高必爭、早糾偏移、穩(wěn)斜探頂、動態(tài)監(jiān)控、矢量進靶”的軌跡控制原則［2］，實時動態(tài)分析計算工具造斜能力，及時校正待鉆井眼的設計，在靶點垂深上下調整10 m的情況下，均可準確入靶。根據(jù)鉆具實鉆特性，合理預算，及時校正待鉆井眼設計，確保待鉆井眼曲率控制在PDC鉆頭復合鉆進的造斜能力范圍內，提高了軌跡控制效率。

3.4 鉆具組合優(yōu)化技術

直井段堅持防斜打快思路，形成了具有預彎曲防斜特性的鉆具“?241 mmPDC+7LZ197×0.75°單彎螺桿+?238 mm鉆具穩(wěn)定器”復合鉆井技術，解放了鉆井參數(shù)，機械鉆速由15.22 m／h提高至18.24 m／h。斜井段由原來定向、增斜2～3套鉆具簡化為1套鉆具，為斜井段充分發(fā)揮PDC鉆頭優(yōu)勢奠定了基礎。水平段應用“?152 mmPDC+單彎螺桿（自帶148穩(wěn)定器）+?146 mm鉆具穩(wěn)定器”強穩(wěn)斜鉆具［3］，復合鉆進比例達到了90%以上。

3.5 長水平段降摩減阻技術

應用水平井摩阻扭矩分析軟件，對影響摩阻／扭矩的因素進行分析，建立三維井眼鉆柱軸向力、扭矩的計算模型，現(xiàn)場根據(jù)實鉆情況，反演校正摩阻、扭矩，為水平段延伸提供科學依據(jù)［4］；使用強穩(wěn)斜鉆具結構，采用滑動導向和復合鉆進交替實施方式，實現(xiàn)井眼軌跡平滑控制；配套使用水力加壓工具，有效克服長水平段鉆進托壓難題，滑動機械鉆速同比提高了32.5%。已完成水平段1 200 m以上的井有15口，其中蘇5-3-16H1井水平段長2 606 m。

3.6 鉆井液分段優(yōu)化

直井段采用無固相強抑制聚合物體系，鉆井液密度為1.00～1.02 g／cm3，黏度為28～30 s。通過提高抑制劑濃度加強直羅、延長組底部坍塌，在確保井下安全的同時，極大地解放了機械鉆速。斜井段針對使用三磺分散型鉆井液體系，“雙石”層易發(fā)生坍塌和PDC鉆頭泥包的問題，依據(jù)“雙石層”特性及坍塌機理，創(chuàng)新試驗了具有強抑制、填充封堵［5］、力學穩(wěn)定等多項功能的無土相強抑制復合鹽鉆井液體系，通過化學作用和力學平衡，提高了體系的防塌潤滑效果，有效解決了坍塌和PDC鉆頭泥包。在完成的80口水平井中，斜井段全部應用了該體系，未發(fā)生鉆頭泥包，無井下復雜情況發(fā)生。水平段應用無土相低傷害暫堵鉆井（完井）液體系，具有密度可調、失水低、耐溫高達150℃、流變性好、抑制強、酸溶率高等特點，能夠有效保護儲層，現(xiàn)場試驗最高傷害率為9.59%，屬于輕度傷害。該體系在桃7-9-5AH水平井應用，獲得無阻流量為150×104m3／d的高產(chǎn)氣流。

4 應用效果

2009年以來，累計在80口井應用了水平井快速鉆井配套技術，平均鉆井周期由74.36 d縮短至45.87 d；平均機械鉆速由6.87 m／h提高至9.62 m／h，提高幅度達40%，提速效果明顯。蘇36-15-12H1井以23.25 d的鉆井周期，創(chuàng)造了蘇里格氣田水平井最短鉆井周期記錄，單隊年進尺實現(xiàn)了6次開鉆6次完鉆。2009-2012年蘇里格水平井技術指標統(tǒng)計對比情況如表1所示。

表1 2009-2012年蘇里格水平井技術指標統(tǒng)計對比表

5 結論

1）第二次開鉆同一裸眼使用“?241 mm+?215.9 mm”異徑井身結構，大大提高了斜井段鉆井速度。

2）試驗改進的長保徑、淺內錐耐磨導向PDC鉆頭實現(xiàn)了全井段使用PDC鉆頭，是水平井提速的關鍵。

3）創(chuàng)新試驗的無土相復合鹽鉆井液體系，有效解決了PDC鉆頭泥包和坍塌問題，該體系的應用是蘇里格水平井提速的前提和保證。

4）以最多復合鉆進、最短時間、最低消耗、安全鉆進為宗旨，優(yōu)化長半徑水平井剖面設計，增加了PDC鉆頭復合鉆進井段，充分發(fā)揮了PDC鉆頭優(yōu)勢。

5）針對不施工導眼、儲層不確定的問題，及時校正待鉆井眼設計，并將待鉆井眼曲率控制在PDC復合鉆進造斜能力范圍內，提高了復合鉆進的比例。

6）平滑軌跡控制、降低固相含量、使用水力加壓器等是降低長水平段鉆進摩阻的有效手段。

［1］沈忠厚.現(xiàn)代鉆井技術發(fā)展趨勢［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，（32）1：89-91.

［2］王清江，毛建華，韓貴金，等.定向鉆井技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.

［3］馮志明，頡金鈴.階梯水平井鉆井技術［J］.石油鉆采工藝，2000，（22）5：22-26.

［4］唐志軍.水平井鉆井技術在大牛地氣田的應用［J］.石油鉆采工藝，2009，（31）6：40-43.

［5］張民立，李再均，張津林，等.DH1-H3深階梯水平井鉆井液技術［J］.鉆井液與完井液，2007，（24）4：85-88.