馬振鋒 于小龍 閆志遠(yuǎn) 李曉坤 王紅娟 武 騫

（1.陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710065；2.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065）

延頁(yè)平3井位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，該井設(shè)計(jì)目的層為延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段頁(yè)巖。該區(qū)鄰井的鉆探表明：鉆探過(guò)程中，黃土層、洛河組及延長(zhǎng)組長(zhǎng)6層極易發(fā)生井漏。受地質(zhì)環(huán)境的限制，延頁(yè)平3井設(shè)計(jì)成大偏移距三維水平井，對(duì)井眼軌跡控制、鉆柱及套管的減阻降摩具有較高要求［1］。通過(guò)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、采用各種鉆井技術(shù)，保證了鉆井的順利施工，也為同類型井的施工積累了經(jīng)驗(yàn)。

1 延頁(yè)平3井概況

該井位于下寺灣鎮(zhèn)柳洛峪地區(qū)，所鉆遇地層從上到下依次為第四系黃土層、洛河組、安定組、直羅組、延安組、富縣組、延長(zhǎng)組。目的層長(zhǎng)7為深灰色、灰黑色泥頁(yè)巖夾薄層粉、細(xì)砂巖。該井設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)為：導(dǎo)管段，采用?660.4 mm鉆頭鉆進(jìn)，?508 mm導(dǎo)管下深60 m，防止表層黃土發(fā)生裂縫性井漏；一開(kāi)采用? 444.5 mm鉆頭鉆進(jìn)，?339.7 mm表層套管下深430 m，封固洛河組以上易漏層；二開(kāi)采用?311.1 mm鉆頭鉆進(jìn)，?244.5 mm技術(shù)套管下深1 835 m，封固長(zhǎng)6易漏層，同時(shí)采用油基鉆井液打開(kāi)長(zhǎng)7頁(yè)巖層，能有效防止鉆進(jìn)中泥頁(yè)巖的垮塌；三開(kāi)采用?215.9 mm鉆頭鉆進(jìn)，?139.7 mm套管下至3 267 m完井。

2 施工技術(shù)難點(diǎn)

（1）井眼軌跡控制難度大。該井水平偏移距達(dá)600 m，是國(guó)內(nèi)偏移距最大的水平井，斜井段鉆進(jìn)不僅要增加井斜，還要對(duì)方位進(jìn)行同步調(diào)整。

（2）井眼穩(wěn)定性差。所鉆遇地層坍塌壓力較低，需要維持較高的鉆井液密度，容易引起井漏，嚴(yán)重影響鉆井速度。

（3）偏移距大，扭方位大，而且水平段長(zhǎng)達(dá)1 200 m，鉆井過(guò)程中摩阻較大。

（4）摩阻較大，導(dǎo)致套管下入困難，難以保證套管一次下到底。

3 主要技術(shù)措施

3.1 鉆具組合優(yōu)選

針對(duì)延頁(yè)平3井偏移距較大、水平段長(zhǎng)、井眼軌跡控制難的特點(diǎn)，采用倒裝鉆具組合，并采用斜臺(tái)階加重鉆桿，三開(kāi)過(guò)程中使用鉆桿防磨套，降低了鉆井過(guò)程中的摩阻扭矩，保證井眼軌跡按照設(shè)計(jì)要求鉆進(jìn)。水平段具體鉆具組合為?215.9 mm鉆頭×0.25 m+?172 mm 1°LZ×8.56 m+定向接頭×0.64 m+?158 mm無(wú)磁鉆鋌×9.16 m+4A11×410×0.3+?127 mm鉆桿×1 388.14 m +?127 mm無(wú)磁鉆桿×408.29 m+?127 mm鉆桿。

鉆桿防磨套的加放方法為：直井段每200 m左右加一個(gè)，造斜點(diǎn)至技術(shù)套管管鞋處每100 m左右加1個(gè)。通過(guò)計(jì)算可以得出鉆井過(guò)程中的鉆機(jī)載荷和扭矩［2］，如圖 1、2 所示。

圖1 鉆進(jìn)過(guò)程中轉(zhuǎn)盤(pán)扭矩曲線

圖2 鉆進(jìn)過(guò)程中鉆機(jī)載荷曲線

由圖1、2可知：隨著井深的增加，轉(zhuǎn)盤(pán)扭矩不斷增加，復(fù)合鉆進(jìn)至井底時(shí)，轉(zhuǎn)盤(pán)扭矩最大，為25 287 N·m；鉆進(jìn)過(guò)程中的大鉤載荷隨著井深的增加先增加后減小，這是由于后期大斜度井段及水平段鉆進(jìn)過(guò)程中，鉆柱產(chǎn)生的軸向載荷主要為鉆柱與井眼之間的摩擦力；鉆至井底起鉆時(shí)大鉤載荷最大，為978.3 kN；下鉆至井底時(shí)，大鉤載荷為423.4 kN，而此時(shí)產(chǎn)生螺旋屈曲的最小鉤載為293.2 kN，沒(méi)有產(chǎn)生螺旋屈曲的風(fēng)險(xiǎn)。綜上所述，所用鉆具組合能夠滿足該井鉆探過(guò)程的各個(gè)階段，沒(méi)有鉆具超載和發(fā)生螺旋屈曲的風(fēng)險(xiǎn)。

3.2 鉆頭選型

為了高效開(kāi)發(fā)延長(zhǎng)頁(yè)巖氣，優(yōu)選適合地層的鉆頭，通過(guò)對(duì)地層巖石硬度、抗壓強(qiáng)度及可鉆性的分析，結(jié)合不同鉆頭破巖機(jī)理的不同［3］，試驗(yàn)了多種鉆頭，對(duì)每只鉆頭的使用情況進(jìn)行分析，見(jiàn)表1。

表1 延頁(yè)平3井鉆頭使用數(shù)據(jù)

該井分別在斜井段和水平段嘗試使用PDC鉆頭，斜井段機(jī)械鉆速與延頁(yè)平1井相比沒(méi)有大的提高，而水平段采用PDC鉆頭則取得了較好效果，較延頁(yè)平1井提高了209%（延頁(yè)平1井水平段采用MD517X三牙輪鉆頭，平均機(jī)械鉆速為4.26 m/h），由此可見(jiàn)，對(duì)于延長(zhǎng)組頁(yè)巖氣水平井，使用PDC鉆頭較三牙輪鉆頭能起到更好的提速效果。

3.3 井眼軌跡控制技術(shù)

針對(duì)該井井眼軌跡控制難度和摩阻較大的問(wèn)題，采用國(guó)內(nèi)成熟的“螺桿+MWD”定向控制技術(shù)，通過(guò)精確測(cè)量井斜方位，提高井眼軌跡控制精度。進(jìn)入大斜度井段后，采用“螺桿+MWD+伽馬”的導(dǎo)向技術(shù)，能夠?qū)?shí)鉆地層信息進(jìn)行精確描述，保證水平井準(zhǔn)確入靶，實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖穿透率100%。

3.4 油基鉆井液技術(shù)

延頁(yè)平3井三開(kāi)采用高性能的油基鉆井液體系。具體配方為：柴油+4.5%有機(jī)土+6%氧化鈣+8%降濾失劑+7%主乳化劑+4%輔乳化劑+3%潤(rùn)濕劑+7%活性調(diào)節(jié)劑+3%石灰石，其中石灰石的加量可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)鉆情況進(jìn)行調(diào)節(jié)［4-5］。

3.4.1 強(qiáng)抑制性

（1）滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)。為了考察油基鉆井液體系的防塌能力，進(jìn)行了頁(yè)巖滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)（100 ℃），將15 g頁(yè)巖放入油基鉆井液中進(jìn)行滾動(dòng)回收，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 頁(yè)巖滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從表2可以看出：油基鉆井液頁(yè)巖滾動(dòng)回收率高于清水，熱滾后回收的泥頁(yè)巖棱角較為分明，該油基鉆井液具有較好的抑制頁(yè)巖分散的作用。

（2）頁(yè)巖膨脹性實(shí)驗(yàn)。采用雙通道泥頁(yè)巖膨脹儀測(cè)定清水和油基鉆井液中的泥頁(yè)巖膨脹率。將水化能力較強(qiáng)的泥巖樣品粉碎成粉末，過(guò)200目篩子，每次取5 g泥巖粉末裝入實(shí)驗(yàn)筒，烘干并在10 MPa的壓力下壓5 m in，分別測(cè)定其在現(xiàn)場(chǎng)用油基鉆井液和清水中的膨脹性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 泥頁(yè)巖在清水與油基鉆井液中的膨脹量對(duì)比

從圖3可以看出，泥頁(yè)巖在清水中2 h之內(nèi)迅速膨脹，而在油基鉆井液則時(shí)5 h之內(nèi)緩慢膨脹，無(wú)論是從最大膨脹量還是從膨脹速率來(lái)看，同一種泥巖在油基鉆井液中均遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于在清水中，可見(jiàn)該油基鉆井液體系具有良好的抑制膨脹的能力。

3.4.2 潤(rùn)滑性能 以柴油作為連續(xù)相基油，能保持較高的黏度和靜切力，提高了鉆井液的懸浮性能，使用有機(jī)土、增黏劑、潤(rùn)濕劑和乳化劑調(diào)節(jié)鉆井液性能，極大地改善了濾餅質(zhì)量，降低了鉆柱與裸眼之間的摩阻因數(shù)（經(jīng)測(cè)試，摩阻因數(shù)在0.1以下），從而降低了鉆進(jìn)過(guò)程中鉆柱的摩阻扭矩。

3.4.3 抗污染性能 分別向油基鉆井液中加入不同百分比的水、CaSO4和20%NaCl溶液，并在100 ℃下滾動(dòng)16 h，測(cè)試鉆井液的性能變化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。可以看出：該鉆井液體系具有較強(qiáng)的抗污染能力，其中，抗水侵能力達(dá)15%，抗CaSO4達(dá)10%，抗鹽水侵達(dá)15%。

表3 油基鉆井液抗污染性能數(shù)據(jù)

3.5 漂浮下套管固井技術(shù)

（1）下套管過(guò)程中存在水平段長(zhǎng)、偏移距大的問(wèn)題，造成井筒摩阻因數(shù)較大，導(dǎo)致套管下入困難。通過(guò)優(yōu)化模擬不同長(zhǎng)度的漂浮下套管技術(shù)，優(yōu)選出最佳漂浮長(zhǎng)度為1 500 m［6-7］，計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

圖4 下套管過(guò)程中不同狀態(tài)的大鉤載荷

由圖4可知，在非漂浮情況下，若套管下至井底，大鉤載荷為149.6 kN，而產(chǎn)生螺旋屈曲的最小鉤載為239.1 kN，有產(chǎn)生螺旋屈曲的風(fēng)險(xiǎn)，不能保證套管一次性下放到位；若漂浮1 500 m，則下至井底時(shí)，大鉤載荷為281.1 kN，此時(shí)產(chǎn)生螺旋屈曲的最小鉤載為174.0 kN，說(shuō)明下套管過(guò)程中不會(huì)產(chǎn)生螺旋屈曲，能保證套管一次性下放至井底。

（2）注水泥過(guò)程中存在井壁界面油潤(rùn)濕性，普通前置液及水泥漿難以徹底清洗井壁，導(dǎo)致頂替效率和界面膠結(jié)強(qiáng)度較差，難以滿足后期分段壓裂的要求。通過(guò)選用優(yōu)質(zhì)的清洗液，增加水泥漿接觸時(shí)間；選取合適的表面活性劑，使井壁由親油變?yōu)橛H水，提高界面水泥膠結(jié)強(qiáng)度；同時(shí)采用清水頂替，憋壓候凝，增大套管內(nèi)外壓差，提高膠結(jié)強(qiáng)度。低密度固井水泥漿配方為嘉華G級(jí)+100%粉煤灰+5%早強(qiáng)劑+6%微硅+2.5%降失水劑；高密度水泥配方為嘉華G級(jí)+0.4%膨脹劑+0.4%分散劑+1.6%降失水劑+1.0%早強(qiáng)劑+1.0% QJ625+0.6%微硅。固井水泥漿性能數(shù)據(jù)見(jiàn)表4。

表4 固井水泥漿性能

4 結(jié)論與建議

（1）延頁(yè)平3井通過(guò)應(yīng)用“MWD+伽馬”的無(wú)線隨鉆測(cè)量技術(shù)，成功穿透1 200 m的儲(chǔ)層，頁(yè)巖穿透率達(dá)100%。

（2）通過(guò)優(yōu)選鉆頭、鉆具組合及鉆井參數(shù)，特別是水平段成功使用PDC鉆頭，極大地提高了機(jī)械鉆速，降低了扭矩和摩阻，找到了一套適合鄂爾多斯盆地頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)的鉆井技術(shù)。

（3）優(yōu)選了適合延長(zhǎng)組頁(yè)巖氣水平井鉆井的油基鉆井液體系，提高了鉆井液的抑制性和潤(rùn)滑性，防止鉆井過(guò)程中的井壁垮塌，有效地保護(hù)了泥頁(yè)巖儲(chǔ)層。為了降低成本，建議可在以后的鉆井中試驗(yàn)采用強(qiáng)抑制性的水基鉆井液。

（4）采用漂浮下套管的技術(shù)，選取合理的漂浮長(zhǎng)度，有效減小了下套管過(guò)程中的摩阻，保證套管一次順利下入，對(duì)國(guó)內(nèi)大偏移距水平井的下套管作業(yè)有一定的借鑒意義。

（5）采用優(yōu)質(zhì)的前置液及雙密度水泥漿體系，注水泥過(guò)程中未見(jiàn)任何復(fù)雜情況，水泥漿返至地面，水泥膠結(jié)質(zhì)量良好。

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