倪華峰，楊 光，張延兵

（中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018）

2018 年，長慶油田頁巖油開發(fā)進(jìn)入快速發(fā)展階段，為有效動(dòng)用單平臺控制儲層、最大限度暴露油層面積，開展了大井叢水平井井組鉆井，以推動(dòng)頁巖油規(guī)模開發(fā)。開發(fā)初期，叢式水平井井組主要以單層系開發(fā)為主，偏移距300～500 m，水平段長1 500 m，最大叢式水平井井組華H6 平臺完鉆12 口水平井，但存在水平段井漏井塌、儲層鉆遇率低、三維井眼摩阻扭矩大、長水平段完井風(fēng)險(xiǎn)高等問題，常規(guī)鉆井工藝難以滿足頁巖油開發(fā)的要求[1-2]。為此，筆者分析了國內(nèi)外非常規(guī)油氣藏開發(fā)現(xiàn)狀，借鑒北美地區(qū)的頁巖氣成功經(jīng)驗(yàn)，利用“工廠化”大井叢作業(yè)，開展了“多層系、立體式”大井叢水平井鉆井試驗(yàn)，通過大偏移距設(shè)計(jì)、井口防碰優(yōu)化、三維井眼降摩減阻剖面和自研完井工具，形成了與開發(fā)方式相配套的頁巖油大井叢水平井鉆井提速技術(shù)，最大井叢水平井?dāng)?shù)22 口，最大偏移距1 000 m 以上，提高了鉆機(jī)效率，節(jié)約了土地資源，實(shí)現(xiàn)了頁巖油優(yōu)快鉆井、高效開發(fā)。

1 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

2018 年，長慶油田進(jìn)行了頁巖油大井叢鉆完井、大通徑+可溶橋塞體積壓裂先導(dǎo)性試驗(yàn)；2019 年，采用集群化布井模式，完成水平井的水平段長1 500～2 000 m，增產(chǎn)顯著。累計(jì)完成水平井212 口，但大井叢平臺水平井?dāng)?shù)量大多在6～8 口，最多達(dá)到12 口，最大偏移距417 m，水平段長2 000 m的水平井多采用三開井身結(jié)構(gòu)，鉆井周期在20 d 以上，建井周期在30 d 以上，與長慶頁巖油規(guī)模開發(fā)需求差距較大[3-4]。分析認(rèn)為，鉆井過程中主要存在以下技術(shù)難點(diǎn)：

1）裸眼段長，井下情況復(fù)雜。采用二開井身結(jié)構(gòu)，一開封固淺表層，二開裸眼段長，鉆進(jìn)時(shí)黃土層易漏失坍塌、洛河組易漏失，嚴(yán)重影響鉆井時(shí)效；在長水平段鉆進(jìn)時(shí)，儲層分布不均質(zhì)造成頻繁鉆遇泥巖，現(xiàn)有地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)識別巖性能力差，依靠鉆井循環(huán)出砂判斷儲層走向，鉆進(jìn)施工不連續(xù)，效率低；井漏、井塌和溢流同存，水平段存在裂縫性漏失，鉆井液安全密度窗口窄，鉆井安全風(fēng)險(xiǎn)高。

2）井眼軌跡控制難度大。大井叢小井距、加密布井等易造成井序排列錯(cuò)亂，三維井眼、預(yù)分防碰、長水平段造成全井段需要繞障，大偏移距井眼軌道復(fù)雜，定向段長、方位變化大，需要常規(guī)導(dǎo)向工具頻繁滑動(dòng)鉆進(jìn)和上下調(diào)整井眼軌跡，造成滑動(dòng)鉆進(jìn)比例增大，導(dǎo)致機(jī)械鉆速低，著陸點(diǎn)軟著陸困難。

3）摩阻扭矩大。大井叢帶來的大偏移距、長水平段、長裸眼段，導(dǎo)致位垂比大，鉆具受力復(fù)雜，鉆井過程中摩阻扭矩呈非線性增加，水平段延伸困難；固井時(shí)套管下入困難，固井質(zhì)量難以保證。

2 鉆井提速關(guān)鍵技術(shù)

結(jié)合長慶油田頁巖油開發(fā)進(jìn)程，進(jìn)行大井叢多層系布局、大偏移距設(shè)計(jì)、三維井眼軌跡控制等關(guān)鍵技術(shù)的研究與應(yīng)用，并開展配套提速工具試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)了提速提效，形成了適合長慶油田頁巖油大井叢水平井的鉆井提速技術(shù)[5-7]。

2.1 大井叢多層系布局設(shè)計(jì)

針對不同層系的開發(fā)需求，確定了井組井?dāng)?shù)最大化原則和井組施工順序方案，頁巖油大井叢水平井平臺最多布井22 口，雙鉆機(jī)反向平行施工，優(yōu)化水平井井位部署及井眼軌道設(shè)計(jì)，最大限度增加水平段長度、提高儲層鉆遇率，從追求井?dāng)?shù)多到追求平臺鉆遇儲層長度最長。

根據(jù)開發(fā)層系不同，大井叢水平井采用大偏移距設(shè)計(jì)、井口防碰優(yōu)化，在有限的井場內(nèi)形成了3 種大井叢布井方式（見圖1），實(shí)現(xiàn)了單層到3 層立體式開發(fā)，垂深跨度從40 m 增加到120 m，大井叢水平井平臺實(shí)鉆水平井多達(dá)22 口。

圖1 不同層系立體式開發(fā)布井方式Fig.1 Three-dimensional well patterns in different layer series

單套層系：垂深跨度30～40 m，主要開發(fā)1 個(gè)目的層，采用叢式水平井井組開發(fā)，單平臺布井4～6 口，如華H1 平臺布井4 口。

2 套層系：垂深跨度60～80 m，主要開發(fā)2 個(gè)目的層，采用大叢式立體水平井組開發(fā)，單平臺布井6～12 口，如華H6 平臺布井12 口。

3 套層系：垂深跨度100～120 m，主要開發(fā)3 個(gè)目的層，采用大叢式立體水平井組開發(fā)，單平臺布井10～20 口，如華H40 平臺布井20 口。

2.2 大偏移距設(shè)計(jì)

采用大井叢開發(fā)時(shí)，需要開展大偏移距三維水平井鉆井技術(shù)試驗(yàn)。超大井組試驗(yàn)150～200 m 井間距，通過增大偏移距設(shè)計(jì)，解決了井場面積不足與大井叢布井之間的矛盾[8-10]。常規(guī)水平井開發(fā)模式主要是二維水平井、單井和單層，井場建設(shè)數(shù)量多，井區(qū)建設(shè)周期長，井間距400 m；大井叢水平井開發(fā)模式為三維水平井、多井、多層，單平臺實(shí)鉆水平井最多達(dá)22 口，井區(qū)建設(shè)周期短，井間距200 m。

采用三維防碰技術(shù)，保障了大井叢、小井距、全井段安全防碰。通過預(yù)分防碰設(shè)計(jì)，三維安全圓柱預(yù)分分離防碰設(shè)計(jì)，鄰井同垂深扭方位時(shí)，增大方位差；南北向平行靶區(qū)、小靶前距走負(fù)位移；分區(qū)入窗，水平段在同一直線施工，入靶預(yù)算時(shí)，考慮防碰因素，分外靶區(qū)、內(nèi)靶區(qū)控制入靶區(qū)。

華H40 平臺由2 臺鉆機(jī)反向相向分區(qū)施工，直井段錯(cuò)開造斜點(diǎn)，防碰；斜井段增大偏移井斜角、方位角；入窗點(diǎn)入窗垂深、左右偏移，通過提高糾偏井斜，增加最大偏移距，最大平臺布井?dāng)?shù)達(dá)到22 口，最大偏移距834 m，平均偏移距426 m（見圖2）。

圖2 華H40 平臺20 口水平井分布示意Fig.2 Distribution of 20 horizontal wells on the Platform Hua H40

2.3 三維井眼軌跡控制

針對頁巖油三維井眼軌跡控制偏移距大的問題，基于常規(guī)螺桿鉆井工具，結(jié)合三維剖面設(shè)計(jì)的關(guān)鍵參數(shù)，以降低實(shí)鉆摩阻扭矩、有利于現(xiàn)場實(shí)施為目標(biāo)，開展了大偏移距三維剖面優(yōu)化設(shè)計(jì)。通過對三維井眼剖面進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)了該設(shè)計(jì)方法首次在國內(nèi)大井叢的應(yīng)用，通過優(yōu)選“六段式”三維井身剖面和分析鉆柱受力，降低了摩阻扭矩。

“六段式”剖面在三維變向段后增加了1 個(gè)二維低造斜率增斜段，以解決地層垂深及實(shí)際造斜率不確定的問題，最大限度提高復(fù)合鉆井比例，提高斜井段的施工效率，精準(zhǔn)入窗。

根據(jù)偏移距、靶前距選擇1.50°或1.25°螺桿；控制消偏井斜角不大于30°；目標(biāo)靶體上傾時(shí)，將井斜角控制在88°～90°復(fù)合鉆進(jìn)，著陸入窗；目標(biāo)靶體下傾時(shí)，將井斜角控制在86°～88°滑動(dòng)鉆進(jìn)，快速入窗；第一趟鉆鉆至井斜角大于78°時(shí)直接下入水平段鉆具；井斜角大于6 0°后控制增斜率不大于6.0°/30m，控制斜井段最大造斜率不大于10.5°/30m；水平段通過滑動(dòng)鉆進(jìn)微調(diào)井眼軌跡。

通過大偏移距三維剖面設(shè)計(jì)，華H40 平臺實(shí)現(xiàn)了由二維水平井為主向全三維水平井的轉(zhuǎn)變。華H40 平臺最大偏移距834 m，最大糾偏角32.5°，鉆進(jìn)期間最大摩阻50 kN，下套管最大摩阻25 kN。

2.4 適合激進(jìn)鉆井參數(shù)的PDC 鉆頭、螺桿優(yōu)選

借鑒美國頁巖氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，全面推廣激進(jìn)鉆井參數(shù)，根據(jù)現(xiàn)場鉆井設(shè)備，分區(qū)塊、分地層細(xì)化螺桿、鉆頭與鉆井參數(shù)的匹配原則。螺桿突出大尺寸、多級數(shù)、大功率特性；全面強(qiáng)化鉆壓、轉(zhuǎn)速和排量等鉆井參數(shù)，鉆壓增加4～5 kN，泵壓增量由原來的2～3 MPa 提高至3～5 MPa。采用激進(jìn)鉆井參數(shù)后，水平段單根滑動(dòng)鉆時(shí)由1.5 h 縮短至1.0 h。但采用激進(jìn)鉆井參數(shù)后，現(xiàn)有鉆頭、螺桿存在鉆頭磨損嚴(yán)重、螺桿增斜率高和輸出功率偏低等問題。針對以上情況，需分段優(yōu)選PDC 鉆頭和螺桿。

采用PDC 鉆頭進(jìn)行斜井段施工時(shí)側(cè)重一趟鉆，鉆頭選型注重使用壽命，選用六刀翼φ16.0 mm 高耐磨復(fù)合片鉆頭。水平段以砂巖為主，調(diào)整段少，選用五刀翼φ16.0 mm 復(fù)合片鉆頭，側(cè)重提高機(jī)械鉆速?？紤]地層的穩(wěn)定性和普適性及設(shè)備負(fù)荷的情況，排量越大，攜砂效果越好。

將螺桿外徑由165.1 mm 調(diào)整為172.0 mm，以增加殼體容積，增大螺桿輸出功率；級數(shù)由3.5 級變成5.5 級，以增大螺桿壓降，提高輸出功率；螺桿頭數(shù)保持為7～8 頭，保證轉(zhuǎn)速不變，輸出扭矩不降低；調(diào)整鉆具組合中雙穩(wěn)定器的尺寸和間距，降低增斜率，減少滑動(dòng)鉆進(jìn)比例，提高機(jī)械鉆速和一趟鉆的成功率[11-13]。

2.5 鉆井液性能優(yōu)化

根據(jù)地層特點(diǎn)和各井段的控制要求，在保障井控安全和井下安全的前提下，安定組以上井段采用全絮凝無固相鉆井液，僅用PAM 絮凝處理劑，將漏斗黏度由29 s 降至28 s，由全井提黏改為加強(qiáng)清掃。直羅組至轉(zhuǎn)化前井段要求鉆井液具有抑制防塌性兼有絮凝性，在PAM 絮凝基礎(chǔ)上增大KCl 含量，將漏斗黏度由32 s 降至30 s，由全井提黏改為保持入口黏度；適當(dāng)推遲轉(zhuǎn)化時(shí)間，降低轉(zhuǎn)化密度，提高施工速度，二開井身結(jié)構(gòu)井推遲至井斜角約為45°時(shí)進(jìn)行轉(zhuǎn)化，三開井推遲至井斜角約為60°時(shí)進(jìn)行轉(zhuǎn)化。

同時(shí)，優(yōu)化鉆井液配方，用有機(jī)鹽代替重晶石，以保證井眼穩(wěn)定；用白瀝青和樹脂代替黑色瀝青類處理劑，以保護(hù)儲層；優(yōu)選ZDS 等可全酸溶的封堵劑，以達(dá)到提速提效的目的。

2.6 降摩減阻工具應(yīng)用

制約水平段延伸的因素除了摩阻、扭矩及鉆具屈曲外，準(zhǔn)確鉆遇儲層也是實(shí)現(xiàn)水平段延伸的關(guān)鍵因素，在引入旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)、方位伽馬和電阻率等測量工具提高鉆遇率的同時(shí)，進(jìn)行了自研降摩減阻工具的現(xiàn)場試驗(yàn)，取得了較為明顯的效果。

2.6.1 水力振蕩器

為了降低三維水平井大偏移距、長水平段帶來的高摩阻大扭矩影響，減少滑動(dòng)鉆進(jìn)中的托壓，自主研制了水力振蕩器，應(yīng)用成本與國外的水力振蕩器相比大幅度降低，但使用效果差距較大。因此，進(jìn)一步優(yōu)化了自研水力振蕩器的安裝位置，距鉆頭的距離由150～180 m 調(diào)整為80～110 m。3 口井應(yīng)用后，平均滑動(dòng)機(jī)械鉆速提高7.5%，滑動(dòng)摩阻降低20.0%。

2.6.2 完井工具

圍繞大偏移距長水平段優(yōu)快完井開展技術(shù)攻關(guān)，通過應(yīng)用倒劃眼穩(wěn)定器、盲板式套管懸浮器和通測接頭等工具，實(shí)現(xiàn)了大偏移距長水平段套管的安全下入。

通井時(shí)下入倒劃眼穩(wěn)定器，破壞巖屑床，清潔井眼；長水平段用巖屑清除鉆桿修復(fù)井壁，防止形成巖屑床；下套管選用盲板式套管懸浮器替代原有滑套式懸浮器，增強(qiáng)套管附件的密封性、可靠性，使用后每100 m 下放摩阻降低0.5 kN；電測時(shí)使用通測接頭，到底后循環(huán)一周，短程起下鉆至入窗點(diǎn)，短起階段正常到底循環(huán)一周注入潤滑漿，實(shí)現(xiàn)通測一趟鉆，作業(yè)時(shí)間可縮短1.2 d。

對于井眼較復(fù)雜的水平井，應(yīng)用下套管自動(dòng)灌漿裝置和旋銑引鞋，通過隨時(shí)建立循環(huán)，保證套管順利下至設(shè)計(jì)井深[14-16]。下套管自動(dòng)灌漿裝置集灌漿、循環(huán)功能于一體，可實(shí)現(xiàn)邊循環(huán)邊下套管，避免套管粘卡；水平段鉆遇泥巖1/3 以上、泥巖發(fā)生垮塌的井和堵漏、溢流壓井形成巖屑床的井下入旋銑引鞋，通過旋轉(zhuǎn)破壞井筒巖屑床，確保套管順利下至設(shè)計(jì)井深；同時(shí)優(yōu)化鉆井液動(dòng)切力、動(dòng)塑比和黏度等性能參數(shù)，以提高鉆井液的攜巖能力。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

通過技術(shù)攻關(guān)，形成了以大井叢井序優(yōu)化與立體式布井、大平臺三維優(yōu)快鉆井、高性能水基鉆井液防漏堵漏及重復(fù)利用和完井配套工藝為核心的大井叢水平井鉆井提速技術(shù)。自2020 年應(yīng)用該技術(shù)完成水平井195 口，水平段長度由1 500 m 延長至4 000 m 以上，大平臺布井?dāng)?shù)量由12 口增加至22 口，水平段長度在3 000 m 以下的井均采用二開井身結(jié)構(gòu)，二開裸眼段近5 000 m，單井最短鉆井周期8.50 d，平均完鉆井深4 037 m，在平均井深增加207 m 的情況下，平均鉆井周期由20.48 d 縮短至18.94 d，縮短了7.5%，平均機(jī)械鉆速19.92 m/h。

長慶頁巖油大井叢水平井以延長水平段長度、單平臺布井最多和防碰最優(yōu)化為目標(biāo)，利用自研的水平井軟件進(jìn)行布局優(yōu)化，高效分配各鉆機(jī)施工井?dāng)?shù)，實(shí)現(xiàn)三維立體式安全高效鉆井。實(shí)鉆過程中直井段不直、后續(xù)已部署井難以調(diào)整與已鉆井的最近距離時(shí)，實(shí)時(shí)優(yōu)化施工方案，后續(xù)井直井段嚴(yán)格打直，同時(shí)對正鉆井與已鉆井進(jìn)行防碰掃描，及時(shí)調(diào)整鉆井順序與井眼軌跡。通過持續(xù)優(yōu)化大井叢鉆井順序，不僅滿足了油藏開發(fā)要求，而且實(shí)現(xiàn)了防碰安全。

大平臺采用三維水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)，分井段優(yōu)化井眼軌跡控制模式、鉆具組合，強(qiáng)化鉆井參數(shù)。直、斜井段采用MWD 儀器帶方位伽馬工具，采用渦輪發(fā)電系統(tǒng)供電，保持到斜井段入窗；鉆具組合中增加水力振蕩器和無磁抗壓縮鉆桿，降低鉆具剛性，提高滑動(dòng)鉆進(jìn)效率[17]；鉆井參數(shù)為鉆壓100～140 kN，復(fù)合鉆進(jìn)泵壓提高3～4 MPa、滑動(dòng)鉆進(jìn)泵壓提高2 MPa 左右，排量32～34 L/s，環(huán)空返速1.10～1.30 m/s，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速75 r/min。水平段選用高耐磨球形穩(wěn)定器，加強(qiáng)水平段井眼軌跡控制，降低滑動(dòng)鉆進(jìn)比例，提高施工效率；鉆井參數(shù)為鉆壓80～120 kN，復(fù)合鉆進(jìn)泵壓提高3 MPa 左右、滑動(dòng)鉆進(jìn)提高2 MPa 左右，排量32 L/s，環(huán)空返速1.10 m/s，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速60 r/min。2020 年，2 個(gè)平臺先后完成不少20 口的水平井，其中華H40 平臺完成水平井20 口，水平段總長40 280 m，平均鉆井周期16.97 d、建井周期25.33 d；華H60 平臺設(shè)計(jì)20 口水平井，實(shí)際完成22 口，總進(jìn)尺88 157 m，水平段總長33 141 m，平均鉆井周期18.06 d，建井周期26.47 d。

4 結(jié)論與建議

1）大平臺多層系布井設(shè)計(jì)滿足了頁巖油大井叢水平井“平臺鉆遇儲層長度最大”的需求，在長慶頁巖油開發(fā)中得到了推廣應(yīng)用，通過增加平臺布井?dāng)?shù)量和水平段長度，降低了完井作業(yè)帶來的技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)，滿足了頁巖油大井叢水平井規(guī)模開發(fā)要求。

2）大偏移距水平井三維井眼軌跡控制技術(shù)解決了大平臺偏垂比大、鉆具受力屈曲帶來的摩阻扭矩大等難題。

3）以經(jīng)濟(jì)適配性和高效降摩減阻為目標(biāo)，通過自研國產(chǎn)化降摩減阻工具，創(chuàng)建了頁巖油水平井高效、經(jīng)濟(jì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)模式，實(shí)現(xiàn)了鉆井完井技術(shù)配套和優(yōu)快鉆井。但地質(zhì)導(dǎo)向工具的成本較高，國產(chǎn)工具普遍處于試驗(yàn)階段，迫切需要研發(fā)“簡配版”儲層高效識別工具，提高儲層鉆遇率，實(shí)現(xiàn)頁巖油長效開發(fā)。