史配銘， 倪華峰， 石崇東， 王學(xué)楓， 王萬慶， 屈艷平

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

蘇里格氣田致密氣藏屬于典型的低滲、低壓、低豐度、多層系致密砂巖氣藏，埋深 3 000～3 500 m，探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量 2.85×1012m3。2019 年，對(duì)該氣藏水平井試氣產(chǎn)量進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)：水平段長(zhǎng)度小于1 500 m 的水平井 31 口，平均無阻流量 0.77×106m3/d；水平段長(zhǎng)度為 1 500～2 00 m 的水平井 30 口，平均無阻流量 1.15×106m3/d；水平段長(zhǎng)度大于 2 000 m的水平井（超長(zhǎng)水平段水平井）22口，投產(chǎn)1年后的平均無阻流量2.58×106m3/d。分析該統(tǒng)計(jì)結(jié)果認(rèn)為，超長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)可有效增大氣藏暴露面積，更大限度地提高產(chǎn)量和采收率。但是，蘇里格致密氣藏超長(zhǎng)水平段水平井鉆井完井過程中，常出現(xiàn)循環(huán)泵壓高、摩阻扭矩大、機(jī)械鉆速低、井眼清潔困難和完井套管柱下入困難等問題，給采用長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)帶來了困難。

針對(duì)上述問題，筆者在詳細(xì)分析鉆井完井技術(shù)難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，開展了高效鉆具和鉆井設(shè)備優(yōu)化配置、井眼軌道設(shè)計(jì)和井眼軌跡控制、水平段鉆井提速和清潔，以及旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井、強(qiáng)抑制潤(rùn)滑性水基鉆井液和“旋轉(zhuǎn)引鞋+套管”漂浮下入等技術(shù)研究，形成了蘇里格致密氣藏超長(zhǎng)水平段水平井鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)，然后在靖45-24H2井、靖50-26H1井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了良好效果，為該致密氣藏的高效勘探開發(fā)及國(guó)內(nèi)類似致密氣超長(zhǎng)水平段水平井的安全高效鉆井完井提供了技術(shù)支撐和儲(chǔ)備。

1 鉆井完井技術(shù)難點(diǎn)

蘇里格氣田自上而下鉆遇新生界第四系，白堊系洛河組，侏羅系安定組、直羅組、延安組，中生界三疊系延長(zhǎng)組、紙坊組、和尚溝組、劉家溝組，二疊系石千峰組、石盒子組、山西組，上古生界石炭系本溪組、太原組，下古生界奧陶系馬家溝組[1]。根據(jù)該氣田的地層特點(diǎn)，為預(yù)防發(fā)生井下故障和井下復(fù)雜情況，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層專層專打，縮短裸眼井段長(zhǎng)度，降低鉆具摩阻和扭矩，最大限度地延伸水平段長(zhǎng)度，采用了“導(dǎo)管+三開”井身結(jié)構(gòu)，其典型的井身結(jié)構(gòu)見表1。

表1 典型的“導(dǎo)管+三開”井身結(jié)構(gòu)Table 1 Typical “conductor + three sections” casing program

實(shí)踐表明，長(zhǎng)水平段水平井作為最大儲(chǔ)層接觸（MRC）技術(shù)[2]的一種重要形式，具有較好的現(xiàn)場(chǎng)效果。但由于水平段長(zhǎng)、鉆遇目的層物性差、泥質(zhì)含量高和鉆井液浸泡時(shí)間長(zhǎng)，蘇里格氣田致密氣藏超長(zhǎng)水平段水平井鉆井完井過程中存在以下技術(shù)難點(diǎn)：

1）循環(huán)壓耗高。采用?152.4 mm鉆頭鉆進(jìn)水平段，井眼小，環(huán)空間隙窄，隨著水平裸眼段延伸，循環(huán)壓耗逐漸升高。水平段長(zhǎng)度大于2 000 m時(shí)，環(huán)空當(dāng)量循環(huán)密度達(dá)到1.54 kg/L，泵壓達(dá)到28 MPa，設(shè)備負(fù)荷重，對(duì)鉆井設(shè)備和鉆具性能要求較高。

2）摩阻扭矩大，滑動(dòng)效率低。水平段長(zhǎng)度達(dá)到2 000 m 時(shí)，鉆具摩阻 300～450 kN，扭矩 12～16 kN·m。隨著水平段不斷增長(zhǎng)，鉆具與井壁的摩阻扭矩大幅度增加，易導(dǎo)致鉆柱發(fā)生屈曲變形，無法有效傳遞鉆壓，采用常規(guī)導(dǎo)向鉆具組合鉆進(jìn)水平段困難，滑動(dòng)鉆進(jìn)效率低，周期長(zhǎng)。

3）致密氣儲(chǔ)層機(jī)械鉆速低，超長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)困難。致密砂巖儲(chǔ)層物性差，泥質(zhì)含量高，鉆遇泥巖時(shí)機(jī)械鉆速低至1.95 m/h，平均機(jī)械鉆速只有6.00 m/h，嚴(yán)重制約了水平段的鉆速。

4）井眼清潔困難。因環(huán)空壓耗高，排量受限，巖屑在井內(nèi)運(yùn)移速度慢，滯留時(shí)間長(zhǎng)，易在下井壁沉積形成巖屑床。為滿足超長(zhǎng)水平段小井眼水平井的井眼清潔要求，排量與泵壓的選擇成為關(guān)鍵。同時(shí)，巖屑床的存在也導(dǎo)致鉆具與井壁之間的摩阻扭矩增加。

5）水平段泥巖井壁穩(wěn)定性差。超長(zhǎng)水平段穿行于二疊系石盒子組，由于石盒子組物性差、泥質(zhì)含量高和存在泥巖夾層，超長(zhǎng)水平段鉆井周期長(zhǎng)、浸泡時(shí)間長(zhǎng)，更容易導(dǎo)致泥巖段井眼失穩(wěn)垮塌，造成井下故障和復(fù)雜情況。

6）完井套管柱下入困難。?152.4 mm超長(zhǎng)水平井眼中套管緊貼下井壁，摩阻大，套管柱下入時(shí)間長(zhǎng)達(dá)35～40 h，下入難度較大，易發(fā)生套管壓差卡鉆。

2 鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 鉆具和鉆井設(shè)備優(yōu)化配置

針對(duì)蘇里格致密氣藏超長(zhǎng)水平段水平井施工過程中摩阻扭矩大、泵壓高的問題，考慮井眼清潔、井下故障和復(fù)雜情況處理能力等因素，利用軟件模擬分析了循環(huán)壓耗、抗扭及抗拉強(qiáng)度等參數(shù)，優(yōu)化配置了鉆具和鉆井設(shè)備。

2.1.1 超長(zhǎng)水平段的排量及泵壓預(yù)測(cè)

設(shè)?152.4 mm 水平井段長(zhǎng) 4 000 m，給定鉆井液密度、排量、井深及鉆具組合，利用軟件模擬計(jì)算了不同尺寸鉆具內(nèi)的壓耗、環(huán)空壓耗及循環(huán)泵壓，結(jié)果見表2。

表2 ?152.4 mm井眼中鉆具在定排量下的循環(huán)壓耗Table 2 Circulating pressure losses of drilling tools in a ?152.4 mm borehole under fixed flow rate

由表2 可知，?101.6 mm 鉆桿在 18 L/s排量時(shí)的循環(huán)泵壓為 30.26 MPa，較?88.9 mm 鉆桿的循環(huán)泵壓低34.9%，說明?101.6 mm鉆桿可以滿足超長(zhǎng)水平段激進(jìn)鉆進(jìn)要求。

2.1.2 雙臺(tái)肩鉆具優(yōu)選

超長(zhǎng)水平段循環(huán)泵壓高、摩阻扭矩大，鉆具刺漏、疲勞斷裂等風(fēng)險(xiǎn)高，優(yōu)選雙臺(tái)肩密封高抗拉抗扭?101.6 mm鉆桿（S135鋼級(jí)）。通過增加副臺(tái)肩形成雙臺(tái)肩密封，具有輔助上扣定位、承擔(dān)軸向載荷及雙面密封的功能，提高了鉆具接頭抗扭強(qiáng)度及密封性能，相關(guān)參數(shù)見表3。水平段抗拉強(qiáng)度、抗扭強(qiáng)度校核情況分別見圖1、圖2。

圖2 水平段抗扭強(qiáng)度校核圖Fig.2 Torsional strength check of horizontal section

表3 不同扣型鉆具性能參數(shù)Table 3 Parameters of drilling tools with different connection types

圖1 水平段抗拉強(qiáng)度校核圖Fig.1 Tensile strength check of horizontal section

由表3和圖1、圖2可知，?101.6 mm 鉆桿（S135 鋼級(jí)）的拉伸載荷為 2 286 kN，最小抗扭強(qiáng)度為53.28 kN?m，考慮大鉤載荷、扭矩和循環(huán)壓耗，在滿足強(qiáng)度要求的前提下盡可能降低鉆機(jī)負(fù)載為原則，選用該鉆桿可在鉆井泵負(fù)載允許范圍內(nèi)提高鉆井排量，有效清潔井筒。

2.1.3 鉆井泵優(yōu)選

隨著水平段不斷增長(zhǎng)，在排量一定的情況下，應(yīng)用?101.6 mm鉆桿，鉆具內(nèi)壓耗、環(huán)空壓耗也逐步增高，為提高鉆井泵的安全性，選用3臺(tái)額定工作壓力為 52.0 MPa 的 F–1 600 加強(qiáng)型鉆井泵，以滿足“高泵壓、大排量”激進(jìn)鉆進(jìn)要求。

2.1.4 高效鉆井液凈化系統(tǒng)配置

為保證鉆井液能有效凈化，根據(jù)實(shí)際工況，應(yīng)該配套高頻率振動(dòng)篩、中速離心機(jī)和大排量一體機(jī)等高效鉆井液凈化系統(tǒng)。

2.2 井眼軌道設(shè)計(jì)和井眼軌跡控制

利用“空間圓弧+迭代求解”的三維水平井全井段井眼軌道計(jì)算模型，形成了“直—增—穩(wěn)—扭方位增斜—穩(wěn)—增—穩(wěn)”的井身剖面。鉆井過程中根據(jù)偏移距大小，提高造斜點(diǎn)高度，將上部造斜率由0°/30m增至3°/30m，選擇增斜扭方位，控制扭方位井段，盡可能在小井斜角下扭方位，滑動(dòng)方位變化率控制在（4°～10°）/30m，井斜角變化率控制在2°/30m左右。將下部斜井段的全角變化率由12°/30m 降至 5°/30m，井斜角小于 45°時(shí)，實(shí)鉆造斜率略高于設(shè)計(jì)造斜率，斜井段施工過程中多進(jìn)行滑動(dòng)鉆進(jìn)，保證中靶垂深上偏0.5 m；井斜角為45°～60°時(shí)，少進(jìn)行滑動(dòng)鉆進(jìn)，多復(fù)合微調(diào)鉆進(jìn)，以提高施工效率；井斜角大于60°后，鉆具組合復(fù)合增斜率能達(dá)到（4°～5°）/30m，以復(fù)合增斜方式為主，在入窗前50 m將井斜角控制在83°～85°，穩(wěn)斜探氣頂，發(fā)現(xiàn)氣層后及時(shí)將井斜角調(diào)整至89°～90°入窗，確保井眼軌跡圓滑，最大限度地降摩減阻。水平段以復(fù)合穩(wěn)斜鉆進(jìn)為主，控制全角變化率≤3°/30m，根據(jù)施工段長(zhǎng)選擇經(jīng)濟(jì)高效的井眼軌跡控制技術(shù)：水平段長(zhǎng)在1 800 m內(nèi)時(shí)，采用“PDC鉆頭+螺桿鉆具+MWD+水力振蕩器”的常規(guī)導(dǎo)向組合控制井眼軌跡；水平段長(zhǎng)度大于1 800 m后，更換旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合控制井眼軌跡。

2.3 超長(zhǎng)水平段鉆井提速和清潔

2.3.1 高效 PDC 鉆頭設(shè)計(jì)

石盒子組地層可鉆性級(jí)值為5.3～5.6[3]，基于此，從提高鉆頭的抗研磨性、自銳性和導(dǎo)向鉆進(jìn)工具面穩(wěn)定性等3方面對(duì)PDC 鉆頭進(jìn)行了個(gè)性化設(shè)計(jì)：采用淺錐、雙圓弧冠部輪廓同軌布置，五刀翼結(jié)構(gòu)（3個(gè)長(zhǎng)刀翼+2個(gè)短刀翼）設(shè)計(jì)，提高鉆頭的導(dǎo)向穩(wěn)定性；優(yōu)選進(jìn)口耐磨性高、抗沖擊能力強(qiáng)的新型?16.0 mm主切削齒9顆、心部切削齒3顆，出刃高度 6.0 mm，切削齒按照后傾角度 14.0°～18.0°由鉆頭中心部位沿冠部從內(nèi)向外依次布置，使切削齒吃入地層深，攻擊性強(qiáng)，機(jī)械鉆速高。同時(shí)，采用高配比水力參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，選配3個(gè)?10.3 mm噴嘴和2個(gè)?9.5 mm 噴嘴，鉆頭噴嘴壓降 1.83 MPa，比水功率2.01 W/mm2，提高鉆頭冷卻效果及井底清洗效果，避免井底重復(fù)切削現(xiàn)象。PDC鉆頭流場(chǎng)動(dòng)力學(xué)數(shù)值模擬結(jié)果表明，井底最大漫流速度可達(dá)51.05 m/s。

2.3.2 提高導(dǎo)向鉆井效率措施

針對(duì)三維水平井偏移距大、糾偏井斜角大、水平段長(zhǎng)，鉆進(jìn)中摩阻、扭矩較大，托壓嚴(yán)重，工具面控制困難，鉆壓無法有效傳遞至鉆頭，導(dǎo)致滑動(dòng)機(jī)械鉆速低的問題，通過研究制定了如下措施：糾偏段和斜井段采用?165.1 mm全液力脈沖自激水力振蕩器[4]，水平段采用?127.0 mm徑向水力振蕩器，這2種型號(hào)水力振蕩器均具有降摩減阻、穩(wěn)定工具面和提高鉆壓傳遞效率等性能，能夠大幅度提高導(dǎo)向鉆井效率。

2.3.3 提高井眼清潔效果措施

1）井眼清潔工具機(jī)械破壞巖屑床攜砂。針對(duì)超長(zhǎng)水平段鉆井過程中存在巖屑床導(dǎo)致鉆井液通道變小、攜巖效果變差、鉆具摩阻扭矩增大、井下故障和復(fù)雜情況增多等問題，在鉆柱中加入巖屑床清除鉆桿，利用其加厚段螺旋棱對(duì)巖屑床的機(jī)械刮削及螺旋棱產(chǎn)生的特殊環(huán)空流場(chǎng)對(duì)巖屑顆粒的推動(dòng)加速作用清除巖屑床[5–6]。

2）鉆具高轉(zhuǎn)速擾動(dòng)攜砂。?152.4 mm井眼面積比率P-HAR值[7]為1.50，根據(jù)P-HAR<3.25適用于小井眼，清潔該井眼的理想攜砂轉(zhuǎn)速為120 r/min，將頂驅(qū)轉(zhuǎn)速提高至80 r/min以上，利用鉆具擾動(dòng)作用將沉積在下井壁的巖屑攜帶到上井壁高流速區(qū)，提高井眼清潔效果。

2.4 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合

隨著水平段不斷延伸，滑動(dòng)導(dǎo)向鉆井時(shí)采用“PDC鉆頭+螺桿鉆具+ MWD+水力振蕩器”常規(guī)導(dǎo)向鉆具組合摩阻大，托壓嚴(yán)重，井眼軌跡調(diào)整困難。為此，采用了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)ATK-GT4G[8–11]，組成了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合：鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向頭+模塊馬達(dá)+ OnTrak（測(cè)量短節(jié)）+ BCPM（雙向通訊短節(jié)）+上截止短節(jié)。該鉆具組合理論造斜率（6°～8°）/30m，能夠滿足水平段鉆井需求。同時(shí)，利用近鉆頭方位伽馬成像和電阻率等參數(shù)，為提高儲(chǔ)層鉆遇率及在儲(chǔ)層中準(zhǔn)確控制井眼軌跡提供指導(dǎo)。

2.5 強(qiáng)抑制潤(rùn)滑性水基鉆井液

致密氣藏超長(zhǎng)水平段水平井面臨降摩減阻、井眼清潔、泥巖井壁防塌和儲(chǔ)層保護(hù)等方面的技術(shù)難點(diǎn)[12–13]，要求鉆井液必須具備強(qiáng)抑制防塌性能，良好的潤(rùn)滑、攜巖及流變性，以及儲(chǔ)層保護(hù)性能。

通過室內(nèi)試驗(yàn)，優(yōu)選配制了強(qiáng)抑制潤(rùn)滑性水基鉆井液：1.5%～2.0%天然高分子降濾失劑+3.0%白瀝青+12.0%～15.0%抑制劑HCOOK+10.0%復(fù)合鹽抑制劑CQFY-1+3.0%液體聚合醇+0.2%燒堿+0.15%黃原膠+3.0%儲(chǔ)層保護(hù)劑+2.0%屏蔽暫堵劑+4.0%高效液體潤(rùn)滑劑。該鉆井液采用HCOOK和CQFY-1提高密度，降低了固相含量和水的活度，增強(qiáng)了抑制性，使水平段鉆遇泥巖層時(shí)井眼保持穩(wěn)定，振動(dòng)篩返出砂樣成型，不糊篩；通過復(fù)配使用聚合醇和高效液體潤(rùn)滑劑，在鉆具、套管及井壁巖石表面上形成了一層具有一定強(qiáng)度的、可降低摩阻的潤(rùn)滑膜，可達(dá)到降低鉆具摩阻、扭矩的目的；加入酸溶性儲(chǔ)層保護(hù)劑和屏蔽暫堵劑，增強(qiáng)了鉆井液的封堵性，改善了濾餅質(zhì)量，降低了濾失量，實(shí)現(xiàn)了強(qiáng)封堵防塌和儲(chǔ)層保護(hù)的雙重目標(biāo)。

2.6 “旋轉(zhuǎn)引鞋+套管”漂浮下入技術(shù)

針對(duì)水平段裸眼段長(zhǎng)度大于2 000 m時(shí)，生產(chǎn)套管下入過程中摩阻大、不易下到設(shè)計(jì)井深的問題，采用“旋轉(zhuǎn)引鞋+套管”漂浮下入技術(shù)[10]。

2.6.1 旋轉(zhuǎn)引鞋

旋轉(zhuǎn)引鞋由套管接頭、圓錐軸承和螺旋棱旋轉(zhuǎn)頭組成，螺旋棱旋轉(zhuǎn)頭具有自適應(yīng)旋轉(zhuǎn)功能。旋轉(zhuǎn)引鞋安裝于套管柱的最下段，當(dāng)套管進(jìn)入水平裸眼井段沿著井眼下井壁前行過程中遇到巖屑床或者小掉塊時(shí)，該引鞋在作用力下可自行順時(shí)針、逆時(shí)針轉(zhuǎn)換方向轉(zhuǎn)動(dòng)繞開障礙物，有利于套管順利下入；當(dāng)建立循環(huán)時(shí)鉆井液沿著螺旋棱之間的水眼噴射出，反作用力推動(dòng)引鞋旋轉(zhuǎn)頭轉(zhuǎn)動(dòng)，破壞巖屑床及砂橋，使套管繼續(xù)下入。

2.6.2 套管漂浮下入措施

為降低下入套管時(shí)的摩阻力，在完井套管管柱中加入盲板式漂浮接箍[14]，利用漂浮接箍將完井套管柱分為2段：第1段，從完井套管柱下端高承壓浮箍到漂浮接箍，下套管過程中無需灌漿，套管柱內(nèi)充滿空氣，以減少套管柱對(duì)井壁的正壓力，從而降低套管柱與井壁的摩擦阻力；第2段，從漂浮接箍到井口段套管柱，下入過程中需要連續(xù)灌漿，使套管柱內(nèi)充滿鉆井液，確保上部套管柱有足夠重量，推動(dòng)下部套管柱下行，使套管順利下入井中。套管下至設(shè)計(jì)井深后，連續(xù)向套管灌鉆井液，并憋壓至擊穿盲板設(shè)計(jì)壓力，擊穿盲板，連續(xù)灌鉆井液，置換下部掏空段套管柱內(nèi)的空氣，置換完畢后小排量（10 L/s）頂通高承壓浮箍浮鞋，鉆井液循環(huán)返出正常后，按照預(yù)定固井設(shè)計(jì)排量循環(huán)處理鉆井液，直到達(dá)到固井施工要求。

2.6.3 下套管前的井筒準(zhǔn)備

1）利用鉆具組合中的巖屑床清除鉆桿，采用倒劃眼起鉆方式破壞巖屑床，修整井眼。

2）采用剛度與套管柱相同的鉆具組合通井。通井鉆具組合：?152.4 mm 牙輪鉆頭+330×310 雙母接頭+?148.0 mm 穩(wěn)定器+?120.7 mm 鉆具止回閥+?101.6 mm 加重鉆桿×2 根+?146.0 mm 穩(wěn)定器+?101.6 mm 普通鉆桿×28 根+?101.6 mm 巖屑床清除鉆桿 1# +?101.6 mm 鉆桿 15 根+?101.6 mm 巖屑床清除鉆桿 2#+?101.6 mm 鉆桿 15 根+?101.6 mm 巖屑床清除鉆桿 3#+?101.6 mm 鉆桿。

3）通井到底后大排量循環(huán)2周，短起下鉆修整井壁、破壞巖屑床，驗(yàn)證泥巖段井眼的穩(wěn)定性，監(jiān)測(cè)上提下放摩阻，確保井眼暢通無阻；若通井下鉆無遇阻，短程起下鉆到底循環(huán)1周后注潤(rùn)滑封閉漿封水平段起鉆，若通井下鉆遇阻，短程起下鉆必須通過遇阻井段，遇阻段無反應(yīng)后方可下至井底循環(huán)注潤(rùn)滑封閉漿。

4）水平段替入3.0%～4.0%液體潤(rùn)滑劑和6.0%～8.0%固體潤(rùn)滑劑復(fù)配的高效潤(rùn)滑封閉漿，封閉整個(gè)水平段，以降低水平段的摩擦系數(shù)。

2.7 超長(zhǎng)水平段窄間隙固井技術(shù)

超長(zhǎng)水平段環(huán)空間隙窄，固井過程中摩阻大、施工壓力高和頂替排量受限導(dǎo)致頂替效率低，采取優(yōu)化水泥漿配方、采用“紊流+塞流”復(fù)合頂替方式和套管居中等措施，保證超長(zhǎng)水平段窄間隙固井質(zhì)量。

2.7.1 水泥漿體系優(yōu)化

為提高水平井固井后環(huán)空的有效封隔性，使水平井橋塞分段壓裂后增高產(chǎn)量，在三開?152.4 mm井眼下?114.3 mm 套管，采用一次上返固井工藝。針對(duì)窄間隙固井時(shí)環(huán)空間隙寬度僅有19.05 mm帶來的易堵塞、水泥環(huán)薄等問題，采用了膨脹降濾失水泥漿，其配方為G級(jí)水泥+增強(qiáng)劑+降濾失劑+增韌材料+緩凝劑+水，性能見表4。

表4 膨脹降濾失水泥漿的性能Table 4 Properties of expanded fluid loss reducing cement slurry

2.7.2 “紊流+塞流”復(fù)合頂替方式

采用漂浮下套管技術(shù)施工時(shí)，漂浮接箍最大外徑 138.2 mm，環(huán)空間隙 7.1 mm，較套管接箍環(huán)空間隙小5.6 mm，頂替施工壓力高，易砂堵憋泵。為此，頂替過程中采用“紊流+塞流”復(fù)合變排量頂替，控制井口壓力，提高頂替效率，預(yù)防井漏、砂堵憋泵發(fā)生，保證固井質(zhì)量[15]。施工過程中盡量使領(lǐng)漿、尾漿出套管時(shí)達(dá)到紊流，采用0.8 m3/min排量替漿，提高水泥漿頂替效率，在領(lǐng)漿通過漂浮接箍環(huán)空段時(shí)排量降至0.5 m3/min，用塞流頂替，降低環(huán)空壓力，以降低壓漏地層、砂堵憋泵的風(fēng)險(xiǎn)。

2.7.3 套管扶正技術(shù)

一體化的?114.3 mm弓簧彈性套管扶正器具有結(jié)構(gòu)強(qiáng)、與井壁點(diǎn)接觸、活動(dòng)阻力小、居中度高和可通 過性強(qiáng)等特點(diǎn)，與常規(guī)螺旋套管扶正器相比，該套管扶正器的扶正效果好，過流面積較大，可大幅度降低下套管時(shí)的摩阻。水平段每2根套管安放1只弓簧彈性套管扶正器；進(jìn)入直井段、斜井段技術(shù)套管內(nèi)后，每3根套管安放1只弓簧彈性套管扶正器，以保證套管居中度，避免出現(xiàn)套管緊貼下井壁造成“寬窄邊”現(xiàn)象，提高水泥漿頂替效率和固井質(zhì)量。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 整體試驗(yàn)效果

蘇里格致密氣藏超長(zhǎng)水平段鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)在靖45-24H2井和靖50-26H1井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，施工過程中無井下故障和復(fù)雜情況發(fā)生，整體效果良好。2口試驗(yàn)井的具體技術(shù)指標(biāo)見表5。

表5 試驗(yàn)井的技術(shù)指標(biāo)Table 5 Technical indicators of test wells

靖45-24H2井和靖50-26H1井平均完鉆井深7 027.00 m，平均水平段長(zhǎng) 3 719.50 m，平均鉆井周期50.93 d，平均機(jī)械鉆速 12.94 m/h。其中，靖 50-26H1井完鉆井深 7 388.00 m、水平段長(zhǎng) 4 118.00 m，創(chuàng)造了當(dāng)時(shí)長(zhǎng)慶油田井深最深和陸上油氣井水平段最長(zhǎng)2項(xiàng)紀(jì)錄。

3.2 關(guān)鍵技術(shù)試驗(yàn)效果

1）采用上文的井眼軌道設(shè)計(jì)技術(shù)，提高造斜點(diǎn)，減小糾偏井段的最大井斜角，采用增斜扭方位方式，將扭方位井段全角變化率控制在6°/30m，將斜井段全角變化率由12°/30m降至5°/30m，摩阻降低30%。井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)前后的數(shù)據(jù)見表6。

表6 井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)Table 6 Data of optimized borehole trajectory design

2）靖45-24H2井和靖50-26H1井都采用了“SF56H3型PDC鉆頭+螺桿鉆具+MWD”的鉆具組合進(jìn)行鉆進(jìn)，單只鉆頭最高進(jìn)尺1 455 m，機(jī)械鉆速 11.73 m/h，平均單只鉆頭進(jìn)尺 906 m，平均機(jī)械鉆速12.53 m/h，較優(yōu)化前提高了53.74%；斜井段應(yīng)用了?165.1 mm水力振蕩器，平均滑動(dòng)鉆進(jìn)機(jī)械鉆速6.55 m/h，較未應(yīng)用該水力振蕩器時(shí)的滑動(dòng)鉆進(jìn)機(jī)械鉆速提高了87.23%；水平段應(yīng)用了?127.0 mm水力振蕩器，平均滑動(dòng)鉆進(jìn)機(jī)械鉆速4.39 m/h，與未應(yīng)用該水力振蕩器相比提高了126.6%。

3）為降低水平段施工難度和鉆井成本、提高施工效率，分段應(yīng)用了“PDC鉆頭+螺桿鉆具+ MWD+水力振蕩器”常規(guī)鉆具組合與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合。旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓50～80 kN，轉(zhuǎn)速85～90 r/min，排量 18～20 L/s，泵壓 30～35 MPa。應(yīng)用井段最大全角變化率2.81°/30m、平均全角變化率0.74°/30m，分別比常規(guī)鉆具組合低20.93%和60.63%（見表7），井眼軌跡平滑。完鉆時(shí)下放摩阻30～45 kN，扭矩 18～23 kN·m，與采用常規(guī)鉆具組合鉆進(jìn)2 000 m長(zhǎng)水平段的摩阻扭矩相當(dāng)。根據(jù)近鉆頭伽馬成像得知，靖45-24H2井和靖50-26H1井水平段砂巖鉆遇率分別為100%、99.3%，氣層鉆遇率分別為93.9%、98.0%。

表7 常規(guī)鉆具與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具應(yīng)用數(shù)據(jù)對(duì)比Table 7 Application data comparison of conventional drilling tools and RSS drilling tools

4）超長(zhǎng)水平段應(yīng)用了高效強(qiáng)抑制潤(rùn)滑水基鉆井液，其性能：密度 1.27～1.35 kg/L、漏斗黏度 55～65 s、API濾失量 2.5～3.5 mL、高溫高壓濾失量 8～12 mL、塑性黏度 22～35 mPa·s、動(dòng)切力 10～14 Pa、動(dòng)塑比0.45～0.60、含砂量0.2%～0.3%。控制鉆井液動(dòng)切力不低于10 Pa、動(dòng)塑比不小于0.45，保證了攜巖效果，抑制了泥巖水化膨脹，有效降低了摩阻扭矩，保證了超長(zhǎng)水平段的安全高效鉆進(jìn)。同區(qū)塊用不同鉆井液的通井摩阻、扭矩對(duì)比情況見圖3。

由圖3可知：靖45-24H2井和靖50-26H1井采用相同的鉆具組合通井，通至水平段1 500 m處的摩阻分別為 160 和 190 kN，扭矩分別為 12 和 14 kN·m，與同區(qū)塊采用常規(guī)鉆井液施工的靖72-58H2井（水平段長(zhǎng) 1 500 m）相比，下放摩阻降低 32%～42%，扭矩降低22%～33%。

圖3 采用不同鉆井液時(shí)的通井摩阻、扭矩對(duì)比Fig.3 Comparison of friction and torque in drafting process with different drilling fluids

5）靖45-24H2井和靖50-26H1井下套管時(shí)采用了NDS盲板式漂浮接箍，水平段下套管順利，摩阻降低近50%。下套管之前，利用Landmark軟件進(jìn)行計(jì)算分析，漂浮接箍以下摩阻系數(shù)取0.5～0.7，技術(shù)套管內(nèi)摩阻系數(shù)取0.2，鉆井液密度1.35 kg/L，對(duì)應(yīng)浮力系數(shù)0.83。按此計(jì)算，靖45-24H2井漂浮段長(zhǎng)3 228 m時(shí)，套管下至目的位置后的井口懸重為381.3～488.9 kN；靖 50-26H1 井漂浮段長(zhǎng) 3 627 m時(shí)，套管下至目的位置后的井口懸重為442.3～587.4 kN。靖45-24H2井和靖50-26H1下完套管時(shí)，實(shí)際井口懸重分別為370～480和410～580 kN?？梢钥闯?，實(shí)際井口懸重與計(jì)算井口懸重基本符合。

靖 45-24H2 井、靖 50-26H1 井與靖 72-58H2 井完井套管柱下入摩阻對(duì)比情況如圖4所示。

圖4 完井套管柱下入摩阻對(duì)比Fig.4 Comparison of friction in running of completion casing string

由圖4可知，靖45-24H2井、靖50-26H1井的完井套管柱下至水平段1 500 m處時(shí)，下放摩阻分別為130和100 kN，與同區(qū)塊靖72-58H2井（水平段長(zhǎng)1 500 m）相比，降低了 38%～52%。

4 結(jié)論與建議

1）針對(duì)蘇里格氣田致密氣藏超長(zhǎng)水平段水平井鉆井完井過程中循環(huán)泵壓高、摩阻扭矩大、機(jī)械鉆速低、井眼清潔困難、完井套管柱下入困難等問題，進(jìn)行了高效鉆具和鉆井設(shè)備優(yōu)化配置、井眼軌道設(shè)計(jì)和井眼軌跡控制、水平段鉆井提速和清潔，以及旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井、強(qiáng)抑制潤(rùn)滑性水基鉆井液和“旋轉(zhuǎn)引鞋+套管漂浮”下入等技術(shù)研究，形成了蘇里格致密氣藏超長(zhǎng)水平段水平井鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)。

2）超長(zhǎng)水平段水平井采取配套處理措施，用強(qiáng)抑制潤(rùn)滑水基鉆井液替代油基鉆井液，能夠保障水平段的延伸能力。

3）“旋轉(zhuǎn)引鞋+套管”漂浮下入技術(shù)和長(zhǎng)水平段窄間隙固井技術(shù)配套應(yīng)用，能降低套管下入摩阻和下入難度，保障完井套管柱安全順利下至設(shè)計(jì)位置。

4）建議根據(jù)鉆井工程設(shè)計(jì)，超長(zhǎng)水平段施工初期配合應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)和近鉆頭方位伽馬成像技術(shù)，精準(zhǔn)控制井眼軌跡，使其穿行于有效儲(chǔ)層中，并使井眼軌跡平滑、提高儲(chǔ)層鉆遇率，達(dá)到提高鉆速、降摩減扭和最大限度延伸水平段長(zhǎng)度的目的。