竇正道，謝鑫，唐玉華，徐浩，付成林

中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院（江蘇 揚(yáng)州225009）

江蘇油田開發(fā)已近40年，在常規(guī)油氣沒有大突破的情況下，頁巖油成為下步開發(fā)的重點(diǎn)。頁巖油埋藏深，地層可鉆性差，井底溫度高，地層壓力大，機(jī)械鉆速低，成本高，嚴(yán)重制約其經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。2021年油田在花莊區(qū)塊部署實(shí)施頁巖油第一口探井花頁1HF井，取得良好的油氣顯示。在頁巖油鉆井方面，開展頁巖油高壓噴射鉆井、低成本地質(zhì)導(dǎo)向鉆井、高難度懸空側(cè)鉆技術(shù)以及膠乳水泥漿固井技術(shù)，積累了豐富的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)?；?HF井的成功實(shí)施，為今后東部老油田頁巖油高效勘探開發(fā)，提供了重要的指導(dǎo)意義[1-2]。

1 花莊地區(qū)鉆井目前存在問題

1）阜寧組地層可鉆性差，機(jī)械鉆速低，全井施工周期長。花莊區(qū)塊近5年阜寧組平均機(jī)械鉆速為6.22 m/h；通過對花莊區(qū)塊86口已施工井分析，多口井出現(xiàn)電測遇阻、下鉆遇阻劃眼等井下復(fù)雜，導(dǎo)致鉆完井周期延長。

2）井壁失穩(wěn)問題突出，對鉆井液防塌封堵性能要求高。地層壓力高，坍塌壓力高，阜寧組破碎、裂縫發(fā)育，泥頁巖地層抗壓強(qiáng)度低，易剪切破壞，力學(xué)性能較差，尤其“七尖峰”“四尖峰”垮塌嚴(yán)重?？逅镏睆酱?，劃眼困難，極易加劇井下故障的出現(xiàn)。

2 花頁1HF井工程設(shè)計(jì)優(yōu)化

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)優(yōu)化方法

花頁1HF井是一口水平井，采用導(dǎo)眼井+水平井鉆探方式。導(dǎo)眼井井身結(jié)構(gòu)為二開結(jié)構(gòu)，一開下339.7 mm的表層套管至579.83 m，封住鹽城組不穩(wěn)定地層；二開采用311.1 mm和215.9 mm的復(fù)式井眼結(jié)構(gòu)，311.1 mm大井眼井深到3 301.27 m，鉆至側(cè)鉆點(diǎn)以上，防止二開后長井段擴(kuò)劃眼，完井方式為裸眼完井。

側(cè)鉆井在井深3 120 m，采用311.1 mm鉆頭裸眼側(cè)鉆3 780 m，下244.5 mm套管至3 778 m，封住“七尖峰”和“四尖峰”易垮塌地層。套管下至A靶前150 m，減少三開裸眼段長度，也為A靶的調(diào)整預(yù)留空間。三開采用215.9 mm鉆頭鉆至5 857 m，下139.7 mm套管至5 776.9 m。井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)示意圖如圖1所示。

2.2 井身軌道設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)

水平井設(shè)計(jì)中，技術(shù)套管后設(shè)計(jì)穩(wěn)斜段，有利于三開鉆進(jìn)的測斜等軌跡控制；采用空間圓弧設(shè)計(jì)模型、分段設(shè)計(jì)，采用低造斜率、低滑動鉆進(jìn)比、低摩阻扭矩的“三低軌跡”三維水平井剖面設(shè)計(jì)方法，結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際，優(yōu)選造斜、扭方位點(diǎn)，降低摩阻。第一段狗腿度設(shè)計(jì)不大于15°/100 m，減少鉆進(jìn)摩阻。采用小井斜通過“七尖峰”和”四尖峰“易垮塌地層，降低鉆具對井壁的撞擊和井眼坍塌壓力，降低側(cè)向力，降低垮塌風(fēng)險。設(shè)計(jì)軌跡縮短井斜45°～60°井段長度，減少巖屑床下滑導(dǎo)致的堵塞，提高井眼清潔效率[3-4]。

圖1 花頁1HF井身結(jié)構(gòu)示意圖

3 提速提效提質(zhì)技術(shù)

3.1 激進(jìn)鉆進(jìn)技術(shù)

采用“高泵壓、高鉆壓和高轉(zhuǎn)速”，適當(dāng)排量的“三高一適當(dāng)”激進(jìn)鉆進(jìn)參數(shù)，有效提高水力破巖和機(jī)械破巖效率，提高機(jī)械鉆速。花頁1HF井導(dǎo)眼井二開在井深580～3 301.27 m的Φ311.1 mm大井眼鉆進(jìn)中，采用“大排量、高泵壓、高轉(zhuǎn)速”的高壓噴射技術(shù)，實(shí)現(xiàn)日進(jìn)尺1 003 m。

1）強(qiáng)化關(guān)鍵鉆井設(shè)備配置。導(dǎo)眼井配置電動鉆機(jī)、高壓泵、頂驅(qū)等設(shè)備，實(shí)鉆參數(shù)相比鄰井，泵壓提高90%，排量提高71%，泵沖提高78%，配合Φ139.7 mm+Ф127 mm組合鉆桿，降低泵壓，實(shí)現(xiàn)高壓噴射鉆進(jìn)。

2）應(yīng)用大直徑防斜鉆具組合。Ф311.1 mm大井眼直井段，設(shè)計(jì)優(yōu)選KS1652FGRY尖峰PDC鉆頭+Φ216 mm1°高效螺桿+MWD+組合鉆桿的防斜鉆具組合，平均機(jī)械鉆速達(dá)22.93 m/h，比同區(qū)塊已鉆井提高70%，一趟鉆一只鉆頭進(jìn)尺達(dá)2 721.21 m。應(yīng)用參數(shù)見表1。

表1 現(xiàn)場應(yīng)用數(shù)據(jù)

3.2 甜點(diǎn)追蹤技術(shù)

1）旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)。側(cè)鉆井三開在3 782～4 436 m井段，使用進(jìn)口Smith MDSI516高效鉆頭+PD Archer675旋導(dǎo)+LWD+MWD導(dǎo)向鉆具組合，平均機(jī)械鉆速達(dá)8 m/h，比鄰井平均鉆速提高25%。旋導(dǎo)鉆進(jìn)參數(shù)見表2。

表2 旋導(dǎo)鉆進(jìn)參數(shù)

2）LWD隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)。側(cè)鉆井三開在 4 436 m以下井段，通過對地溫梯度分析，井底溫度預(yù)測達(dá)到140℃，針對地層溫度高、研磨性強(qiáng)，旋導(dǎo)受到鉆井液磁性材料影響不能正常工作，推廣應(yīng)用耐油抗高溫螺桿和LWD。設(shè)計(jì)優(yōu)選高效鉆頭FL1653JH+1.5°油基耐高溫等壁厚抗高溫大扭矩螺桿+耐高溫MCR地質(zhì)導(dǎo)向鉆具，配合鉆具扭擺系統(tǒng)，一趟鉆一只鉆頭進(jìn)尺達(dá)905 m。旋導(dǎo)鉆進(jìn)和LWD地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)效果對比如圖2所示[5-7]。

圖2 旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向與LWD導(dǎo)向鉆進(jìn)鉆速對比圖

花頁1HF井在三開應(yīng)用LWD地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)技術(shù)，最快機(jī)械鉆速達(dá)7.2 m/h，與旋導(dǎo)儀器鉆進(jìn)速度相當(dāng)，其成本僅為旋導(dǎo)的17%?；?HF井水平段鉆進(jìn)時發(fā)現(xiàn)，鉆時快井段往往是地質(zhì)甜點(diǎn)，可采用鉆時甜點(diǎn)作為地質(zhì)甜點(diǎn)的依據(jù)之一，加快施工進(jìn)度[8-9]。

3.3 高難度懸空側(cè)鉆技術(shù)

由于地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，水平井二開鉆至井深4 576 m時，判斷軌跡進(jìn)入阜一段出目的層，決定填井側(cè)鉆。由于采用油基泥漿鉆進(jìn)，井眼光滑導(dǎo)致注水泥塞無支撐，灰塞強(qiáng)度不能達(dá)到側(cè)鉆強(qiáng)度要求，側(cè)鉆難度大。分析二開井眼軌跡的方位變化規(guī)律，在3 950～4 015 m井段，井眼軌跡有明顯的降方位趨勢，并且為降斜井段，有利于側(cè)鉆（表3）。設(shè)計(jì)側(cè)鉆點(diǎn)井深3 950 m，使用混合鉆頭+1.75°單彎螺桿鉆具組合，設(shè)計(jì)180°～240°工具面定向，采取定點(diǎn)劃眼、控時鉆進(jìn)，適當(dāng)降低排量等措施，將泵壓由26 MPa降至18 MPa，防止高泵壓破壞形成的支撐臺階，充分利用地層方位自然飄移的特性，懸空側(cè)鉆，助力高難度側(cè)鉆作業(yè)成功。

表3 側(cè)鉆水平井部分井段井斜方位變化

3.4 白油基鉆井液技術(shù)

通過對油基鉆井液調(diào)研以及室內(nèi)對乳化劑、有機(jī)土、氧化鈣等處理劑配方研究，形成了一套低油水比的高密度白油基鉆井液體系，配方：白油+3%主乳化劑+1%輔乳化劑+0.8%潤濕劑+1.5%有機(jī)土+3%CaO+1.5%封堵劑+1.5%降濾失劑+CaCl2鹽水（Ca-Cl2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為30%）+重晶石（加重至1.5 g/cm3）。添加劑：微納米封堵劑、QS等。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，潤滑性能和防塌性能優(yōu)異，性能穩(wěn)定可靠。其中，120℃高溫高壓濾失：濾失量＜3 mL；流變性：Φ6≥4、初切≥3、終切≥8；乳化穩(wěn)定性：破乳電壓≥600 V；沉降穩(wěn)定性：靜態(tài)沉降因子SF＜0.52；堿度（POM）：一般控制在1.0～2.5 mL；氯根：含量≥18 000 mg/L。

花頁1HF井井深近5 857 m，水平井段長1 328 m，井眼清潔難及泥頁巖易失穩(wěn)，在應(yīng)用油基鉆井液后，失水由3.0 mL降低至2.0 mL以下。水平段浸泡時間長達(dá)70余天，井壁保持非常穩(wěn)定的狀態(tài)，且實(shí)現(xiàn)低密度鉆進(jìn)。水基泥漿和油基泥漿應(yīng)用效果對比見表4。

表4 水基和油基使用效果對比

3.5 深井長封固段固井技術(shù)

花頁1HF井井深達(dá)5 857 m，因使用油基鉆井液，井壁形成致密油基泥餅，沖洗效率低，油膜界面膠結(jié)質(zhì)量較差；儲層要承受射孔、壓裂等改造，水泥石易破碎，防竄要求高。采用高效驅(qū)油前置液、雙凝雙密度水泥漿、超深井套管下入技術(shù)、高效注替技術(shù)等集成技術(shù)?；?HF井實(shí)際水泥返至2 093 m，水平段第一膠結(jié)面和第二膠界面膠結(jié)良好,如圖3所示，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)[10]。

1）高效驅(qū)油前置液。設(shè)計(jì)雙表面活性劑，利用化學(xué)效果達(dá)到高效復(fù)合驅(qū)油目的。利用“前置液+加重隔離液+后置液”二次攜帶二次沖洗模式，強(qiáng)化油膜清除效率，改變界面潤濕性，增強(qiáng)油基鉆井液頂替效率以及水泥石與第一膠結(jié)面和第二膠界面的膠結(jié)強(qiáng)度。沖洗液配方為20%的洗油沖洗液+10%的懸浮劑+加重隔離液，其沖洗效果如圖4所示。

圖3 花頁1HF井部分井段固井質(zhì)量圖

圖4 高效驅(qū)油前置液沖洗效果圖

2）雙凝雙密度膠乳防竄水泥漿體系。優(yōu)選固態(tài)防竄膠粉及高溫增強(qiáng)劑等材料，強(qiáng)化水泥石防竄性、抗裂性、抗溫性和致密性。改善膠乳防竄體系高溫流變性，提升逐級頂替效果。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，其稠化時間滿足施工需要，如圖5和圖6所示。領(lǐng)漿采用低密度彈韌性防氣竄水泥漿體系，尾漿采用彈韌性防氣竄水泥漿體系。水泥漿體系配方見表5。

圖5 領(lǐng)漿254 min稠化曲線

圖6 尾漿171 min稠化曲線

3）長水平段下套管和固井頂替模擬技術(shù)。摩阻系數(shù)的校正：以最后一趟鉆鉆具實(shí)鉆摩阻及理論計(jì)算摩阻，反算套管內(nèi)/裸眼摩阻系數(shù)，優(yōu)化扶正器安放位置，指導(dǎo)長水平井套管柱下入模擬,能夠安全下入，花頁1HF井通井階段反算摩阻系數(shù)為套管內(nèi)0.22、裸眼0.31。注替模擬技術(shù)：調(diào)整水泥漿流變性參數(shù)，設(shè)置不同排量，模擬井底ECD及井口壓力，如圖7所示。

4）固井輔助措施。采用壓裂車固井時清水替漿碰壓，使水平井段套管漂浮，提高套管居中度。其余井段采用水基鉆井液頂替，降低施工壓力，保證施工安全連續(xù)。固井結(jié)束采用環(huán)空加壓技術(shù)，先油氣竄槽。候凝結(jié)束采用連續(xù)油管代替小鉆桿輸加至3 MPa,后逐步提高環(huán)空加壓值到10 MPa,防止送測油層套管固井質(zhì)量，可以進(jìn)一步縮短完井時間，降低工程成本。

圖7 摩擦系數(shù)反算摩阻圖

4 結(jié)論

通過對花頁1HF井在井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、推廣新技術(shù)提速工藝、應(yīng)用油基鉆井液體系及深井長水平段固井技術(shù)等方面的探索，基本形成東部老油田頁巖油水平井鉆井集成技術(shù)體系。

1）設(shè)計(jì)優(yōu)化方面：小井眼穿越易垮塌地層，降低坍塌壓力；采用低造斜率設(shè)計(jì)，降低摩阻；井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)套管封住A靶以前150 m左右，為靶點(diǎn)調(diào)整提供余量。

2）提速方面：采用激進(jìn)鉆進(jìn)技術(shù)，使用LWD地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)代替旋導(dǎo)，使用懸空側(cè)鉆技術(shù)代替打水泥塞，節(jié)約鉆井投資。推廣油基鉆井液技術(shù)，降低地層坍塌壓力，降低長裸眼段垮塌程度。

3）固井技術(shù)方面：應(yīng)用高效驅(qū)油前置液、雙凝雙密度膠乳水泥漿、超深井套管下入技術(shù)、高效注替技術(shù)等集成技術(shù)，提高界面膠結(jié)質(zhì)量，增加水泥環(huán)彈韌性，提高頂替效率和水泥返高，滿足大型壓裂的需要。采用環(huán)空加壓技術(shù)，防止油氣竄槽；采用清水頂替技術(shù)，使水平井段套管漂浮，提高套管居中度，保證施工安全連續(xù)。