于占淼

（中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450000）

0 引言

鄂爾多斯北部氣田是國(guó)內(nèi)率先實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)的致密低滲氣田，1999—2019 年歷經(jīng)20 年的勘探與開發(fā)，隨著氣田勘探開發(fā)的不斷深入，儲(chǔ)層品位逐年變差，環(huán)保形勢(shì)日益嚴(yán)峻，如何持續(xù)效益開發(fā)對(duì)鉆井提出更嚴(yán)苛的要求。小井眼井身結(jié)構(gòu)可滿足提速降本與環(huán)保要求，縮小鉆頭切削面積提高機(jī)械鉆速，同時(shí)可減少泥漿、巖屑等廢棄物處理量［1-2］。通過對(duì)鄂北氣田小井眼鉆完井工藝技術(shù)研究，重點(diǎn)圍繞井身結(jié)構(gòu)和軌跡優(yōu)化、鉆頭和鉆具優(yōu)選、鉆井液和固井工藝改進(jìn)，形成適合鄂北氣田小井眼鉆完井技術(shù)，進(jìn)一步提速提效，挖掘剩余儲(chǔ)層潛力，對(duì)實(shí)現(xiàn)鄂北長(zhǎng)期效益開發(fā)具有十分重要的意義。

1 工程地質(zhì)特性

鄂爾多斯盆地的北部，其構(gòu)造位置在伊陜斜坡北部，總體為一北東高、西南低的平緩單斜，平均坡降6～9 m/km，地層傾角0.3°～0.6°；局部發(fā)育近東西走向的鼻狀隆起，未形成較大的構(gòu)造圈閉［3-6］。揭示的地層有第四系，白堊系志丹群，侏羅系安定組、直羅組、延安組，三疊系延長(zhǎng)組、二馬營(yíng)組、和尚溝組、劉家溝組，二疊系石千峰組、上石盒子組、下石盒子組、山西組，石炭系太原組、本溪組，奧陶系馬家溝組［7］。和尚溝、二馬營(yíng)組局部發(fā)育礫石，劉家溝組地層研磨性強(qiáng)，石千峰組-石盒子組可鉆性差且砂泥巖互層，馬家溝組可鉆性差。巖石可鉆性極值見圖1。

圖1 巖石可鉆性級(jí)值剖面Fig.1 Profile of rock drillability grade value

2 鉆井難點(diǎn)分析

鄂北氣田屬于非均質(zhì)性極強(qiáng)的致密巖性氣田，小井眼鉆井技術(shù)面臨井身結(jié)構(gòu)優(yōu)選、機(jī)械鉆速低、窄間隙環(huán)空壓耗高導(dǎo)致的鉆井和固井泵壓高等難題。

（1）小井眼尺寸選擇制約因素較多，不僅要滿足氣田地質(zhì)特征并能安全、快速、低成本成井，還要兼顧后期壓裂及采氣等工藝技術(shù)要求。

（2）鉆井速度慢。地層復(fù)雜多變，機(jī)械鉆速低；井眼尺寸小，鉆頭與動(dòng)力鉆具選型困難，工具壽命得不到保證［8］。

（3）小井眼較?215.9 mm 常規(guī)井眼，循環(huán)空間明顯縮小，全井循環(huán)壓耗增加，相同泵壓條件下，循環(huán)排量降低，影響清洗效率及輔助破巖效果，降低破巖鉆進(jìn)效率。

（4）小井眼套管間隙小，套管剛度小，易彎曲、偏心和貼壁，使頂替效率下降；扶正器加裝不合理，可能導(dǎo)致套管下不到井底；環(huán)空間隙小，施工阻力大，加上生產(chǎn)套管清水頂替靜壓差大，排量受限，難以實(shí)現(xiàn)紊流替，影響頂替效率［9-10］。

3 鉆完井關(guān)鍵技術(shù)

針對(duì)小井眼鉆井技術(shù)難點(diǎn)，開展井身結(jié)構(gòu)和軌道剖面優(yōu)化，鉆桿、動(dòng)力鉆具和PDC 鉆頭優(yōu)選，優(yōu)化鉆井液體系和固井工藝等關(guān)鍵技術(shù)的研究。

3.1 井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)選

通過三壓力剖面圖分析，全井段同一套壓力系統(tǒng)，小井斜下無漏塌必封點(diǎn)。同時(shí)綜合考慮鄂北氣田應(yīng)用?215.9 mm 井眼二級(jí)井身結(jié)構(gòu)開發(fā)致密砂巖氣藏已非常成熟，確定為二級(jí)井身結(jié)構(gòu)。

一開套管下深原則：第四系風(fēng)積砂散層及下白堊統(tǒng)志丹群砂礫巖，地層不穩(wěn)定，易發(fā)生井壁垮塌，同時(shí)，這些層位也是當(dāng)?shù)鼐用耧嬘盟闹饕杉瘜蛹皡^(qū)域性含水層，必須保證其不被污染，因此，第四系和白堊系下統(tǒng)志丹群為必封層段［11-12］。

針對(duì)縮小井眼尺寸安全鉆井問題，通過?215.9 mm 和?152.4 mm 井眼尺寸下地層坍塌壓力分析（圖2），可以看出縮小井眼尺寸可以降低安全鉆井風(fēng)險(xiǎn)。

圖2 不同井眼尺寸及井周下地層坍塌壓力Fig.2 Different borehole sizes and formation collapse pressure around the well

參考《井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法》（SY/T 5431-2017）井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)［13］，結(jié)合鄂北氣田常規(guī)二級(jí)井身結(jié)構(gòu)井的實(shí)鉆經(jīng)驗(yàn)和鄂北氣田低成本高效開發(fā)的需求，參考套管與井眼間隙選擇圖（圖3）及鄂北氣田致密低滲儲(chǔ)層小井眼壓裂改造規(guī)模及施工壓力對(duì)水泥環(huán)強(qiáng)度及水泥環(huán)厚度的要求，初步確定了兩種小井眼井身結(jié)構(gòu)方案。

圖3 套管與井眼間隙選擇Fig.3 Diagram for casing and hole clearance selection

方案一：一開采用?222.3 mm 鉆頭鉆進(jìn)，?177.8 mm 表套進(jìn)入侏羅系中下統(tǒng)安定組基巖，封住上部第四系黃土層和志丹群砂礫泥巖互層，易出現(xiàn)井漏、井塌等復(fù)雜情況地層；二開采用?152.4 mm 鉆頭鉆至完鉆，并下入?88.9 mm 油層套管，采用套管固井完井方式。

方案二：一開采用?241.3 mm 鉆頭鉆進(jìn)，? 193.7 mm 表套進(jìn)入侏羅系中下統(tǒng)安定組基巖，封住上部第四系黃土層和志丹群砂礫泥巖互層，易出現(xiàn)井漏、井塌等復(fù)雜情況地層；二開采用?165.1 mm鉆頭鉆至完鉆，并下入?114.3 mm 油層套管，采用套管固井完井方式。

從表1 中可知，兩個(gè)方案鉆完井對(duì)比，除各開次鉆具組合不同外，其他基本一致，方案二在井眼尺寸、環(huán)空間隙都優(yōu)于方案一，有利于降低二開固井難度。后期壓裂改造對(duì)比，方案二可選壓裂工藝更多，更有利于儲(chǔ)層改造。綜合以上因素考慮，選擇方案二。

表1 方案對(duì)比Table 1 Schemes comparison

3.2 軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)

針對(duì)“五段制”軌道影響提速提效問題。通過將“五段制”軌道優(yōu)化為“三段制”軌道，整體上達(dá)到降低施工難度，減少滑動(dòng)鉆進(jìn)進(jìn)尺。針對(duì)“直-增-穩(wěn)”三段制軌道，進(jìn)行模擬分析不同造斜點(diǎn)、井斜角、造斜率對(duì)施工難度及全井進(jìn)尺影響。確定了上提造斜點(diǎn)、減低井斜角、合理設(shè)計(jì)造斜率的軌道設(shè)計(jì)原則。由圖4 和5 可知，隨著造斜點(diǎn)上移、井斜角減小，全井進(jìn)尺縮短、實(shí)鉆摩阻降低，造斜率影響不大，確定井斜角10°～25°（對(duì)應(yīng)造斜點(diǎn)）、造斜率3°/30 m。

圖4 造斜點(diǎn)與全井進(jìn)尺和摩阻關(guān)系Fig.4 Relationship of build-up point with footage and friction of the whole well

圖5 井斜角與全井進(jìn)尺和摩阻關(guān)系Fig.5 Relationship of inclination angle with footage and friction of the whole well

3.3 主體鉆具優(yōu)選

小井眼施工壓力較常規(guī)井施工壓力高，增加了作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)。通過比較?101.6 mm 鉆具與?88.9 mm鉆具（見表2），使用?101.6 mm 鉆具管內(nèi)徑增加了14.59 mm，環(huán)空間隙值減小了6.35 mm，則有效管內(nèi)徑增加8.24 mm。

表2 不同口徑鉆具內(nèi)徑及其在小井眼中的環(huán)空間隙值Table 2 The inner diameters of drilling tools and the annular clearance values in slim boreholes mm

基于降低壓耗、強(qiáng)鉆井參數(shù)、提高功率目的，以滿足臨界攜巖為基礎(chǔ)模擬對(duì)比分析?101.6 mm 和?88.9 mm 鉆桿鉆進(jìn)循環(huán)壓耗及功率損耗。鉆進(jìn)模擬初始條件：井深3224.66 m、井斜20°、井徑擴(kuò)大率7%、套管摩阻系數(shù)0.25、裸眼摩阻系數(shù)0.35；鉆具組合：?101.6 mm 或?88.9 mm 鉆桿+?101.6 mm 或?88.9 mm 加重鉆桿+?127 mm 鉆鋌+?127 mm 無磁鉆鋌+?135/127 mm 螺桿+?165.1 mm 鉆頭。臨界攜巖排量：?88.9 mm 鉆桿21.40 L/s，?101.6 mm 鉆桿19.58 L/s。模擬結(jié)果見表3。

表3 ?101.6 mm 和?88.9 mm 鉆具水力參數(shù)數(shù)據(jù)模擬對(duì)比Table 3 Comparison table of hydraulic parameter data simulation of ?101.6 mm and ?88.9 mm drilling tools

由表3 可知，?101.6 mm 鉆桿循環(huán)壓耗及耗損功率較?88.9 mm 低48%、46%，?101.6 mm 鉆桿更有利于強(qiáng)化鉆井參數(shù)、提高輔助破巖水功率。

針對(duì)G105 鋼級(jí)?101.6 mm 或?88.9 mm 鉆桿開展抗拉、抗外擠及抗扭強(qiáng)度校核及模擬鉆進(jìn)能力分析，見圖6 和圖7。G105 鋼級(jí)?101.6 mm 或? 88.9 mm 鉆桿抗拉、抗外擠及抗扭均滿足要求，且模擬鉆進(jìn)未發(fā)生螺旋屈曲或自鎖。

圖7 ?101.6 mm 或?88.9 mm 扭矩分析Fig.7 Torque analysis of ?101.6 mm or ?88.9 mm drill pipe

綜合使用?101.6 mm 或?88.9 mm 鉆桿的臨界攜巖排量、循環(huán)壓耗、水功率損耗及鉆進(jìn)能力，優(yōu)選?101.6 mm 鉆桿作為主體鉆具。

3.4 鉆頭動(dòng)態(tài)優(yōu)選

根據(jù)地層可鉆性及鉆頭應(yīng)用情況初步確定鉆頭型號(hào)，后期根據(jù)鉆頭鉆進(jìn)指標(biāo)及磨損破壞情況，動(dòng)態(tài)優(yōu)選鉆頭結(jié)構(gòu)，不斷提升破巖鉆進(jìn)效果。S1653 FG、S1655FG 和M416KS 鉆頭對(duì)比情況見表4。

表4 小井眼鉆頭對(duì)比分析Table 4 Comparative analysis table of slim hole drill bit

通過對(duì)指標(biāo)井鉆頭數(shù)據(jù)分析（見表5），J30-4-4井應(yīng)用M416KS 型鉆頭實(shí)現(xiàn)單只進(jìn)尺2561 m、機(jī)械鉆速33.05 m/h。綜合分析推薦使用M416KS。

表5 小井眼指標(biāo)井鉆頭使用效果Table 5 Application effect of bit in slim hole wells

3.5 優(yōu)選動(dòng)力鉆具

為了提高鉆井效率，減小起下鉆次數(shù)，采用等壁厚螺桿。等壁厚螺桿鉆具是通過合理改變定子殼體的形狀，將定子橡膠層設(shè)計(jì)為薄且均勻的等壁厚馬達(dá)定子。具有長(zhǎng)度短、功率大、壓降高、轉(zhuǎn)速低、散熱效率高、熱脹均勻，適應(yīng)范圍更廣，結(jié)構(gòu)更加優(yōu)化，整體質(zhì)量更輕等特點(diǎn)［14-15］。

為滿足鉆進(jìn)要求，優(yōu)選大功率大扭矩?135 mm等壁厚螺桿，性能參數(shù)見表6。

表6 ?135 mm 7LZ135-5 型等壁厚螺桿性能參數(shù)Table 6 Performance parameters of ?135mm 7LZ135-5 iso-wall thickness screw

3.6 優(yōu)化鉆井液體系

為降低儲(chǔ)層水鎖傷害及固相傷害，針對(duì)鉀銨基鉆井液滲透率恢復(fù)值只有71.43%及氣滲孔、喉易被水鎖問題，在鉀銨基鉆井液基礎(chǔ)上優(yōu)化使用防水鎖劑、可酸溶性暫堵劑（超鈣），并嚴(yán)控失水，加入高效防水鎖劑，使固相傷害可恢復(fù)、孔喉不被水鎖，則氣體采出孔道暢通無阻，可以提高氣體產(chǎn)量［13-15］。優(yōu)化前后的鉆井液體系性能參數(shù)見表7，儲(chǔ)層傷害評(píng)價(jià)情況見表8。

表7 優(yōu)化前后的鉆井液體系性能參數(shù)Table 7 Performance parameters of drilling fluid system before and after optimization

表8 優(yōu)化前后的鉆井液體系儲(chǔ)層傷害評(píng)價(jià)Table 8 Reservoir damage evaluation of drilling fluid system before and after optimization

從表7 及表8 可明顯看出，優(yōu)化后的出儲(chǔ)保型鉀銨基鉆井液常溫常壓失水及高溫高壓失水較優(yōu)化前明顯減小，儲(chǔ)層傷害滲透率恢復(fù)值由71.43%增大至91.11%，針對(duì)微裂縫的暫堵率亦達(dá)到了99.15%，酸洗后的返排恢復(fù)率亦達(dá)到86.2%，單井鉆井液成本變化不大［16-20］。

基于優(yōu)化后的鉀銨基儲(chǔ)保型鉆井液體系，制定了小井眼井各井段鉆井液性能控制參數(shù)，見表9。

表9 小井眼井各井段鉆井液性能控制參數(shù)Table 9 Drilling fluid performance control parameters of each well section in slim hole well

3.7 固井工藝技術(shù)

針對(duì)小井眼高施工壓力（30 MPa）問題，通過不同密度及粘度領(lǐng)漿的理論計(jì)算及模擬頂替壓力變化情況，領(lǐng)漿密度由1.33 g/cm3降低至1.25 g/cm3，粘度由90.54 mPa·s 降低至28.68 mPa·s，碰壓值由30 MPa 降低至24.5 MPa。

為提高小井眼固井頂替效率，基于1.25 g/cm3領(lǐng)漿+1.90 g/cm3尾漿，理論計(jì)算前置液、領(lǐng)漿及尾漿紊流臨界返速分別為0.42、1.35、2.34 m/s，結(jié)合鉆井返速1.25 m/s 及機(jī)泵限制，確定沖洗液紊流頂替+水泥漿有效層流頂替，見圖8。

圖8 小井眼固井頂替效率分析Fig.8 Diagram of cementing displacement efficiency analysis for slim hole

為保證尾漿段封固質(zhì)量、提高套管居中度（>67%）為目標(biāo)，開展不同扶正器加放位置及數(shù)量模擬計(jì)算。由表10 可確定，尾漿井段每3 根套管加一只扶正器，其余井段每5 根套管加一只扶正器。

表10 小井眼套管居中度和摩阻模擬Table 10 Casing centering and friction simulation for slim hole

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2019—2021 年，鄂北油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)小井眼二級(jí)井身結(jié)構(gòu)井200 口，應(yīng)用效果顯著，安全成井率100%，最短鉆井周期8.08 d，平均鉆井周期年縮短率12%以上（圖9），機(jī)械鉆速提高至18 m/h 以上，小井眼井固井優(yōu)良率100%，優(yōu)質(zhì)率77.7%（圖10）。與常規(guī)?215.9 mm 井眼相比，鉆井廢棄物處理平均減少了27%，固井水泥漿用量減少了41%，平均單井鉆井工程費(fèi)用降低50 萬元左右，取得了可觀的經(jīng)濟(jì)效益［21-23］。

圖9 小井眼鉆井周期變化Fig.9 Slim hole drilling cycle change

圖10 2019—2021 年小井眼井機(jī)械鉆速變化Fig.10 Changes of the rate of penetration of slim hole wells from 2019 to 2021

5 結(jié)論與建議

（1）針對(duì)鄂北氣田小井眼鉆井存在的技術(shù)難點(diǎn)，開展了井身結(jié)構(gòu)和軌道剖面優(yōu)化，鉆桿、動(dòng)力鉆具和PDC 鉆頭優(yōu)選，水泥漿密度和套管扶正器數(shù)量及加放位置優(yōu)化，形成鄂北氣田低成本小井眼優(yōu)快鉆完井技術(shù)。

（2）現(xiàn)場(chǎng)200 口井應(yīng)用表明，小井眼鉆井技術(shù)可提高機(jī)械鉆速，縮短建井周期，減少鉆井廢棄物和固井水泥漿用量，實(shí)現(xiàn)了鄂北氣田降本增效和保護(hù)環(huán)境目的。

（3）建議開展?152.4 mm 小井眼鉆完井技術(shù)探索，進(jìn)一步挖潛增效，更好地滿足鄂北氣田開發(fā)需求。