大牛地气田长水平段钻井技术

赵文彬

(中石化华北油气分公司 石油工程技术研究院，河南 郑州 450006)



大牛地气田长水平段钻井技术

赵文彬

(中石化华北油气分公司 石油工程技术研究院，河南 郑州 450006)

长水平段水平井可有效扩大泄气面积，提高单井产量。为实现优快钻进，通过确定合理井身结构、优化井眼轨道设计、优选钻，完井液体系，提出长水平段水平井降低摩阻扭矩工艺措施，分井段优选出合适PDC钻头并优化钻井参数，优质高效完成了DP31H井施工。完钻水平位移2 122.30 m，水平段长度1 698.72 m，刷新大牛地气田长水平段水平井水平位移最大、水平段长度最长纪录。

大牛地气田；水平井；长水平段；井壁稳定；摩阻扭矩

长水平段水平井可以更大限度地穿越油层，增大油藏裸露面积，是改善低压、低渗等低效油气田开发效果的理想技术手段[1-3]。大牛地气田属致密低渗油气田，储层地层压力系数低，砂体展布稳定且不含水，为实现进一步降本增效，迫切需要试验更长水平段、更大压裂规模。

国外长水平段水平井钻井技术发展迅速，国内技术水平参差不齐，且各专项技术尚未得到充分的整合应用。有成功案例，但缺乏理论与实践结合，未形成系统可行的钻井技术(成功的偶然性或费用过高)，可复制性差。形成特色的长水平段水平井钻井技术并推广应用，打破国外公司对该技术的垄断，提高我国钻井技术水平。

1 长水平段井身结构优化

通过优选“必封点确定法”确定井身结构，“中间向两边推导法”确定各层套管下深，同时，考虑长水平段施工的复杂性和配套工具性能问题，确定合理的井眼尺寸，为长水平段顺利实施创造良好的井眼条件。

3)小井眼后续处理手段较少，增加处理长水平段井下复杂情况的难度；

根据以上分析，优选三级井身结构，Φ339.7 mm表套进入侏罗系中下统安定组基岩，封住上部胶结强度低、疏松、易垮塌地层，二开采用Φ311.2 mm钻头，钻至地质A靶点，并下入Φ244.5 mm技术套管封住斜井段。三开采用Φ215.9 mm钻头钻至地质B靶点，井身结构与套管程序数据见表1。

表1 井身结构与套管程序数据

2 井眼轨道优化及轨迹控制

2.1 井眼轨道优化技术

选择合理的井眼轨道是长水平段水平井顺利施工的关键之一，尽量降低扭矩及摩阻，有利于后期作业，降低相关风险[4-6]。通过模拟不同造斜率、剖面类型、靶前位移、水平段长多种情况下摩阻和扭矩计算分析并对比，利用Landmark软件分析计算对井眼轨道进行优化设计，DP31H井最终轨道如表2所示。

表2 DP31H井轨道数据

轨道设计依据：1)2 296.06 m～2 755.30 m井段造斜率仅3.53°/30 m，不但有利于在钻井过程中使用PDC钻头进行定向造斜，而且提高了复合钻进比例，从而极大的提高了施工效率。2)在2 251.09 m～2 296.06 m井段设计了36°井斜角稳斜，避开了45°～62°井斜井段容易形成岩屑床的钻井安全风险。3)轨道设计的入井管柱的摩阻、扭矩均控制在较低范围。

上行摩阻和下行摩阻表示轴向力。通过分析造斜率和法向力可以看出，由于轨道不同对不同工况下摩阻的影响。法向力越大，摩擦力越大。优化后轨道，在造斜段各点法向力要小于原设计数据。

2.2 井眼轨迹控制

2.2.1 直井段防斜打直控制技术

一开采用塔式钻具高转速、低钻压、大排量快速钻穿疏松地层；直井段采用塔式钻具组合防斜，加强井斜监测，及时纠斜。

二开直井段采用复合钻具组合防斜，加强井斜监测，及时纠斜。平均机械钻速达到12.24 m/h。直井段1 983.22 m，最大水平位移未超过10 m。

2.2.2 斜井段与水平段实时调整控制技术

采用MWD进行井眼轨迹的动态监测，每次下钻前采用待钻井眼设计技术选择工具造斜率，预测待钻井眼轨迹趋势。钻进中采用待钻井眼设计技术跟踪轨迹发展情况，为及时调整轨迹提供依据。

根据地层的自然造斜率，以及选择工具的造斜率，运用待钻井眼设计技术，预测井眼轨迹趋势，根据实时监控的数据，及时调整轨迹。调整和维护好泥浆性能，使流动性、润滑性、携岩性、抑制性、防塌性都达到最佳状态。

适当选择高造斜率的动力钻具，以转盘钻配合滑动钻的钻进方式，既能大幅度地提高钻井速度，又可通过复合钻进破坏岩屑床，使井眼畅通，减小摩阻和扭矩便于滑动定向钻进[7-9]。

2.2.3 水平段多靶点轨迹控制技术

根据地质要求并结合工程工艺，提出了多靶点水平井井眼轨道的确定方法。分两步实现：首先确定从井口至A点井眼轨道，然后确定水平段井眼轨道。采用1°单弯螺杆，水平段要求小于3°造斜率，微增后稳斜，既满足地质要求，又保证井眼光滑。DP31H井设计水平段长2 000 m，水平段控制靶点达到22个。

DP31H井实钻水平段长1 698.72 m，1 300 m前砂岩钻遇率100%，实钻与地质调整符合程度高。

3 长水平段井壁稳定技术

3.1 井壁失稳机理分析

基于井壁围岩应力理论，采用有限元分析，进一步评价粘土矿物的失稳机理，针对性提高钻井液抑制能力。盒1泥岩浸泡前后力学稳定分析如图3所示。

从图中可以明显看出：钻井液浸泡前井壁十分稳定，只有局部有轻微剥落掉块；钻井液浸泡后井壁稳定性下降，井壁开始出现大范围垮塌失稳。因此，钻遇泥岩或泥质条带将存在失稳风险。

3.2 防塌钻井液体系优选

钾铵基悬浮乳液钻井液体系是在钾铵基聚合物基础上，通过引入阳离子乳液聚合物DS-301、乳化石蜡RHJ-1和有机硅醇抑制剂DS-302三种悬乳液型处理剂研制而成的一种悬浮乳液钻井液体系。通过正电荷中和作用和长链聚合物的架桥作用使粘土比表面和负电荷大大下降，从而使粘土的水敏性基本丧失，有效抑制粘土颗粒的膨胀、分散、运移，起到稳定粘土的作用，结合乳化石蜡能在近井地带形成渗透率极低的屏蔽带的协同作用，减小进入储层的滤液及有害固相可能对油层造成的损害，有效地防止井壁坍塌和保护油气层。

3.3 应用效果

DP31H井钻至水平段1 300 m后，共计钻遇泥岩358.72 m，并顺利穿越，未发生井下失稳问题，如图4 所示。

DP31H井刷新了大牛地气田连续钻遇290.72 m泥岩未出现井壁失稳记录，充分体现了优选出的钾铵基悬浮乳液体系具有超强抑制性、很好的悬浮携带性和润滑性，能有效满足大牛地气田长水平段水平井安全钻井的需要。

4 长水平段降摩阻扭矩措施

为准确计算摩阻扭矩，对影响因素分析，合理基本假设，建立方程组，确定边界条件，采用数值分析方法求解。

以现场实钻数据为基础，利用对不同摩阻系数下的上提下放悬重进行模拟计算，然后对现场实钻过程中的上提下放悬重数据进行记录，再根据井深进行绘图，即可充分掌握井眼摩阻扭矩状况，从而指导现场采取相应的技术措施。DP31H井摩阻扭矩跟踪分析见图5。

多组摩擦系数模拟，计算结果与实际吻合较好，说明方法的正确性。通过准确的计算，掌握井下管柱受力，同时采用降摩阻扭矩措施减少无效受力，另外根据现场实际需要，优选倒装钻具的位置和长度，确保了水平段的有效延伸。

DP31H井完钻井深井深4 386.72 m，水平位移2 122.2 m，水平段长达到1 698.72 m。

5 长水平段配套钻井工艺措施

1)岩石可钻性分析及钻头设计优化

通过收集大牛地气田的岩心和岩屑，开展地层岩石可钻性室内实验研究；根据现场的测井资料进行岩石可钻性的测井资料解释研究，建立大牛地气田纵向和横向上的岩石可钻性剖面，钻头选型和钻井参数优选提供基础，保障了长水平段水平井的钻井提速。

特别水平段在新型双排切削齿PDC钻头6″ P5235MJ获得成功应用的基础上，针对81/2″井眼对冠部轮廓、布齿和水力结构进行优化形成P6248MJH钻头，深内锥、低摩阻保径的冠部轮廓。双排切削齿结构， 将前排切削齿的厚度由13 mm缩小到8 mm，试验应用获得初步成功。

P6248MJH钻头刷新了大牛地气田水平段单只钻头进尺记录，水平段平均机械钻速达到9.44 m/h。

2)钻井参数优化

采用迭代方法求解由目标函数、极限条件和约束条件组成的方程组，进行全局寻优。要求地层允许的情况下，适量加大2 L～4 L排量，清理井底岩屑，避免重复破碎，提高机械钻速。

通过深入研究、现场实践，已经形成了长水平段水平井钻井技术体系，具备了复制DP31H钻井成功的能力，随着技术水平不断提高，可以钻得更长、更快、更好。苏5-5-17AH井技套采用漂浮接箍，水平段延伸采用油基钻井液、水力振荡器等大幅增加钻井费用；DP31H井通过计算分析， 采用常规钻井工艺完成；6″水平段采用4″钻杆仍可行。对于致密低渗油气田DP31H井钻井模式可规模推广。

6 结论

1)为更经济有效开发大牛地气田，试验长水平段水平井技术，旨在加大水平段长度、加大压裂规模、扩大泄气面积，实现提高单井产量的目的。

2)通过调研分析及与施工方交流，合理井身结构及轨道优化设计、井下摩阻分析、井眼轨迹控制、安全钻井等，形成了长水平段水平井配套钻井工艺措施。

3)DP31H井完钻井深4 386.72 m，水平位移2 122.2 m，水平段长1 698.72 m，刷新大牛地水平段最长记录，DP31H井实际钻井费用仅1 998万元，经济效益显著。

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Long Horizontal Drilling Technology in Daniudi Gasfield

ZHAO Wen-bin

(Engineering & Technology Research Institute of Huabei Branch, SINOPEC,Zhengzhou 450006, Henan, China)

Long horizontal-section wells can effectively expand the deflated area and improve the single well production. Well DP31H have been made by the high quality through determining a reasonable hole structure, optimizing the design of the borehole trajectory, optimizing drilling and completion fluid system, reducing long horizontal-section wells friction torque, selecting the right PDC bit and drilling parameters. The well drilled horizontal displacement 2 122.30 m, horizontal section length 1 698.72 m, refreshing the Daniudi gasfield long horizontal section horizontal displacement, horizontal section length of the longest record.

Daniudi gasfield; horizontal well; long horizontal section; borehole wall stability; friction torque

国家科技重大专项(低丰度致密低渗油气藏开发关键技术)：2016ZX05048

2016-07-19

赵文彬(1982-)，男，山东青岛人，工程师，硕士，现主要从事钻井工艺技术研究及应用工作，E-mail:zhao1wen2bin3@163.com。

TE242

B

1008-9446(2017)01-0018-06