长庆油田陇东地区页岩油超长水平段水平井钻井技术

柳伟荣， 倪华峰， 王学枫， 石仲元， 谭学斌， 王清臣

（中国石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018）

近年来，长庆油田在陇东地区的中生界延长组长7 段发现了页岩油，整体探明储量10×109t[1]，但页岩油储层品位低、物性差、开采难度大，应用传统常规开发技术无法获得工业油流。为此，该地区应用三维超长水平段水平井技术进行开发，并取得了较好的开发效果，但水平井钻井过程中，存在滑动钻进托压严重、钻井速度低、井身质量不合格、井壁失稳，水平段地层造浆严重、堵漏难度大、摩阻扭矩大、下套管遇阻和固井质量不合格等技术难点[2]。为此，通过井眼轨道优化设计，采取相应井眼轨迹控制措施，优选钻具组合[3]，研制应用高性能水基钻井液[4]，并应用新型堵漏材料和漂浮下套管技术，形成了页岩油超长水平段水平井钻井技术。该技术在长庆油田陇东地区华H50-7 井进行了应用，顺利完成长度4 088.00 m 的超长水平段施工，创国内陆上油气井最长水平段纪录，为该地区页岩油高效开发提供了技术支持。

1 地层特点及钻井技术难点

1.1 地层特点

陇东地区页岩油水平井一般设计井深3 500.00～4 500.00 m，水平段长度1 500.00～3 000.00 m。钻遇地层从上至下为第四系，白垩系环河组、华池组、洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组和三叠系延长组，目的层为延长组长7 段。第四系为胶结疏松的黄土层，可钻性好，胶结差，易漏、易垮塌。侏罗系安定组、直罗组和延安组的砂岩层埋藏浅，欠压实，易发生渗漏。延长组长7 段为深灰色、灰黑色泥岩、页岩与灰色、灰绿色粉砂岩互层，易发生油气侵，易垮塌[5]。洛河组地层承压能力满足水平井施工要求的区块，水平井采用二开井身结构：φ311.1 mm钻头×φ244.5 mm 表层套管+φ215.9 mm 钻头×φ139.7 mm油层套管；目的层压力异常、洛河组地层漏失严重、直罗组地层坍塌严重、偏移距大于500.00 m 和水平段长度超过2 500.00 m 的区块，水平井采用三开井身结构：φ393.1 mm 钻头×φ339.7 mm 表层套管+φ311.1 mm 钻头×φ244.5 mm 技术套管+φ215.9 mm 钻头×φ139.7 mm 油层套管。表层套管封固胶结疏松的第四系地层，技术套管封固上部易漏的洛河组地层和易垮塌的直罗组、延安组地层，各开次固井水泥浆均返至地面。

1.2 钻井技术难点

1）三维水平井斜井段井眼轨迹控制难度大[6]。页岩油采用丛式水平井井组开发，普遍存在200.00～600.00 m 偏移距和400.00～800.00 m 靶前距，造斜段钻进过程中井斜角不仅要逐步增大，同时还要调整方位角。钻进时要求以87°～89°的井斜角精准进入纵向±1.00 m、横向±20.00 m 的靶区，对井眼轨迹控制精度要求高。

2）长水平段钻进过程中摩阻扭矩较大[7]，滑动钻进困难。水平段超过2 000.00 m 后，钻具下放摩阻达到300～400 kN，扭矩达到25 000～30 000 N·m，易发生钻具胀扣和疲劳损坏。滑动钻进时工具面无法及时调整到位，钻进效率低。

3）水平段井壁稳定性差[8]。水平段泥岩坍塌压力较高，需采用较高密度的钻井液才能维持井壁稳定，但这易引起井漏。水平段所处的长7 段地层含有灰黑色泥岩、黑色泥岩和碳质泥岩，易发生坍塌，坍塌压力23.8～26.7 MPa，需采用密度1.25～1.40 kg/L的钻井液才能维持井壁稳定。

4）部分水平井的水平段存在断层漏失带，容易发生井漏，且堵漏难度大[9]。堵漏材料、水泥浆先进入水平段下缘，堵漏材料在断层顶部堆积、留置的难度大，常规堵漏方法的堵漏效果差，严重影响钻井速度。

5）油层套管下入摩阻大，难以保证一次顺利下至设计井深[10]。下套管作业时间长，水平段套管紧贴下井壁易发生压差卡钻，经过泥岩段时易遇阻，后期套管下放摩阻最大达到400～500 kN。

2 钻井关键技术

2.1 三维井眼轨迹控制技术

针对三维水平井井眼轨迹控制难度大的问题，采用较成熟的“1.5°单弯螺杆+MWD+方位伽马”定向井眼轨迹控制技术。

1）优化井眼轨道设计[11]。根据“小井斜消偏-稳斜扭方位-增斜入窗”的设计思路，在井斜角不大于30°时将方位角调整到位，以减少滑动钻进工作量。滑动钻进时上下大幅度活动钻具，以降低滑动摩阻。滑动钻进中根据钻时、钻压和工具面角，重新确定反扭角，调整工具面。增斜入窗井段将原来的“一段制”优化设计成“两段制”，以提高第二增斜段的机动性。

2）优选造斜钻具组合。采用7/8 头螺杆，螺杆外径由165.0 mm 增至172.0 mm，以增大螺杆输出功率；螺杆级数由3.5 级增至5.5 级，以增大螺杆压降；转速提高到150 r/min，以提高破岩效率[12]。采用无磁抗压钻杆，增强钻具组合的柔性，以提高滑动钻进的增斜率。使用水力振荡器，以降摩减阻，保证滑动钻进效率。

3）使用强抑制性钻井液[13]。使用全絮凝无固相钻井液，强化絮凝，造斜段钻至井斜角40°～50°（安定组），进入直罗组地层后，提高钻井液的抑制性和防塌性能，并兼顾絮凝；井斜角达到60°或出现托压和井壁失稳现象时，转换为复合盐钻井液，并提高钻井液的密度，降低其滤失量和固相含量，增强其抑制性。

2.2 钻具组合优选

针对长水平段水平井钻井存在偏移距、水平段长和井眼轨迹控制难的情况，采用倒装钻具组合，使用斜台阶G105 加重钻杆和S135 钻杆，以保证钻压的传递。采用旋转导向钻具组合钻长水平段，以改变钻具与地层之间的摩擦方式，防止钻具组合发生屈曲，提高钻井速度。旋转导向钻具组合为φ215.9 mm PDC 钻头×0.35 m+φ200.0 mm 旋转导向头×2.17 m+φ208.0 mm 电动机×7.77 m+φ208. 0 mm 稳定器×1.31 m+φ173.0 mm 测量短节×5.16 m+φ172.0 mm脉冲器发电机×3.24 m+φ176. 0 mm 上截止短节×0.77 m+411×460×0.50 m+φ212.0 mm 球形稳定器×1.01 m+回压阀×0.44 m+461×410×0.47 m+φ127.0 mm加重钻杆×56.63 m+φ127.0 mm S135 钻杆+φ127.0 mm加重钻杆×369.84 m+φ127.0 mm S135 钻杆。

为了防止水平段钻井过程中的最大扭矩大于钻杆抗扭强度、起钻上提力大于钻杆抗拉强度和下钻时钻具发生屈曲现象，利用Landmark 软件，按照设计井深6 000.00 m、水平段长4 000.00 m，钻井液密度1.25 kg/L，旋转钻进钻压50 kN，钻头扭矩 2 630 N·m，套管内摩擦系数0.10，裸眼摩擦系数0.15，滑动钻进钻压30 kN，φ127.0 mm S135 钻杆，计算旋转钻进、起钻及下钻等工况下的扭矩、轴向拉力和钻具屈曲情况，结果如表1 所示。

表 1 水平段不同工况下的扭矩、轴向拉力和钻具屈曲情况Table 1 Torque, axial tension and buckling of drilling tool under different operation conditions in horizontal section

由表1 可看出：旋转钻至井底时的地面扭矩为21.31 kN·m，结合该地区2 000.00 m 长水平段水平井完钻时地面扭矩为19.56 kN·m 的情况，校核后的地面扭矩为40.87 kN·m，小于φ127.0 mm S135 钻杆接头的抗扭强度（43.00 kN·m）；起钻时的轴向拉力为1 059.00 kN，校核后为1 470.00 kN，小于φ127.0 mm S135 钻杆的抗拉强度（3 170.00 kN），说明该钻具组合的强度能够满足安全钻井要求。

2.3 高性能水基钻井液

为满足水平段泥岩井壁稳定及快速钻进需求，钻井液应具有密度适当、固相含量低、抑制性与封堵性强以及润滑性良好的特性。陇东地区长7 段地层泥岩含量普遍为10%～20%，最高达40%，钻遇泥岩时井壁垮塌严重，且水平段越长，钻遇泥岩的概率越高，已钻井泥岩钻遇率最高达到59%。为了控制水平段泥岩井壁垮塌，需要采用抑制性强、固相含量低和密度大于1.20 kg/L 的钻井液。为此，优选了以甲酸钠为主要成分的复合盐CQFY 作为抑制剂[14]，通过增大复合盐CQFY 的加量提高钻井液的密度，实现钻井液无固相与强抑制的目标。

通过配方优化试验，确定超长水平段水平井高性能水基钻井液配方为：0.2%～0.3% 流性调节剂+1.5%～2.0%低黏降滤失剂+0.5%～1.0%共聚物降滤失剂+2.0%～4.0%惰性封堵剂+1.0%～2.0%活性封堵剂+25.0～35.0%CQFY+2.0%～5.0%抗盐润滑剂。进入造斜段后，通过增大复合盐CQFY 加量，逐步提高钻井液密度，入窗时将钻井液密度提高至1.20 kg/L。定时定量添加聚合物类防塌处理剂，以维持钻井液的抑制性。钻遇泥岩时，将降滤失封堵剂的加量提高至1.5%～2.0%，以提高钻井液的封堵性，降低钻井液的滤失量，形成致密坚韧的滤饼，保护井壁。钻进期间根据钻井液的常规性能参数和流变参数判断钻井液的流态和固相含量，如固相含量增大，应增大复合盐的加量，替换部分钻井液，以保持钻井液性能稳定；新替换钻井液中加入0.5%液体润滑剂，以降低水平段摩阻。

2.4 水平段堵漏技术

目的层长7 段发育大孔、中孔、小孔、微孔及纳米级孔等多尺度孔，孔隙度4%～12%，钻进过程中井漏时有发生。观察长7 段岩心发现，岩心存在横向或纵向裂缝。漏速小于5 m3/h 时，可采用随钻堵漏方式堵漏，为了保证井下旋转导向仪器正常工作，选择颗粒较小、刚性较弱的堵漏材料，堵漏浆的配方为：钻井液+5.0%小颗粒桥塞堵剂+5.0%单向压力封闭剂。漏速大于5 m3/h 时，采用超分子凝胶或低密度水泥等新型堵漏材料堵漏，可选取粒径大、刚性强度高的堵漏材料。超分子凝胶堵漏浆的配方为：钻井液+10.0%Ⅲ型超分子结构剂+1.5%Ⅰ型超分子凝胶+3.0%单向压力暂堵剂。低密度堵漏浆的配方为：清水+160.0%DLY-2 颗粒级配堵剂+0.5%G407R1+0.5%G405-GXP。

现场根据漏速采取相应的堵漏技术措施：1）漏速小于3 m3/h 时，采用随钻堵漏方式保持钻进；2）漏速为3～5 m3/h 时，采用随钻堵漏方式堵漏，并适当降低排量继续钻进；3）漏速为5～10 m3/h 时，下光钻杆打桥塞挤封堵剂堵漏；4）漏速为10～20 m3/h，下光钻杆注入超分子凝胶堵漏浆堵漏；5）漏速大于20 m3/h时，下光钻杆注入低密度堵漏浆进行堵漏。

2.5 漂浮下套管技术

由于水平段较长，井眼轨迹调整频繁且调整幅度较大，导致井筒摩阻系数较大，增大了下套管难度。为此，应用了漂浮下套管技术[15]，并采取辅助技术措施，以保证将套管顺利下至设计井深。

1）下套管前通井。通井钻具组合：φ215.9 mm 牙轮钻头（不装喷嘴）+φ210.0 mm 钢性稳定器+φ127.0 mm S135 钻杆×120.00 m+φ165.0 mm 岩屑床清除器1+φ127.0 mm S135 钻杆×120.00 m+φ165.0 mm 岩屑床清除器2+φ127.0 mm S135 钻杆×120.00 m+φ165.0 mm岩屑床清除器3+φ127.0 mm S135 钻杆×120.00 m+φ165.0 mm 岩屑床清除器4+φ127.0 mm S135 钻杆。在入窗点、水平段每500.00 m 大排量循环1 周，以破坏岩屑床，通井到底后大排量循环2 周，短起下验证泥岩井壁稳定可靠，监测上提下放摩阻。

2）水平段替入加入3.0%～4.0%液体润滑剂和6.0%～8.0%固体润滑剂的钻井液，以降低水平段的摩擦系数。

3）采用销钉式漂浮接箍和盲板式漂浮接箍，以降低水平段摩阻。

4）利用Landmark 软件，优选漂浮段长。综合考虑直井段和斜井段套管悬重与下入摩阻，计算不同摩阻系数、漂浮段长下，套管下放时的大钩载荷和套管所受轴向力，以优选漂浮段长。

图1 为华H50-7 井不同摩阻系数下下放生产套管时的大钩载荷。图2 为华H50-7 井生产套管漂浮段长为3 400.00 m 时不同工况下所受轴向力。由图1可以看出，摩阻系数为0.23 时，大钩载荷为290 kN，大于顶驱重量240 kN，下至井底时尚有50 kN 下推力。由图2 可以看出，套管下到井底时井口套管轴向力为250 kN，大于螺旋屈曲值，说明下套管过程中不会发生螺旋屈曲，能保证套管一次下至井底。

图 1 不同摩阻系数下生产套管下放大钩载荷Fig.1 Set down hook load with production casing under different friction coefficients

图 2 不同工况下生产套管的轴向力Fig.2 Axial force of production casing under different operation conditions

5）合理使用滚珠扶正器，将套管与井壁之间的滑动摩擦变为滚动摩擦，以降低套管与井壁间的摩阻。

6）改进下套管工具，提高下套管速度，防止套管内落物。优化灌浆方式，采取管内隔离措施，缩短套管静止时间，以防止发生压差卡套管。

3 典型井例

3.1 井眼概况

长庆油田在陇东地区部署了一口设计井深6 216.00 m、水平段长4 000.00 m 的三维页岩油水平井——华H50-7 井。该井目的层为延长组长712段，为深灰色、灰黑色泥页岩与灰色、灰绿色粉砂岩互层。采用“导管+三开”井身结构：φ558.0 mm 钻头×φ426.0 mm 导管×103.00 m+φ393.1 mm 钻头×φ339.7 mm 套管×291.00 m+φ311.1 mm 钻头×φ244.5 mm 套管×2 292.00 m+φ215.9 mm 钻头×φ139.7 mm 套管×6 216.00 m。φ244.5 mm 套管下至入窗点，封隔延长组以上复杂地层。

该井斜井段长达2 000.00 m，偏移距156.00 m，靶前距399.00 m，钻进时存在以下技术难点：1）二开后要求使用φ311.1 mm 钻头钻至井深1 500.00 m 前消除偏移距，利用两段增斜法准确入窗，井眼轨迹控制难度大；2）钻井泵动力不足，排量受限，环空上返速度难以达到快速携岩要求，钻头易泥包，滑动增斜困难，机械钻速低；3）水平段泥岩层坍塌压力较高，需采用较高密度的钻井液，容易诱发井漏；4）水平段（2 716.00～3 120.00 m 井段）存在断层漏失带，容易发生失返性井漏，堵漏难度大；5）水平段长达4 000.00 m，钻井过程中摩阻扭矩较大；6）生产套管下入难度大，难以保证一次顺利下至井底。

3.2 实钻效果

1）二开小井斜井段采用螺杆钻具+常规PDC 钻头复合钻井技术迅速消除偏移距，使用2 只混合钻头快速入窗；配备3 台F1600-HL 型耐压52 MPa 的超高压钻井泵，满足了钻井排量达到50 L/s 的要求，解决了φ311.1 mm 钻头易泥包、大斜度井段滑动钻进托压、增斜率不足、机械钻速低的问题。表2 为斜井段钻井技术指标。

表 2 φ311.1 mm 斜井段钻井技术指标Table 2 Drilling technical indexes of φ311.1 mm deviated section

由表2 可以看出，斜井段平均机械钻速8.11 m/h，比前期同井型城页X 井（二开使用PDC 钻头，平均机械钻速7.35 m/h）提高了10.3%。第一增斜段（1 750.00～2 050.00 m）和第二增斜段（2 050.00～2 179.00 m）增斜率分别达到（4.0°～4.5°）/30m 和（5.0°～5.5°）/30m，顺利中靶。由此可见，对于三维水平井φ311.1 mm 大斜度井段，使用混合钻头比使用PDC 钻头更有利提高机械钻速。

2）三开井段采用高性能水基钻井液。钻进水平段时高性能水基钻井液的性能：密度1.22～1.33 kg/L，漏斗黏度57 s，滤失量4 mL。控制固相含量小于10%、膨润土含量小于20 g/L，动塑比调整在0.5～0.6，六速旋转黏度计3 和6 r/min 下的读数分别为5～8 和6～9，降低了摩阻，保证了井下安全，尤其是钻至井深5 391.00 m 发生井漏后，钻井液补充量大，钻井液性能波动大，井下未出现井壁垮塌。后续井段钻井液性能稳定（见表3），直至完钻未发生井壁失稳事故。

表 3 水平段水基钻井液的性能Table 3 Performance of water-based mud in horizontal section

3）水平段钻至井深4 894.00 和5 391.00 m 时发生漏速15 m3/h 的失返性漏失。在第1 个漏点（井深4 894.00 m）分2 次泵入80 m3超分子凝胶堵漏浆堵漏，堵漏后加压至8.5 MPa，10 min 压力未降低。在第2 个漏点（井深5 391.00 m）泵入“纤维水泥+锥形四面体堵漏材料+刚性颗粒堵漏材料”工作液25 m3，候凝24 h 后扫塞，漏速降至2～6 m3/h。根据漏失速度和地层反吐情况，将钻井液密度降至1.23 kg/L 进行随钻堵漏，直至钻至完钻井深。

4）为增大钻压，直井段使用45 根φ127.0 mm G105加重钻杆，其余井段使用φ127.0 mm S135 钻杆。水平段采用旋转导向技术钻进，以克服长水平段滑动钻进困难的问题。完钻前顶驱最大扭矩40 kN·m，最大上提力1 400 kN，通井时通井钻具组合顺利下至井底，未发生钻具屈曲现象。

5）下套管前使用4 个岩屑床清除器，分段破坏岩屑床。水平段替入加入6.0%液体聚合醇+2.0%固体聚合醇+2.0%HLR-3 润滑剂+5.0%石墨+4.5%玻璃微珠+2.0%液体润滑剂的钻井液。下套管前井底钻具上提下放摩阻仅300 kN。套管柱端部使用旋转引鞋，采用NDS 漂浮接箍，漂浮段长度为水平段趾端的3 500.00 m。套管柱进入水平段1 322.00 m 后开始接漂浮接箍，随后每下入1 根套管灌1 次钻井液。使用φ210.0 mm 整体式弹性扶正器，间隔50.00～100.00 m 安放一个。生产套管一次顺利下至设计井深，未出现下放遇阻现象。

4 结论与认识

1）通过优选钻具组合、钻头，特别是斜井段使用混合钻头，降低了摩阻，提高了机械钻速。旋转导向钻井技术提高了长水平段井眼轨迹的控制能力及机械钻速，形成了适用于陇东页岩油超长水平段水平井的钻井技术。

2）优选出了适用于延长组页岩油水平井的高性能水基钻井液，其具有良好的润滑性和强抑制性，能防止长水平段井壁坍塌，降低摩阻和扭矩。

3）采用漂浮下套管技术，优选漂浮长度，能降低套管下入难度和摩阻，可保证套管顺利下至设计位置，对更长水平段水平井下套管作业有一定的借鉴作用。

4）应用超分子凝胶和纤维水泥长水平段堵漏技术能提高堵漏成功率，缩短钻井损失时间，有助于减轻超长水平段井漏堵漏导致的“呼吸”效应。