致密油水平井优快钻完井技术分析

摘要：当前，国内油气资源地质条件趋于劣质化，非常规油气藏动用开发步伐加快，各大油区水平井布井数量逐年增加。基于以往施工经验的基础上，在水平井井身结构调整、钻头选型、提速工具、钻井参数优选等方面开展了试验研究，取得了规律性认识，对现场施工起到了重要的指导作用，同时也指出了松辽致密油水平井施工中存在的问题，对于进一步完善水平井施工保障措施，指明了方向。

关键词：水平井；优化；钻头；技术

水平井是指井眼轨迹达到水平(井斜角达到90°左右)以后，在油层中延伸一定长度的井，延伸的长度一般大于油层厚度的6倍[1]。为了增大油层的裸露面积和泄油面积，国内外普遍应用水平井开发页岩油、致密油、致密气等油藏，且水平井水平段往往超过2000m，三维、大偏移距，不利于安全施工。近几年，吸收国内外先进的研究成果，立足现有的施工条件和技术现状，加强生产组织，强化现场试验，提炼最优化要素，形成了比较完善的提速模板（见图1），指导优快施工。

1井身结构优化技术

目前,松辽致密油水平井多为大偏移距、长水平段，施工后期钻进困难，经常被迫提前完钻。经过研究，采取调整技套下深（见图2），封固注水层和复杂地层，减少裸眼段长度，明确了井身结构适用条件（见表1）。

2钻头优选技术

针对紫红色泥岩钻速低的问题，组织优选玫瑰齿钻头。该钻头齿（见图3）边缘锋利，容易吃入塑性泥岩，阻止塑性岩屑附着在切削齿表面。但玫瑰齿攻击力过强，抗冲击力较弱，钻遇到夹层时易出现崩齿（见图4）。后优选出尖圆齿钻头，起出后钻头新度较高。

3钻具组合优选技术

钻具组合性能影响着井眼轨迹走向，结合地层特性，分段优选钻具组合，着力实现一开、二开、三开“1+1+2”四趟钻。

3.1一开

浅部地层成岩性差，胶结疏松，发育泥岩、砂砾岩，易塌，部分地层倾角较大。选用常规塔式钻具组合或钟摆钻具组合，钻进参数：钻压小于40kN，转速40~80r/min，排量45~70L/s。

3.2二开

大段泥岩造浆性强，易斜，易缩径、井塌、钻具泥包。（1）偏移距300m以内的，应用MWD钻具组合：311.2mm钻头+216mm螺杆+306mm螺扶+203mm浮阀+203mm无磁钻铤×1根+203mmMWD+203mm钻铤×2根+178mm钻铤×3根+139.7mm加重钻杆×18根+139.7mm斜坡钻杆；（2）偏移距大于300m的，应用旋转导向钻具组合：311.2mm钻头+203mm旋转导向+203mm无磁钻铤×1根+203mm浮阀+178mm钻铤×3根+139.7mm加重钻杆×18根+139.7mm斜坡钻杆。钻进参数：钻压60~100kN；转速80~120r/min；排量大于65L/s。

3.3三开

长水平段摩阻扭矩大、易托压，大斜度井段（45°~70°）存在岩屑床。（1）开展三开井身结构条件下的不同尺寸钻杆压耗研究，结果表明：5-1/2″钻杆比5″和组合钻杆更有利于减少井下压耗，延伸水平段长度。接头外径对压耗影响不大，双台肩钻杆有利于降低管内压耗作用，全井用5-1/2″钻杆和加重钻杆，管内压耗进一步降低，比全井5″的钻杆降低7.83MPa。（2）利用软件计算接头外径对环空返速的影响。接头外径越大，接头处的环空返速越大，对井底冲刷越严重，不建议返速超过1.6m/s。大排量，高钻速，会造成井下井眼扩大率过大，不建议使用191mm外径接头的钻杆。（3）开展不同尺寸钻杆下钻过程中钩载分析，随着裸眼段摩阻系数的增加，下钻摩阻越来越大，直井段5-1/2″和水平段5″钻具组合最有利于降低水平段摩阻。根据钩载分析，设计了造斜段和水平段钻具组合如下：造斜段LWD钻具组合：215.9mm钻头+172mm螺杆+172mm浮阀+172mmLWD+127mm无磁加重钻杆×1根+127mm加重钻杆×9根+127mm斜坡钻杆×135根+127mm加重钻杆×21根+127mm斜坡钻杆×90根+139.7mm斜坡钻杆。钻进参数：钻压60~100kN；转速40~80r/min；排量大于34L/s。水平段旋转导向钻具组合：215.9mm钻头+172mm旋转导向+127mm无磁加重钻杆×1根+172mm浮阀+127mm加重钻杆×6根+159mm震击器+127mm加重钻杆×3根+127mm斜坡钻杆×225根+139.7mm斜坡钻杆。钻进参数：钻压60~100kN；转速100~120r/min；排量大于34L/s。

4提速工具技术

使用提速工具是提高水平井钻速的重要手段，目前已经实现产品系列化，取得了较好效果。2020年致密油水平井造斜段应用旋冲螺杆（见图5），平均机械钻速相比其它井提速43.47%。

5钻井参数强化技术

钻井参数与钻速和返砂有紧密的关联，以岩屑床高度为评价指标，利用水力软件进行计算，探索复合钻顶驱最佳转速（见图6），由40~60r/min提高到60~120r/min进行试验。应用12口井，平均钻速相对邻井、同井都有所提高。其中J井，同钻压下，顶驱80r/min钻进比50r/min钻进，钻速提高21.46%。提高钻速的同时，进一步清洁了井筒，缩短了通井时长。钻进阶段通井时间，同比降低2.27d；完井阶段通井时间，同比降低1.02d。

6钻井液技术

目前应用的钻井液主要是盐水钻井液，施工中阻卡问题突出，通过性能分析，优选了降滤失剂，优化无机抑制剂和有机抑制剂配比、加量，钻井液流变性、抑制性、防塌封堵能力、抗污染能力进一步增强。现场应用13口水平井，在稳定井壁、防止钻头泥包等方面取得了较好的效果。井壁稳定，无缩径及剥落掉块。

7固井技术

水平段长，套管安全下入和居中难度大，顶替效率亟待提升。为充分发挥技术作用，在细化单井方案设计、强化井眼准备，推广漂浮下套管技术、多级冲洗顶替技术、防窜水泥浆体系等方面全面落实举措，推进致密油水平井固井质量持续提升。（1）细化单井方案设计。制定单井施工设计，通过软件模拟，优化扶正器加放和注替排量，提高顶替效率。（2）强化井眼准备。单扶、双扶模拟通井，软件模拟套管下入，斜井段、水平段注入封闭浆，减少管串下入阻力。（3）推广漂浮下套管技术。合理选择漂浮接箍加放位置及数量，采用旋转导向引鞋，提高管串下入能力。（4）推广多级冲洗顶替技术。采用低于钻井液密度0.05~0.2g/cm3前置冲洗液，高于钻井液0.05~0.2g/cm3中置隔离冲洗液的多级冲洗隔液组合，提高冲洗隔离效果。（5）推广新型水泥浆体系。推广低密度降失水水泥浆体系、DSJ降失水水泥浆体系、DCK防窜水泥浆体系，根据后效情况合理调配稠化时间，时间差不低于90min,确保候凝期间压稳。（6）强化现场施工监管。完井施工阶段责任工程师盯井把关，确保完井技术措施落实，提高施工规范性。

8工厂化钻井技术

（1）应用平台井批钻技术。以钻井液体系转换为界面，统一生产、整体布局、平台布井，进行批钻施工。（2）简化施工工序。采取同区块或同平台选1口井完井电测，其它井随钻测得地质参数，缩短完井周期。

9加强技术支持

9.1明确短起下钻应用条件

每100m实际返砂量低于理论返砂量0.5~1.0m3；返出岩屑研磨严重，钻头切削痕迹不明显；摩阻、扭矩波动幅度大；进尺变慢，拖压明显；泵压升高，环空有憋压；上提超拉10t，下放有遇阻现象。

9.2细化开泵循环方法

下钻至出技套前100m、进水平段100m循环1.5~2周；以排量5L/s顶通，循环20min，每2~3min梯次增加排量5冲，达到排量14L/s后循环15min，若无异常，将排量提至24L/s循环15min，直至达到正常施工排量；下钻探底后起出1柱钻杆，第二根立柱上下活动无异常，在中单根位置采取梯次增加排量的方式开泵循环，下放钻具出现泵压快速升高憋压现象，应立即停泵，活动钻具使泵压缓慢归零后，在自由段尝试重新开泵循环，以5r/min开顶驱，根据扭矩情况进行划眼，逐步达到施工排量，待岩屑返净后方可进行下步施工。

9.3水平段掉块卡钻处置措施

上提过程中发生卡钻，第一时间下压钻具至顶驱加游车悬重，严禁通过上提方式解卡。下放过程中发生卡钻，应以上提活动钻具为主；卡钻发生初期在不憋压的情况下逐步提排量至钻进排量循环，可加扭30~40kN间断活动钻具；如活动4h未解卡，启动震击器。

9.4坚持工程地质一体化

利用地质辅助导向技术[2]，建立导向模型，优化待钻井轨道，应用随钻自然伽马和电阻率曲线配合元素录井，提高入靶精度和储层钻遇率。对于含泥质较多增斜较快的情况，利用钻压控制增降稳斜规律，根据目的层倾角及厚度，确定合理的探层井斜角，保证轨迹平滑过渡。

9.5强化现场保障

成立致密油井支持专家小组和现场协调小组，开展方案研讨，推行井长负责制，安排技术专家、骨干驻井盯井，进行日报、周报、月报总结，及时利用工作群汇报现场情况，监督技术措施落实，提升现场保障力。

10结论和认识

（1）致密油水平井因三维、偏移距大、水平段长，为安全顺利施工增加了一定难度，常常在施工后期阻卡严重。（2）通过采用井身结构设计优化、钻头优选、钻具组合优化、参数强化等措施，效果较好，并形成了技术模板。（3）水基钻井液在长水平段水平井施工中摩阻、扭矩大的问题较为突出，起下钻阻卡严重，井眼净化程度还需进一步提升。（4）致密油水平井提速提质还需要在施工工艺、钻井液性能优化、固井宽窄边顶替效率效果上进行攻关探索，突破瓶颈技术，保障生产高效运行。

参考文献：

[1]王清江，毛建华，韩贵金，等.定向钻井技术[M].石油工业出版社,2009:161.

[2]韩忠，郭军，彭永生，等.地质辅助导向技术在薄油层阶梯水平井中的应用[C]//大庆钻井技术新进展,石油工业出版社,2005:905.

作者：宁清志 单位：大庆油田有限责任公司钻探工程公司