吉木薩爾頁巖油水平井鉆井技術實踐

吳繼偉，袁丹丹，席傳明，劉可成，張文波

中國石油新疆油田分公司工程技術研究院

0 引言

中國頁巖油儲量約為43.7×108t，已成為我國能源的重要接替之一［1-2］。吉木薩爾頁巖油因其典型的地質(zhì)特征和巨大資源潛力，是我國首個國家級頁巖油勘探開發(fā)示范區(qū)［3］。目前，在該地區(qū)垂深3 000 m以內(nèi)的儲層部署了大量水平井，水平段長度普遍在1 000～2 000 m左右，井斜角近90°，導致增斜段、水平段地層鉆進存在著鉆壓傳遞、井眼清潔、井壁穩(wěn)定等風險［4］，2019年以來，通過對比國內(nèi)外水平井鉆井技術［5］，總結(jié)了吉木薩爾頁巖油水平井面臨的主要技術難點，從井身結(jié)構優(yōu)化、PDC鉆頭優(yōu)選、“水力振蕩器+大功率螺桿”井眼軌跡控制、復合鹽鉆井液等方面入手，研究形成了吉木薩爾頁巖油水平井鉆井關鍵技術，并在現(xiàn)場實施了22口井，有效地支撐了吉木薩爾頁巖油的高效開發(fā)。

1 地質(zhì)特點與鉆井技術難點

1.1 地質(zhì)特征

吉木薩爾頁巖油主要包括六個地質(zhì)層序［6］：第四系、新近系、古近系、侏羅系、三疊系和二疊系，其中，新近系和古近系發(fā)育有紅褐色膏質(zhì)泥巖，存在較大的鉆井液污染和井眼縮徑風險；侏羅系八道灣組存在多套薄煤層，且壓力低，存在較大的漏失和井塌風險；二疊系梧桐溝組存在大段深褐色泥巖，存在較大的井壁失穩(wěn)風險和可鉆性較差等難題；二疊系蘆草溝組為目的層，地層壓力系數(shù)約為1.27，明顯高于上部地層，存在一定溢流風險。

1.2 鉆井技術難點

吉木薩爾頁巖油開發(fā)時，3 000 m以淺水平井水平段長度普遍在1 000～2 000 m左右，井斜角近90°，前期工程實踐主要存在以下鉆井技術難題［6］：

（1）水平井多采用三開井身結(jié)構，即：一開采用“?444.5 mm鉆頭+?339.7 mm表層套管”組合；二開采用“?311.2 mm鉆頭+?244.5 mm技術套管”組合；三開采用“?215.9 mm鉆頭+?139.7 mm油層套管”組合。該井身結(jié)構雖然保障了水平井的安全鉆進，但耗材多，成本較高，且存在?311.2 mm井眼大尺寸造斜難題，導致機械鉆速較低。

（2）水平段較長且埋深較淺（＜3 000 m），導致增斜段、水平段地層存在著鉆壓傳遞、井眼清潔、井壁穩(wěn)定等風險，常規(guī)PDC鉆頭對泥頁巖地層攻擊性差，旋轉(zhuǎn)導向鉆井系統(tǒng)價格昂貴且數(shù)量有限，直接影響水平井施工進度。

（3）隨著水平段長度增加，復雜的地質(zhì)條件和井筒結(jié)構對水基鉆井液的性能提出了更高的要求。例如，新近系、古近系地層存在較多的膏質(zhì)泥巖，膨脹縮徑風險較大；西山窯組、八道灣組地層存在較多的煤層，井塌和漏失風險較大；韭菜園組、梧桐溝組地層存在大段泥頁巖，井壁圍巖水化坍塌風險較大；長斜井段巖屑懸浮攜帶和潤滑防卡問題突出。

2 水平井鉆井關鍵技術

針對吉木薩爾頁巖油鉆井技術難點及技術現(xiàn)狀，開展了井筒結(jié)構優(yōu)化、高效PDC鉆頭優(yōu)選、“大功率螺桿+水力振蕩器”井眼軌跡控制、井眼清潔參數(shù)優(yōu)選、鉆井液體系優(yōu)化等技術攻關研究，形成了吉木薩爾頁巖油淺層水平井鉆井的關鍵技術。

2.1 井身結(jié)構優(yōu)化

前期鉆井實踐表明，該地區(qū)不存在壓力必封點，安全窗口滿足井身結(jié)構進一步優(yōu)化的要求；由于古近系、新近系地層膏泥巖發(fā)育，鉆井液易污染而導致井眼縮徑，井身結(jié)構優(yōu)化時需將其作為風險點對待。因此，井身結(jié)構簡化為二開：一開采用“?381 mm鉆頭+?273.1 mm表層套管”組合，且下深增至1 500 m，封隔上部膏質(zhì)泥巖段；二開先采用?241.3 mm鉆頭鉆至造斜點，再用?215.9 mm鉆頭完鉆，并下入?139.7 mm油層套管固井。簡化后的井身結(jié)構不僅使井眼變小，而且節(jié)約了一層技術管柱，既節(jié)約了套管、水泥漿和鉆井液的用量，又規(guī)避了?311.2 mm大尺寸井眼造斜速度慢的難題。

2.2 井眼軌道優(yōu)化

吉木薩爾頁巖油開發(fā)部署以叢式井為主，目前平臺井數(shù)以3井或4井為主，三維水平井最大偏移距達到320 m，軌道設計多采用“直—增—穩(wěn)—增扭—平”五段制，要求鉆進時既要增斜又要扭方位，軌跡控制和下套管作業(yè)難度大，尤其是井身結(jié)構由“三開”優(yōu)化為“二開”后，裸眼井段增加，勢必導致鉆完井難度加大。

為降低三維水平井鉆完井作業(yè)難題，保障二開井身結(jié)構順利實施，需要尋求最優(yōu)的井眼軌道設計［7］。以垂深2 500 m、表套下深1 500 m、水平段長1 500 m的井身結(jié)構為例，分析“雙二維”、“空間五段制”和“空間六段制”三種軌道剖面在不同偏移距條件下的套管下入剩余鉤載，結(jié)果如圖1所示。

實踐表明，剩余鉤載越大，套管越易下入。由圖1可知，偏移距小于150 m時，采用空間五段制軌道剖面最優(yōu)，即無需提前造斜消除偏移距；偏移距大于150 m時，空間六段制（20°井斜角扭方位）剖面最優(yōu)，即小井斜消除偏移距后，無需降井斜直接扭方位，更利于井眼軌跡控制。

圖1 不同軌道設計方案下套管剩余鉤載對比

2.3 “大功率螺桿+水力振蕩器”協(xié)同提速導向

為降低對高造斜率旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)的依賴，降低鉆井成本，試驗應用了“大功率螺桿+水力振蕩器”導向提速鉆井技術，以滑動鉆進方式鉆造斜段，以旋轉(zhuǎn)鉆進方式鉆水平井，彌補了采用旋轉(zhuǎn)導向所增加的成本，水平段延伸增大，以較低的成本實現(xiàn)了軌跡控制和機械鉆速的“雙高”。

優(yōu)選的大功率螺桿通過高性能納米橡膠替代普通橡膠，具體性能參數(shù)見表1。

表1 普通橡膠螺桿和大功率橡膠螺桿的性能參數(shù)

由表1可知：該大功率螺桿馬達承壓能力更高，輸出扭矩可提高50%；高效工作區(qū)間更大，可承受更高排量和鉆壓；而且工作性能更穩(wěn)定，轉(zhuǎn)速波動小，輸出扭矩更穩(wěn)定，可提高鉆頭的趟鉆長度；另外，采用了欠尺寸扶正器，更有利于水平段穩(wěn)斜鉆進。

2.4 高效PDC鉆頭優(yōu)選

通過現(xiàn)場資料統(tǒng)計，優(yōu)選不同井段的地層及性能較好的鉆頭。

直井段以砂泥巖互層為主、砂礫巖夾層多，整體可鉆性2～5級，優(yōu)選中等密度布齒的國產(chǎn)剛體四或五刀翼19（16）mm齒PDC鉆頭；造斜段鉆遇地層中上部為巨厚泥巖，可鉆性差，下部砂礫巖夾層多，要求PDC鉆頭兼具攻擊性和工具面穩(wěn)定性，優(yōu)選進口胎體四刀翼19 mm齒長保徑PDC鉆頭；水平段巖性致密，可鉆性5～6級、抗壓強度60～120 MPa，為達到更大的趟鉆進尺，鉆頭優(yōu)選需考慮其抗研磨性，通過大量工程實踐，優(yōu)選出抗沖擊、抗研磨強的國產(chǎn)五刀翼16 mm齒剛體鉆頭，其趟鉆進尺雖低于進口鉆頭，但水平段綜合鉆井成本顯著降低。

2.5 井眼清潔參數(shù)優(yōu)選

井眼清潔對于水平井安全鉆進非常重要［8］，當井身結(jié)構優(yōu)化為二開后，優(yōu)選高效的井眼清潔參數(shù)及措施至關重要。影響水平段攜巖效率的因素主要包括鉆井液性能和排量以及鉆柱偏心和旋轉(zhuǎn)等。

鉆柱偏心造成井眼上側(cè)鉆井液流速高［9］，而低邊鉆井液流速低。鉆井液排量一定時，鉆柱轉(zhuǎn)速越高，“粘性耦合”區(qū)越大，攜巖效率越高。

根據(jù)水平段攜巖要求，鉆井液環(huán)空返速不應低于1 m/s，對于“?215.9 mm井眼+?127 mm鉆桿”的環(huán)空結(jié)構，鉆井泵排量不應低于30 L/s，鉆桿轉(zhuǎn)速不應低于100 r/min，循環(huán)時間應大于4個遲到時間，并及時觀察巖屑返出情況，當振動篩上有巖屑返出時，可采取繼續(xù)循環(huán)或短起等措施。

2.6 鉆井液體系優(yōu)化

北美頁巖油氣開發(fā)時，60%～70%的水平井使用了油基鉆井液［10］，但油基鉆井液成本較高、環(huán)境保護難度較大，因此，研發(fā)高性能水基鉆井液仍然是頁巖水平井開發(fā)的難點。

針對古近系膏質(zhì)泥巖縮徑、阻卡問題，控制K+含量在25 000 mg/L以上，并加入有機鹽和NaCl進一步強化抑制性；針對侏羅系煤層易井壁垮塌或井漏的特點，控制鉆井液密度在1.50 g/cm3以內(nèi)，并加入陽離子乳化瀝青，強化封堵護壁，降低井漏風險；三疊系韭菜園子組和梧桐溝組水敏性泥巖發(fā)育，且該井段為造斜段，井壁失穩(wěn)風險高，利用“7% KCl+10%有機鹽+1%銨鹽”組合，提高鉆井液的抑制性［11］；采用“2%乳化瀝青+3%天然瀝青+2%超細鈣”組合，增強鉆井液的封堵性能；井斜大于40°后，保持動塑比大于0.36，6轉(zhuǎn)讀數(shù)控制在6～10范圍內(nèi)，提高鉆井液的攜巖能力；水平段采用“3%WRF-9+2%固體潤滑劑+2%液體潤滑劑”組合，提高鉆井液的潤滑性能，為水平段延伸提供保障。最終形成鉀鈣基有機鹽鉆井液體系：4%膨潤土+0.2%碳酸鈉+0.5%氫氧化鈉+0.6%聚丙烯酰胺鉀鹽+0.5%復配銨鹽+0.6%增黏劑+7%KCl+8%有機鹽+12%氯化鈉+1.5%褐煤+3%陽離子乳化瀝青+0.5%液體潤滑劑+0.35%氧化鈣+重晶石粉。

3 現(xiàn)場應用效果

2019年，水平井鉆井技術已在吉木薩爾凹陷試驗了22口井。由表2可知，“三開”的井身結(jié)構變?yōu)榱恕岸_”，平均水平段長1 538 m，平均機械鉆速8.81 m/h，平均鉆完井周期66.38 d；與前期水平井相比，旋轉(zhuǎn)導向工具占比由100%降至28%，平均水平段增加291 m，平均鉆完井周期仍縮短7.1 d。

表2 水平井鉆井技術應用效果

2019年，“大功率螺桿+水力振蕩器”組合在該區(qū)累計完成水平段進尺14 777 m，平均趟鉆進尺817 m、平均機械機速7.1 m/h，明顯優(yōu)于常規(guī)鉆具組合和大功率螺桿鉆具組合，對比如圖2所示；另外，旋轉(zhuǎn)導向工具在該區(qū)累計完成水平段進尺6 369 m，平均趟鉆進尺957 m、平均機械機速9.5 m/h，對比表明：“大功率螺桿+水力振蕩器”組合基本達到了旋轉(zhuǎn)導向的“高鉆速、高控制精度、高工作可靠性”等特征，滿足了吉木薩爾凹陷高效開發(fā)的要求。

圖2 二開水平井提速效果對比

4 結(jié)論與建議

（1）將表層套管下入深度加大，取消中間技術套管，形成的二開井身結(jié)構能夠滿足吉木薩爾頁巖油水平井安全快速鉆井需求，與原三開井身結(jié)構相比更利于降低鉆井成本。

（2）由于吉木薩爾水平井最大偏移距達到320 m，采用五段制剖面鉆進過程中既要增斜又要扭方位，軌跡控制和下套管作業(yè)難度大，建議采用空間六段制剖面，即小井斜消除偏移距后，無需降井斜直接扭方位，更利于井眼軌跡控制。

（3）高效PDC鉆頭和“大功率螺桿+水力振蕩器”協(xié)同提速技術，實現(xiàn)了水平井的快速鉆進，基本達到了旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)的性能指標。

（4）鉀鈣基聚胺有機鹽鉆井液體系具有良好的抑制性、潤滑性和井眼清潔性能，滿足了吉木薩爾頁巖油水平井開發(fā)的需求。