頁岩油超長水平段水平井鑽井技術：三維井眼軌跡控制、鑽具組合優選、高性能水基鑽井液、水平段堵漏技術、漂浮下套管技術
一、地層特點及鑽井技術難點
隴東地區頁岩油水平井一般設計井深3500.00～4500.00m，水平段長度1500.00～3000.00m。鑽遇地層從上至下為第四系，白堊系環河組、華池組、洛河組，侏羅系安定組、直羅組、延安組和三疊系延長組，目的層為延長組長7段。
鑽井技術難點：
1
三維水平井斜井段井眼軌跡控制難度大
頁岩油採用叢式水平井井組開發，普遍存在200.00～600.00m偏移距和400.00～800.00m靶前距。鑽進時要求以87°～89°的井斜角精準進入縱向±1.00m、橫向±20.00m的靶區，對井眼軌跡控制精度要求高。
2
長水平段鑽進過程中摩阻扭矩大，滑動鑽進困難
水平段超過2000.00m後，鑽具下放摩阻達到300～400kN，扭矩達到25000～30000 N·m，易發生鑽具脹扣和疲勞損壞。
3
水平段井壁穩定性差
水平段所處的長7段地層坍塌壓力23.8～26.7MPa，需採用密度1.25～1.40kg/L的鑽井液才能維持井壁穩定。
4
井漏及堵漏難度大
部分水平井的水平段存在斷層漏失帶，容易發生井漏，且堵漏難度大。
5
油層套管下入摩阻大，一次順利下井難
下套管作業時間長，水平段套管緊貼下井壁易發生壓差卡鑽，經過泥岩段時易遇阻，後期套管下放摩阻最大達到400～500kN。
二、鑽井關鍵技術
1、三維井眼軌跡控制技術
針對三維水平井井眼軌跡控制難度大的問題，採用較成熟的“1.5°單彎螺桿+MWD+方位伽馬”定向井眼軌跡控制技術。
1
優化井眼軌道設計。根據“小井斜消偏穩斜扭方位-增斜入窗”的設計思路，在井斜角不大於30°時將方位角調整到位，以減少滑動鑽進工作量。滑動鑽進時上下大幅度活動鑽具，以降低滑動摩阻。增斜入窗井段將原來的“一段制”優化設計成“兩段制”，以提高第二增斜段的機動性。
2
優選造斜鑽具組合。採用7/8頭螺桿，螺桿外徑由165.0mm增至172.0mm；螺桿級數由3.5級增至5.5級，以增大螺桿壓降；轉速提高到150r/min，以提高破巖效率。採用無磁抗壓鑽桿，使用水力振盪器。
3
使用強抑制性鑽井液。使用全絮凝無固相鑽井液，強化絮凝，造斜段鑽至井斜角40°～50°（安定組）；井斜角達到60°或出現託壓和井壁失穩現象時，轉換為複合鹽鑽井液，提高鑽井液密度。
2、鑽具組合優選
針對長水平段水平井鑽井存在偏移距、水平段長和井眼軌跡控制難的情況，採用倒裝鑽具組合，使用斜臺階G105加重鑽桿和S135鑽桿，以保證鑽壓的傳遞。
旋轉導向鑽具組合為：
φ215.9 mm PDC鑽頭×0.35 m
φ200.0 mm旋轉導向頭×2.17 m
φ208.0 mm電動機×7.77 m
φ208. 0 mm穩定器× 1.31 m
φ173.0 mm測量短節×5.16 m
φ172.0 mm 脈衝器發電機×3.24 m
φ176. 0 mm上截止短節× 0.77 m
φ212.0 mm球形穩定器× 1.01 m
回壓閥×0.44 m
φ127.0 mm加重鑽桿×56.63 m
φ127.0 mm S135鑽桿
φ127.0 mm 加重鑽桿×369.84 m
φ127.0 mm S135鑽桿
按照設計井深6000.00m、水平段長4000.00m，鑽井液密度1.25kg/L，旋轉鑽進鑽壓50kN，鑽頭扭矩2630N·m，套管內摩擦係數0.10，裸眼摩擦係數0.15，滑動鑽進鑽壓30kN，φ127.0mmS135鑽桿，計算旋轉鑽進、起鑽及下鑽等工況下的扭矩、軸向拉力和鑽具屈曲情況，結果如表1所示。
表1：水平段不同工況下的扭矩、軸向拉力和鑽具屈曲情況
由表1：旋轉鑽至井底時的地面扭矩為21.31kN·m，結合該地區2000m長水平段水平井完鑽時地面扭矩為19.56kN·m的情況，校核後的地面扭矩為40.87kN·m，小於φ127mmS135鑽桿接頭的抗扭強度（43kN·m）；起鑽時的軸向拉力為1059kN，校核後為1470kN，小於φ127mmS135鑽桿的抗拉強度（3170kN），說明該鑽具組合的強度能夠滿足安全鑽井要求。
3、高性能水基鑽井液
為了控制水平段泥岩井壁垮塌，需要採用抑制性強、固相含量低和密度大於1.20kg/L的鑽井液。
為此，優選了以甲酸鈉為主要成分的複合鹽CQFY作為抑制劑，確定超長水平段水平井高性能水基鑽井液配方為：0.2%～0.3%流性調節劑+1.5%～2.0%低黏降濾失劑+0.5%～1.0%共聚物降濾失劑+2.0%～4.0%惰性封堵劑+1.0%～2.0%活性封堵劑+25.0～35.0%CQFY+2.0%～5.0%抗鹽潤滑劑。
進入造斜段後，通過增大複合鹽CQFY加量，逐步提高鑽井液密度，入窗時將鑽井液密度提高至1.20kg/L。鑽遇泥岩時，將降濾失封堵劑的加量提高至1.5%～2.0%，以提高鑽井液的封堵性。
4、水平段堵漏技術
目的層長7段發育大孔、中孔、小孔、微孔及納米級孔等多尺度孔，孔隙度4%～12%，鑽進過程中井漏時有發生。
現場根據漏速採取相應的堵漏技術措施：1）漏速小於3m3/h時，採用隨鑽堵漏方式保持鑽進；2）漏速為3～5m3/h時，採用隨鑽堵漏方式堵漏，並適當降低排量繼續鑽進；3）漏速為5～10m3/h時，下光鑽桿打橋塞擠封堵劑堵漏；4）漏速為10～20m3/h，下光鑽桿注入超分子凝膠堵漏漿堵漏；5）漏速大於20m3/h時，下光鑽桿注入低密度堵漏漿進行堵漏。
5、漂浮下套管技術
由於水平段較長，井眼軌跡調整頻繁且調整幅度較大，導致井筒摩阻係數較大，為此，應用了漂浮下套管技術，並採取輔助技術措施。
（1）下套管前通井。通井鑽具組合：
φ215.9mm牙輪鑽頭（不裝噴嘴）
φ210.0mm鋼性穩定器
φ127.0mmS135鑽桿×120.00m
φ165.0mm岩屑床清除器1
φ127.0mmS135鑽桿×120.00m
φ165.0mm岩屑床清除器2
φ127.0mmS135鑽桿×120.00m
φ165.0mm岩屑床清除器3
φ127.0mmS135鑽桿×120.00m
φ165mm岩屑床清除器4
φ127mmS135鑽桿
（2）水平段替入加入3.0%～4.0%液體潤滑劑和6.0%～8.0%固體潤滑劑的鑽井液，以降低水平段的摩擦係數。
（3）採用銷釘式漂浮接箍和盲板式漂浮接箍，以降低水平段摩阻。
（4）優選漂浮段長。綜合考慮直井段和斜井段套管懸重與下入摩阻，計算不同摩阻係數、漂浮段長下，套管下放時的大鉤載荷和套管所受軸向力，以優選漂浮段長。
（5）合理使用滾珠扶正器，將套管與井壁之間的滑動摩擦變為滾動摩擦，以降低套管與井壁間的摩阻。
（6）改進下套管工具，提高下套管速度，防止套管內落物。優化灌漿方式，採取管內隔離措施，縮短套管靜止時間，以防止發生壓差卡套管。
圖1為華H50-7井不同摩阻係數下下放生產套管時的大鉤載荷。圖2為華H50-7井生產套管漂浮段長為3400.00m時不同工況下所受軸向力。由圖1可以看出，摩阻係數為0.23時，大鉤載荷為290kN，大於頂驅重量240kN，下至井底時尚有50kN下推力。由圖2可以看出，套管下到井底時井口套管軸向力為250kN，大於螺旋屈曲值，說明下套管過程中不會發生螺旋屈曲，能保證套管一次下至井底。
圖1：不同摩阻係數下生產套管下放大鉤載荷
圖2：不同工況下生產套管的軸向力
三、典型案例
1、井眼概況
長慶油田在隴東地區部署了一口設計井深6216.00m、水平段長4000.00m的三維頁岩油水平井——華H50-7井。該井目的層為延長組長712段，為深灰色、灰黑色泥頁岩與灰色、灰綠色粉砂岩互層。
採用“導管+三開”井身結構：
φ558mm鑽頭×φ426mm導管×103m
φ393.1mm鑽頭×φ339.7mm套管×291m
φ311.1 mm鑽頭×φ244.5mm套管 ×2292m
φ215.9mm鑽頭×φ139.7mm套管×6216m
存在以下技術難點：（1）二開後要求使用φ311.1mm鑽頭鑽至井深1500.00m前消除偏移距，利用兩段增斜法準確入窗，井眼軌跡控制難度大；（2）鑽井泵動力不足，排量受限，環空上返速度難以達到快速攜巖要求，鑽頭易泥包，滑動增斜困難，機械鑽速低；（3）水平段泥岩層坍塌壓力較高，需採用較高密度的鑽井液，容易誘發井漏；（4）水平段（2716.00～3120.00m井段）存在斷層漏失帶，容易發生失返性井漏，堵漏難度大；（5）水平段長達4000.00m，鑽井過程中摩阻扭矩較大；（6）生產套管下入難度大，難以保證一次順利下至井底。
2、實鑽效果
（1）二開小井斜井段採用螺桿鑽具+常規PDC鑽頭複合鑽井技術迅速消除偏移距，使用2只混合鑽頭快速入窗；配備3臺F1600-HL型耐壓52MPa的超高壓鑽井泵，滿足了鑽井排量達到50L/s的要求，解決了φ311.1mm鑽頭易泥包、大斜度井段滑動鑽進託壓、增斜率不足、機械鑽速低的問題。表2為斜井段鑽井技術指標。
表2：φ311.1mm斜井段鑽井技術指標
由表2可以看出，對於三維水平井φ311.1mm大斜度井段，使用混合鑽頭比使用PDC鑽頭更有利提高機械鑽速。
（2）三開井段採用高性能水基鑽井液。鑽進水平段時高性能水基鑽井液的性能：密度1.22～1.33kg/L，漏斗黏度57s，濾失量4mL。鑽至井深5391.00m發生井漏後，鑽井液補充量大，鑽井液性能波動大，井下未出現井壁垮塌，直至完鑽未發生井壁失穩事故。
表3：水平段水基鑽井液的性能
（3）為增大鑽壓，直井段使用45根φ127.0mmG105加重鑽桿，其餘井段使用φ127.0mmS135鑽桿。水平段採用旋轉導向技術鑽進，以克服長水平段滑動鑽進困難的問題。完鑽前頂驅最大扭矩40kN·m，最大上提力1400kN，通井時通井鑽具組合順利下至井底，未發生鑽具屈曲現象。
結論與認識
（1）旋轉導向鑽井技術提高了長水平段井眼軌跡的控制能力及機械鑽速，形成了適用於隴東頁岩油超長水平段水平井的鑽井技術。
（2）優選出了適用於延長組頁岩油水平井的高性能水基鑽井液，其具有良好的潤滑性和強抑制性，能防止長水平段井壁坍塌，降低摩阻和扭矩。
（3）採用漂浮下套管技術，優選漂浮長度，能降低套管下入難度和摩阻，可保證套管順利下至設計位置，對更長水平段水平井下套管作業有一定的借鑑作用。
（4）應用超分子凝膠和纖維水泥長水平段堵漏技術能提高堵漏成功率，縮短鑽井損失時間，有助於減輕超長水平段井漏堵漏導致的“呼吸”效應。
來源：油媒方
