摘 要：蘇5-15-17AH井是部署在鄂爾多斯盆地蘇里格氣田的一口超長水平段水平井，設(shè)計水平段長度3000m，長水平段水平井的摩阻及扭矩大、井眼清潔困難及完井方式有限等成為該井的主要技術(shù)難點。為此，開展了以下試驗研究：①通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，利用套管內(nèi)摩擦系數(shù)小的特點來降低水平段鉆進(jìn)的摩阻與扭矩，選擇在Æ215.9mm井段鉆進(jìn)水平段1200m，下入Æl77.8mm套管固井，然后在Æ152.4mm井段鉆進(jìn)水平段l800m；②無土相復(fù)合鹽鉆井液體系及強(qiáng)封堵油基鉆井液的應(yīng)用，有效地解決了超長水平段井壁穩(wěn)定性差、井眼清潔難度大及摩阻大的難題，確保了長水平段的順利施工；③應(yīng)用漂浮接箍工具使其下部套管入井后受到鉆井液的浮力作用，降低了井壁對套管柱的摩擦阻力，確保了Æ177.8mm套管順利下入井底。該井完鉆井深6706m，實際完成水平段長度達(dá)3056m，創(chuàng)目前國內(nèi)陸上天然氣水平井最長水平段紀(jì)錄，對今后蘇里格氣田以及類似地區(qū)施工長水平段水平井有借鑒和指導(dǎo)作用。
關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 蘇5-15-17AH井 長水平段 水平井 井身結(jié)構(gòu) 剖面優(yōu)化 漂浮接箍 摩擦阻力 扭矩
Drilling techniques for an ultra-long horizontal interval(>3000m) in Well Su 5-15-17AH in the Sulige Gas Field，Ordos Basin
Abstract：Deployed in the Sulige Gas Field，Ordos Basin，Well Su 5-15-17AH is a horizontal well with an uhra long horizontal interval，a design length of which is 3，000m．There are great challenges for such a long horizontal well such as large friction and torque，difficult borehole cleaning，limited completion methods，etc．In view of this，the foliowing tests and studies were performed．First，through the optimization of wellbore configuration，the friction and torque were reduced by the small fricti。n coefficient inside the casing during drilling in horizontal intervals．A horizontal interval of l，200m was drilled in the Æ215.9mm well section，aÆl77.8mm cassing was run for cementing，and another l，800m horizontal interval was drilled in the Æ152.4mm well section．Second,by use of the clay free compound salt drilling fluid system and oil base mud，such difficulties were effectively solved as poor wellbore stability，difficult wellbore cleaning and large friction，which ensured the smooth construction of long horizontal intervals．Third，with a float collar，the casing below the collar was supported by the buoyancy of the drilling fluid；therefore，the friction between the wellbore and caslng string was reduced，so the Æ177.8mm casing was smoothly run down to the well bottom．The totai depth of the well was 6，706m，and the actual completed length of the horizontal interval was 3，056m，recording the iongest horizontal interval of onshore gas horizontal wells in China．This case study provides reference and guidance for horizontal wells with ultra-long horizontal intervals in the Sulige Gas Field and other similar fields．
Key words：Ordos Basin，Sulige Gas Field，Well Su 5-15-17AH，long horizontal interval，horizontal well，welibore configuration，well profile optimization，float collar，friction，torque
鄂爾多斯盆地蘇里格氣田屬于典型的低壓力、低滲透氣田。隨著該氣田勘探開發(fā)的不斷深入，完井工藝的不斷完善，水乎并的水平段長度不斷增加。長水平段水平井對于低孔低滲油氣藏來說，長水平段增加了泄流面積，有效改善油氣藏的開發(fā)效果和提高單井產(chǎn)量。蘇5-15-17AH井水平段設(shè)計3000m，實際完鉆井深6706m，水平段段長3056m，創(chuàng)國內(nèi)陸上天然氣水平井最長水平段紀(jì)錄。蘇5-15-17AH井的順利完鉆對蘇里格氣田的增儲上產(chǎn)和低壓力低滲透油氣藏的高效開發(fā)具有重大意義。
1 長水平段水平井設(shè)計特點與難點
1．1 設(shè)計特點
蘇5-15-17AH井在第二次開鉆采用Æ215.9mm鉆頭鉆造斜段和1200 m長的水平段，下Æl77.8mm套管至井底注水泥漿固井，再采用Æl52.4mm鉆頭鉆1800m水平段(圖1)。
1)該結(jié)構(gòu)施工長水平段過程中，摩阻扭矩相對小，工具面易調(diào)整，有利于井眼軌跡控制在最有效的儲層中穿越。
2)剖面設(shè)計靶前距500m，采用“單增”剖面，通過優(yōu)化鉆具組合，提高鉆具組合的復(fù)合增斜率[1]。
1．2 長水平段施工技術(shù)難點
1)靶前距的不同，決定著斜井段井眼曲率的不同。優(yōu)選靶前距，實現(xiàn)摩阻扭矩最小化，成為施工長水平段水平井的前提條件[2]。
2)該井設(shè)計水平段3000m，前l200m水平段采用Æ215.9mm井眼，首次將Æ177.8mm套管下入長1200m的Æ215.9mm井眼內(nèi)。施工方案、鉆進(jìn)參數(shù)及鉆井液性能的選擇等需要逐步摸索，增加了施工的難度。
3)隨著水平井長度的增加，鉆具剛性變?nèi)?，工具面調(diào)整困難，井眼軌跡控制難度增大；由于小鉆具剛性較弱，水平段達(dá)到2000m后，摩阻較大，滑動鉆進(jìn)過程中，鉆頭上無法施加有效鉆壓，施工困難。
4)隨著水平井長度的增加，環(huán)空壓耗逐漸升高，鉆井液排量選擇受到限制，排量小滿足不了攜帶巖屑的要求，容易形成巖屑床，滑動鉆進(jìn)過程中摩阻大。
5)儲層連續(xù)性差，鉆遇泥巖概率高，軌跡調(diào)整頻繁，復(fù)合鉆進(jìn)過程中扭矩大。
6)裸眼段長，長時間的鉆井液浸泡容易造成井壁坍塌，鉆井液需要具有良好的防塌性能。
2 井眼軌跡控制技術(shù)
2．1 斜井段施工關(guān)鍵技術(shù)
鉆具組合：Æ215.9mmPDC+Æ172mm螺桿(1.5°)+MWD接頭+Æ165mm無磁鉆鋌+轉(zhuǎn)換接頭(461×410)+Æ127mm加重鉆桿×45根+Æ127mm鉆桿。
斜井段井眼軌跡控制技術(shù)采用復(fù)合鉆進(jìn)與滑動鉆進(jìn)交替進(jìn)行。采用“PDC鉆頭+1.5°螺桿”組合直接定向造斜，堅持“少滑動、多旋轉(zhuǎn)、微調(diào)勤調(diào)”原則[3]，保證井眼規(guī)則、井壁穩(wěn)定。通過收集鄰井地質(zhì)資料，分析斜井段穿越每個層位的巖性。根據(jù)該套鉆具組合在不同巖性中的增斜率，提前設(shè)計剖面，合理調(diào)整滑動鉆進(jìn)與復(fù)合鉆進(jìn)的比例。待鉆井眼設(shè)計盡量降低井眼曲率，特別是避免局部造斜率偏高，確保井眼軌跡平滑，降低鉆進(jìn)時的摩阻和扭矩。斜井段滑動鉆進(jìn)進(jìn)尺占斜井段進(jìn)尺的25.O7％。
2．2 Æ215.9mm水平段施工摩阻和扭矩分析
在長水平段水平井鉆井過程中，由于鉆具與井壁底部形成的巖屑床相互作用，鉆井液固相含量高導(dǎo)致潤滑效果下降等[4]原因，鉆具與井壁之間的摩擦阻力隨著水平段長度的增加而不斷增大，影響水平段鉆進(jìn)長度。根據(jù)常規(guī)水平井實鉆分析，裸眼內(nèi)摩擦系數(shù)比套管內(nèi)摩擦系數(shù)大。Æ215.9mm井眼的水平段鉆至4851m，鉆水平段長度1200m，下Æ177.8mm套管固井。根據(jù)現(xiàn)場施工獲得的扭矩、摩阻數(shù)據(jù)分析(圖2、3)，通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，有效降低了長水平段施工過程中的摩阻系數(shù)，提高了施工效率。
鉆具組合：Æ215.9mmPDC+Æ172mm螺桿(1.25°)+Æ213mm扶正器+回壓閥+MWD接頭+Æ165mm無磁鉆鋌+轉(zhuǎn)換接頭(461×410)+Æ127mm加重鉆桿×17根+Æ127mm鉆桿×90根+Æ127mm加重鉆桿×28根+Æ127mm鉆桿
為了保證水平段鉆進(jìn)時能給鉆頭施加有效的鉆壓，鉆具組合采用倒裝鉆具。加重鉆桿位置分為兩部分，確保鉆具中和點的位置在下部加重鉆桿部分，上部加重鉆桿位于直井段或井斜30°以內(nèi)的井段。該組合復(fù)合增斜率0.3°／根～0.5°／根，復(fù)合鉆進(jìn)時扭矩較大，達(dá)16～24kN·m，滑動鉆進(jìn)時，工具面調(diào)整困難，摩阻較大，上提摩阻20～30t，下放30～50t。
2．3 Æ152.4mm水平段主體技術(shù)
2．3．1鉆具組合
Æ152.4mm PDC+Æ127mm螺桿(1.0°)+Æ148mm扶正器+回壓閥+MWD接頭+Æ120mm無磁鉆鋌+轉(zhuǎn)換接頭+Æ101.6mm加重鉆桿×13根+Æ101.6mm鉆桿×(225～345)根+Æ101.6mm加重鉆桿×33根+Æ101.6mm鉆桿
鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓40～60kN，轉(zhuǎn)速30r／min+螺桿鉆具，排量12 L／s，泵壓22.3～24.8MPa，扭矩11～l4kN·m。
待鉆井眼設(shè)計盡量降低井眼曲率[5]，特別是能避免局部造斜率偏高，以降低鉆進(jìn)時的摩阻和扭矩。為了滿足水平段施工需要，采用Æl27mm單彎螺桿，提高了螺桿的動力及使用壽命。該套鉆具組合復(fù)合增斜率0.2°／根～0.3°／根，滑動降斜率為0.3°／m～0.4°／m。進(jìn)行定向造斜采用MWD無線隨鉆測量方式，測點距鉆頭位置大約有12m的距離，每次測斜必須對井底走向進(jìn)行預(yù)測。根據(jù)不同鉆進(jìn)方式增斜規(guī)律，從而推斷出井底的井斜角和方位角。同時嚴(yán)格按照現(xiàn)場地質(zhì)導(dǎo)向人員要求控制軌跡，并通過巖屑、氣測值、伽馬、鉆時及鄰井地質(zhì)資料綜合分析，確保井眼軌跡穿越最有效的氣層中穿越(圖4)。
2．3．2優(yōu)選無線隨鉆測量儀器
由于該井鉆井至5637m時發(fā)生井漏，經(jīng)過堵漏后，鉆井過程中排量受限，排量為12～13L／s。該井前期采用海藍(lán)公司生產(chǎn)的座鍵式無線隨鉆測量儀器。由于水力振蕩器工作時產(chǎn)生的縱向振動相對較大，與該型號的無線測斜儀配合使用容易提前損壞儀器[6]，由于該井水平段后期為了應(yīng)用水力振蕩器。采用中天啟明生產(chǎn)的懸掛式MWD進(jìn)行隨鉆測量，下鉆至5100m測試儀器，當(dāng)排量小于l5 L／s時，該型號隨鉆測量儀器不工作，當(dāng)排量達(dá)15 L／s時，泵壓已達(dá)29.5MPa，隨鉆測量儀器才能正常工作。由于該井存在井漏現(xiàn)象，水平段鉆進(jìn)過程中排量受限，若下鉆到底后，鉆井液排量不能滿足MWD儀器發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速的需要，無法使用，起鉆更換隨鉆測量儀器。
采用APS無線隨鉆測量儀器配合水力振蕩器組合[7]。APS的渦輪發(fā)電機(jī)可在高達(dá)200℃的環(huán)境下提供可靠、持續(xù)的電源，并根據(jù)井眼狀況設(shè)置，以配合鉆具組合及井眼尺寸要求的排量。旋轉(zhuǎn)脈沖發(fā)生器通過增加和恢復(fù)鉆柱內(nèi)壓力來產(chǎn)生壓力脈沖信號。旋轉(zhuǎn)脈沖發(fā)生器能咀嚼通過可能卡阻其他脈沖器的堵漏劑材料，適用較寬范圍的鉆井液密度與工況。該井從6069m開始鉆進(jìn)，泵沖65沖／min，排量12L／s，泵壓24.5～25.5MPa，扭矩13～15kN·m，無線隨鉆儀器工作正常。該趟鉆施工進(jìn)尺346m，平均機(jī)械鉆速7.44m／h。
2．3．3水力振蕩器的應(yīng)用分析
長水平段存在摩擦阻力大，滑動鉆進(jìn)工具面調(diào)整困難，水力振蕩器可通過水力的作用產(chǎn)生沿鉆桿軸線方向上的振動，將靜摩擦阻力轉(zhuǎn)變?yōu)閯幽Σ磷枇?，摩擦阻力就大大降低，可以有效地減少因井眼軌跡而產(chǎn)生的鉆具托壓現(xiàn)象，保證有效的鉆壓，且不影響MWD儀器、螺桿鉆具的使用[8]，另一方面水力振蕩器產(chǎn)生軸向高頻振動，對鉆頭形成類似于沖擊鉆井的效果，也有利于提高機(jī)械鉆速。
該井鉆至6069m，為了提高滑動施工效率，水平段鉆具組合中應(yīng)用了水力振蕩器。根據(jù)水力振蕩器安裝原則，在鉆具組合中距離鉆頭位置的已鉆水平段長度的l／3處安裝，即該趟鉆中水力振蕩器距離鉆頭位置720m。在不同排量的情況下，在井口對水力振蕩器進(jìn)行壓力測試(表1)。下鉆到底后，泵沖65沖／min，泵壓23.0MPa，加壓至40～60kN，泵壓24.5～25.2MPa(未使用水力振蕩器時，泵沖65沖／min，泵壓是23～25MPa)。復(fù)合鉆進(jìn)至井深6105m，進(jìn)尺36m后需要調(diào)整軌跡進(jìn)行滑動鉆進(jìn)，但活動鉆具上提摩擦阻力18t，下放28～40t，經(jīng)過多次劃眼后，下放摩擦阻力依然較高，在20～30t(圖2)，調(diào)整工具面依然困難，滑動鉆進(jìn)效果差。進(jìn)行多次嘗試后，工具面依然調(diào)整困難。通過調(diào)整泵沖，改變排量，鉆進(jìn)至6415m，鵝頸管刺漏起鉆。起出水力振蕩器后井口測試，工具不工作，振動短節(jié)不振動，而且振動短節(jié)振動處有膠皮露出，這可能導(dǎo)致其在使用進(jìn)尺36m后，不能起到傳遞鉆壓和振動效果的原因(圖5)。
3 鉆井液體系
該井Æ215.9mm井段采用無土相復(fù)合鹽鉆井液體系，通過加入無機(jī)鹽和有機(jī)鹽提高體系抑制性[9]。在井斜角30°、45°、60°時需調(diào)整控制鉆井液的密度；通過增加陽離子乳化瀝青粉和細(xì)目碳酸鈣的含量，提高封堵性來降低地層的坍塌壓力；嚴(yán)格控制鉆井液的濾失量，要求APl濾失量控制在2mL以內(nèi)，該體系抑制性強(qiáng)、固相含量比較低(表2)，性能穩(wěn)定，有效提高機(jī)械鉆速[10]。
為了水平段鉆進(jìn)過程中降低摩阻及扭矩，控制井眼軌跡在最有效的儲層中穿越，在第三次開鉆的Æ152.4mm水平段采用強(qiáng)封堵油基鉆井液(CQ-SCO)。蘇里格區(qū)塊水平井采用無土相復(fù)合鹽鉆井液體系，由于水平段鉆遇泥巖概率大，為了平衡地層壓力，主要通過提高鉆井液密度平衡地層應(yīng)力，但是蘇5區(qū)塊地層承壓能力低，密度提至l.30g／cm3；時，漏失量增大。油基鉆井液通過強(qiáng)化封堵為基礎(chǔ)，控制低剪切速率下的流變性等(表2)，有效解決了超長水平段井壁穩(wěn)定性差、井眼清潔難度大及摩阻大能難題，確保了長水平段的川頁利施工。
4 鉆頭優(yōu)選
該井第二次開鉆的Æ241.3mm+Æ215.9mm井眼全部采用PDC鉆頭，直井段穿越多個層位，劉家溝組以上地層平均巖石可鉆性為3級，且波動范圍較小，相對均質(zhì)；劉家溝組以下井段鉆遇地層富含礫砂巖、含礫中粗粒石英砂巖，平均研磨性指數(shù)為6[11]。地層軟硬交錯比較嚴(yán)重，巖石可鉆性及抗壓強(qiáng)度波動范圍較大。根據(jù)地層巖性，優(yōu)選不同的鉆頭型號，有效地提高了鉆井速度(表3)。
5 Æ177.8mm套管漂浮下入技術(shù)
5．1 允許最大下套管速度
Æ177.8mm套管本體入井允許鉆井液上返速度取鉆桿本體處的環(huán)空上返速度，該井在Æ215.9mm井眼鉆進(jìn)時，排量為33L／s時，井內(nèi)無漏失現(xiàn)象，計算允許上返速度為：1.19m／s。下套管速度以鉆進(jìn)時鉆井液上返速度為依據(jù)計算[12]，裸眼井段內(nèi)套管下放速度為0.568m／s，每根套管長度按ll.0m計算，考慮下套管時的激動壓力等因素影響，附加安全系數(shù)1.5，套管下放時間T＝ll／0.568×1.5＝29s。裸眼內(nèi)斜井段和水平段每根套管的純下放時間應(yīng)控制在29s以上。
5．2 模擬套管剛度通井
該井Æ215.9mm井眼水平段長l200m，首次將Æ177.8mm套管下入長1200m的Æ215.9mm井眼內(nèi)，選用剛度大于Æ177.8mm套管剛度的通井鉆具組合進(jìn)行通井[13-14]，實施通井鉆具組合：Æ215.9mm牙輪鉆頭+Æ210mm扶正器+Æ165mm鉆鋌×2根+Æ210mm扶正器+Æ127mm加重鉆桿×l5根+Æ127mm鉆桿×180根+Æ127mm加重鉆桿×34根+Æ127mm鉆桿，計算鉆鋌與套管的剛度比(m)為：
式中D鉆鋌為鉆鋌外徑，mm；d鉆鋌為鉆鋌內(nèi)徑，mm；D套管為套管外徑，mm；d套管為套管內(nèi)徑，mm。
計算結(jié)果表明，套管剛度比鉆鋌小，可確保套管下至預(yù)定位置。
5．3 漂浮接箍的應(yīng)用
為了順利將Æl77.8mm套管下入長1200m的Æ215.9mm井眼內(nèi)，在套管串中應(yīng)用了漂浮接箍(圖6)。漂浮接箍上部的套管柱灌入鉆井液，下部的套管內(nèi)部充滿空氣(沒有鉆井液)，漂浮接箍下部套管入井后受到鉆井液的浮力作用降低了井壁對套管柱的摩擦阻力；而漂浮接箍上部的套管內(nèi)灌有鉆井液會增加套管柱的重量，確保套管順利入井。下到預(yù)定深度后向套管內(nèi)加壓，直到扣‘開滑套向下移動讓鉆井液與空氣進(jìn)行交換。當(dāng)流動穩(wěn)定后，整個套管柱內(nèi)都充滿了鉆井液投入下膠塞，注入水泥漿，浮鞋盲板打開。當(dāng)下膠塞坐定在滑套上后，剪斷銷釘，水泥漿就把下膠塞和漂浮接箍的兩個滑套一起下推向下部的浮箍下膠塞和兩個滑套坐定在浮箍上，并與浮箍密封。下膠塞破裂，水泥漿通過浮鞋泵出，頂替上膠塞，并與浮箍處的下膠塞和漂浮接箍組件形成密封，確保固井質(zhì)量。
該井順利后按設(shè)計要求接Æl77.8mm套管串，下部套管不灌鉆井液，下入l31根套管后接漂浮接箍，漂浮接箍安裝在套管串中井深3393m處(井斜60°左右)。剩下的套管在下入過程中每30根灌滿鉆井液，并按設(shè)計安裝扶正器。Æ177.8mm套管下至井深4845.4m，按照要求對地面管線和設(shè)備試壓達(dá)到28MPa。固井先注隔離液30m3，然后注水泥漿55m3(密度l.89g/cm3)。替漿67.1m3 (設(shè)計替漿94.9m3)頂替，憋壓20MPa候凝。
6 結(jié)論與建議
1)長水平段水平井采用單增剖面，斜井段曲率小，井眼軌跡平滑，鉆進(jìn)過程中摩阻及扭矩小，有利于長水平段施工。
2)該井采用特殊井身結(jié)構(gòu)，先在Æ215.9mm井段鉆進(jìn)一段水平井段，下套管固井后，再進(jìn)行Æl52.4mm水平段鉆進(jìn)，有效地減少鉆進(jìn)過程中摩阻及扭矩。
3)長水平段受井眼尺寸的限制，完井方式還需進(jìn)一步優(yōu)化。
4)逐步摸索出同一套鉆具組合在水平段不同巖性中得增降斜規(guī)律，有助于長水平段井眼軌跡在最有效的儲層中穿越。
5)無土相復(fù)合鹽鉆井液體系及強(qiáng)封堵油基鉆井液的應(yīng)用，有效解決了超長水平段井壁穩(wěn)定性差、井眼清潔難度大及摩阻大的難題，確保了長水平段的順利施工。
6)長水平段水平井井壁穩(wěn)定技術(shù)、井眼凈化技術(shù)、井眼軌跡控制技術(shù)、裸眼減摩技術(shù)、鉆頭優(yōu)選等配套技術(shù)還需進(jìn)一步完善。
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本文作者：石崇東 楊碧學(xué) 何輝 李星
作者單位：中國石油川慶鉆探工程公司長慶鉆井總公司
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