常兴浩，秦玉英，王锦昌

(中石化华北分公司，河南 郑州 450006)

引 言

1 前期水平井钻井遇到的问题

钻遇二叠系延长组砂砾岩渗漏性强地层，易缩径卡钻，且砾石容易使钻头蹩跳;和尚沟组、石千峰组泥岩坚硬，细砂岩、粉砂岩研磨性强，并且含少量砾石［2－3］，可钻性差，PDC 钻头憋跳钻严重，牙轮钻头易发生牙齿剥落，掉牙轮事故。

以山西组为目的层的水平井，斜井段钻遇煤层易发生垮塌，垮塌原因主要是煤层的层理结构和裂隙结构发育，煤层应力敏感性高，尤其是大斜度井段容易发生井壁垮塌［1］。DF1井目的层为下二叠统山西组气层，造斜段钻遇43 m厚煤层，施工中发生煤层垮塌，填井侧钻［4］。DPS－1井，在山西组造斜井段钻遇煤层，发生垮塌，划眼无法通过，被迫打水泥塞回填侧钻。DPS－2井在山西组钻遇3套煤层，多次发生起下钻遇阻情况，由于煤层垮塌，2次打水泥塞回填侧钻［1］。

下石盒子目的层非均质性强，泥岩夹层不等厚分布，钻遇长段泥岩易泥包、卡钻，因此需要进行回填侧钻或悬空侧钻，并且往往侧钻轨迹垂深调整较大，井眼轨迹控制难度增大。例如，DP1井水平段3次回填侧钻，1次悬空侧钻。DP35－1井设计A靶点岩性发生变化，深度较预测深度上提14.1 m。为了准确中靶被迫加大造斜率，最大造斜率达0.48°/m［4］，工程施工风险加大。

2 优快钻井技术

2.1 小井眼井身结构优化

水平井试验早期采用的井身结构水平段为ø215.9 mm井眼，如DF2井，井身结构详见表1所示。当时水平段选用ø215.9 mm井眼主要原因是:①井眼尺寸大，钻柱的环空间隙相对较大，钻柱的起下相对安全，对钻井出现的复杂情况处理手段相对较多［5－6］;②低渗砂岩储层必须压裂改造才能有效建产，而当时的压裂工具不够成熟，压裂工具在ø215.9 mm井眼作业相对安全。

水平段ø215.9 mm大井眼井身结构是导致机械钻速慢的主要原因:①由于井眼尺寸大，单位进尺钻头切削岩石体积多［5］;②钻头尺寸切削岩石表面积大，钻机功率在钻头处的消耗就大;③钻柱尺寸大，扭矩大，钻机余量相对较小。以上因素直接导致了机械钻速慢，钻井指标低。2009年开始试验水平段ø152.4 mm井眼的井身结构(表1)。该井身结构较优化前井眼尺寸整体缩小一级，井眼尺寸的缩小，改善了大井眼井身结构的不足，在同等钻机能力情况下大大提高了机械钻速，同时也能够满足目前的压裂技术要求。

表1 井身结构优化前后对比

2.2 井眼轨道设计优化

水平井试验初期井眼轨道采用五段制(直—增—稳—增—平)或七段制(直—增—稳—增—稳—增—平)剖面设计。例如DP1井、DP35－1井设计靶前距为230 m，采用七段制剖面设计，最大增斜率为0.28°/m，又如DP5井，采用五段制剖面设计，造斜段增斜率分别为0.21°/m、0.14°/m。设计靶前距短，增斜率大，是导致机械钻速慢［7－9］、指标低的又一重要原因:①该区造斜段最大采用1.5°单弯螺杆工具造斜，1.5°单弯螺杆滑动增斜能力为0.33～1.17°/m，要满足设计0.28°/m的增斜要求，就要求钻具钻进1个单根(9 m)，必须滑动钻进7～8 m，而滑动钻进的机械钻速较复合钻进低，就导致了斜井段机械钻速低，进而影响全井的钻井指标;②斜井段机械钻速慢，在钻遇煤层、泥岩地层时容易发生井壁垮塌、失稳，一旦发生井壁失稳，钻井指标势必大大降低，因此斜井段机械钻速低是制约钻井提速的一大因素。

在总结前期问题的基础上进行了井眼轨道剖面优化，优化后靶前距为350～400 m，采用三段制剖面设计，造斜率为0.14～0.16°/m，采用该轨道设计后，造斜段进尺1个单根(9 m)，滑动钻进4～5 m，复合钻进4～5 m，复合钻进比例的提高，提高了该井段的机械钻速，提高了钻井指标。优化前后的造斜率见表2。

2.3 煤层安全钻进技术

以山西组为目的层的水平井钻遇煤层发生井壁垮塌是制约钻井指标提升的又一重要因素。现场对煤层取样、机理分析表明，山西组煤层层理性较强，块状结构不明显，煤层的层状结构决定了煤层在垂直方向上胶结力薄弱，表现为层与层之间胶结力较层内胶结力小，并且胶结物易吸水释放粘贴力，导致煤层更容易沿层理成片状剥落掉块，在井斜越大的井段，煤层的层状结构更大面积的暴露于井筒中，在水平段，煤层的层理直接与井筒平行。煤层的层状结构越大面积的暴露于井筒，就越容易垮塌掉块［1］。

《城市绿线管理办法》《城市规划编制办法》等一系列部门规章，覆盖了风景园林行业的规划设计、组织管理、景观保护等方面，通过行政介入与政府引导的方式有效地加强了风景园林规划建设的运行与管理。

在对煤层垮塌机理研究的基础上，提出了相应对策。

(1)确定合理的钻井液密度维持适当的静液柱压力，以保持煤岩应力处于平衡状态，尽可能降低钻井液滤失量。对比分析了13口水平井进入煤层后钻井液密度情况，密度为1.17 g/mL的DP8井，1.18 g/mL的DPS－1井，1.20 g/mL的DP7井都发生了严重的煤层垮塌事故，划眼不能通过，只能采取回填侧钻的方式处理垮塌;密度为1.25 g/mL的DP11井、DP12井、DP17井、DPS－3井，密度为1.23 g/mL的DP6井，都顺利钻过了煤层。

(2)维持钻井液具有良好的流变性，保持钻井液具有良好的润滑性。对比研究14口井的的漏斗黏度和动朔比，顺利穿过煤层的井，如DP9井、DP6井、DP11井、DP15井、DP10井、DP12井、DP17井和DPS－3井，钻井液漏斗黏度为60～95 s。

(3)严格控制钻井液的含砂量和滤失量。

(4)在进入煤层前50 m开始降低转速，控制起下钻速度，减少旋转钻具和压力激动对煤层井壁的影响。对比了13口水平井进入煤层后的起下钻速度，起下钻速度越快，越容易发生煤层垮塌事故。最典型的是DP7井，煤层垮塌前的1趟起下钻均速高达18.18 m/min。DPS－1井煤层垮塌前的1趟起下钻均速为12.9 m/min，DPS－2井煤层垮塌前的1趟起下均速为14.21 m/min。进入煤层起下钻速度较小的井发生煤层垮塌的风险较小，如DP9井、DP6井、DP15井和DP13井煤层段起下钻均速分别为5.7、7.3、5.5 和7.8 m/min。

(5)钻进煤层时应采用大水眼钻头，减少射流对井壁的冲蚀，同时加大排量，保证携岩;进入煤层前要简化钻具组合，不带稳定器、扶正器，尽量减少钻铤数量，配接加重钻杆［1］。

安全钻进煤层技术现场应用后取得了良好的效果。例如DPS－7井造斜段穿越102 m煤层，井壁无垮塌，后续管柱下入安全。

2.4 二开上部直井段复合钻进技术

针对二开上部井段(直罗组—延长组)地层胶结性差，可钻性高，但易井斜的特点，优化采用“PDC+螺杆”的复合钻具组合:ø215.9 mm钻头+ø172 mm直螺杆 +ø214 mm扶正器 +ø177.8 mm钻铤6根+ø158.8 mm钻铤7根+ø127 mm钻杆串。该钻具组合的优点是:①防斜效果好，由于螺杆的转速较高，在相同进尺下切削下井壁的转数比常规组合高出几倍，只要钻头紧贴下井壁，其防斜效果非常好，特别是在倾斜地层，效果明显［10］;②机械钻速快，由于螺杆的钻速高，机械钻速明显提高，对于软—中软地层，机械钻速可提高50% ～100%。

该钻具组合的本质是钟摆+螺杆，其机理是直螺杆上部的ø214 mm扶正器使下部螺杆钻具具有钟摆效应，螺杆的高速旋转增加了横向切屑力和横向切削频率，从而具有一般钟摆钻具组合所不及的防斜能力，螺杆的高转速配合高效钻头也使得机械钻速大大提高。自推广该钻具组合后，大牛地地层上部直井段的机械钻速得到了很大提高。取得了良好的应用效果。表3为2012年上半年使用PDC+螺杆的复合钻进技术与2011年使用普通钻具组合的对比表。由表3可知，2012年复合钻进二开第1趟钻进平均进尺为1 023.73 m，较2011年增长263.59 m，其中平均机械钻速为36.09 m/h，较2011年二开第1趟钻进机械钻速(22.44 m/h)提高60.82%。

表3 2012年二开第1趟复合钻进与2011年普通钻进方式对比情况

3 应用效果

截至2012年7月底，经过逾100口水平井的实践，逐步形成了大牛地气田水平井关键钻完井工艺技术，钻井指标得到了很大提升。平均钻井周期从2002年DP1井的139.0 d，缩短到2012上半年的61 d，平均机械钻速从DP1井的3.02 m/h提高到2012上半年的6.75 m/h。其中无导眼水平井DPH－10井(水平段长度为1 200 m)以钻井周期31.71 d创造了工区水平井钻井周期最短纪录，有导眼水平井DPH－14井(水平段长度为1 200 m)以钻井周期39.17 d，创造了工区有导眼水平井最短周期纪录，DPH－17井(水平段长长度为1 200 m)全井平均机械钻速为11.68 m/h，创造了工区水平井平均机械钻速最高纪录。

DPH－10井是大牛地气田在鄂尔多斯盆地部署的1口开发井，设计井深为4 097.39 m，水平段长为1 200 m，目的层为下石盒子盒1气层。该井设计水平段采用ø152.4 mm井眼井身结构设计，轨道剖面采用三段制单增剖面设计，设计造斜率为0.16°/m。二开直井段为396～2 322 m，采用PDC+螺杆复合钻进方式，二开第1趟钻采用钻头GD1605T复合钻进，机械钻速高达68.68 m/h，进尺440.95 m，二开第2趟钻为复合钻进，采用钻头M1655FC，一趟钻进尺为1 000.03 m，机械钻速为24.5 m/h，大斜度井段着陆前1只HJ517G钻头机械钻速为4.84 m/h，进尺为261.61 m。三开水平段第1只 P5235MJH钻头机械钻速最高，达到16.11 m/h，水平段第2只PDC钻头M1652C钻进井段为3 266.91～3 605.00 m，进尺为338.09 m，机械钻速为12.64 m/h。该井钻井周期为31.71 d，全井平均机械钻速为11.38 m/h，创大牛地气田水平井钻井周期最短纪录［10］。

DPH－14井是位于鄂尔多斯盆地的1口开发井，设计井深为3 864.09 m，水平段长为1 200 m。采用水平段ø152.4 mm井眼的三级井身结构，主井眼轨道剖面采用三段制单增剖面设计，设计造斜率为0.16°/m，该井实施导眼。二开上部直井段采用PDC+螺杆复合钻进模式，第1只钻头为M1655FC钻头，在延安组、延长组、二马营组井段进尺为868.29 m，平均机械钻速为26.11 m/h;第2只仍采用M1655FC钻头，进尺为800.09 m，平均机械钻速为14.00 m/h;导眼段使用1只PDC钻头，进尺为240.81，机械钻速高达8.12 m/h。水平段第1只钻头为P5335MJ钻头，进尺达671.16 m，机械钻速高达17.43 m/h。该井在实施导眼的情况下，钻井周期缩短为39.17 d，取得了良好的应用效果。

4 结论与认识

(1)井身结构的优化，井眼尺寸的有效缩小，是机械钻速大大提高、钻井周期大幅缩短的重要前提和保障。

(2)二开上部直井段复合钻进方式的采用，大大提高了PDC钻头的转速和切削岩石的效率，是机械钻速提高的又一重要因素。

(3)井眼轨道的优化，造斜段造斜率的降低，提高了复合钻进的比例，提高了斜井段的机械钻速，大大提高了钻井指标。

(4)煤层安全钻进技术的应用，降低了钻遇煤层的风险，安全钻过煤层是钻井指标提升的又一重要保证。

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