JMSR页岩油水平井优快钻井关键技术

JMSR页岩油水平井优快钻井关键技术摘要:JMSP油田页岩油钻进过程中面临井眼轨迹控制难度大、易发井漏、井壁稳定性差、造斜至水平段存在托压、摩阻扭矩大等技术难题，影响了页岩油的勘探开发效益。

为提高长水平段钻井技术水平，首先对不同的技术难题进行原因分析，针对问题并结合现场实际情况提出了优化井深结构、旋转导向控制井眼轨迹、设计激进式水力参数、优化泥浆性能、优选钻井提速工具等技术措施，提高了钻进效率，形成了JMSP页岩油长水平段优快钻井技术，并在10口页岩油水平井进行了现场应用，水平段平均机械钻速提高17%，创造了JMSP油田多项记录。

研究与应用表明，JMSP页岩油长水平段优快钻井技术提高了钻井效率，也为国内页岩油长水平段高效钻进提供了借鉴和指导。

关键词：页岩油；水平井；长水平段；钻井；油基钻井液；JMSP凹陷概述JMSP油田位于ZGR盆地东部JMSP凹陷，属于典型的页岩油油藏，自上而下依次为第四系，新近系，古近系，白垩系吐谷鲁组，侏罗系齐古组、头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组，三叠系克拉玛依组、烧房沟组、韭菜园组，二叠系梧桐沟组、芦草沟组等层位。

主要储层为二叠系芦草沟组，已落实共控储量超xx亿吨，已成为国内首个规模化开发的陆源碎屑沉积页岩油藏，已获批建立国家页岩油勘探开发示范区，旨在示范中国陆相页岩油资源的规模效益建产[1-3]。

JMSP页岩油是实现XJ油田持续上产规划目标的重点领域，按照十三五规划要求，XJ油田原油产量至2025年达到XXXX万吨。

其中JMSP页岩油产量达到XXX万吨以上，将有力支撑规划目标的实现[4-8]。

该区域在钻井过程中，存在井漏、井壁失稳、定向托压等难题，制约了钻井效率。

为此，优化了井深结构、井眼轨迹控制、钻井参数，优选了钻井设备和提速工具，制定了一系列技术措施，形成了JMSP页岩油水平井优快钻井关键技术，并进行了现场试验且效果良好，值得在该区域推广应用。

1、长水平段技术难点分析JMSP页岩油水平井垂深3500~3800m，水平井井深超过5500m、水平段长超过1500m、裸眼段长超过3000m，平均钻井周期77.85d，建井周期88.83d，平均机械钻速9.26m/h。

本区域地层齐古组中部至西山窑组主要为煤线、泥岩段及砂泥岩薄互层段，克拉玛依组至烧房沟组中部主要为褐色泥岩，梧桐沟组中部及上部主要为灰色、褐色泥岩段。

分析认为，主要存在以下技术难点：（1）井漏、井壁稳定问题突出。

第四系、新近系有直径30mm左右的鹅卵石，最大直径可到100mm地层孔隙发育，容易发生井漏甚至串槽到地表，占复杂比例23.42%。

侏罗系泥岩较发育，水敏性强，容易造成井眼缩径，垮塌，划眼占复杂比28.74%。

（2）定向托压严重，影响机械钻速。

已钻水平井托压严重（300kN），起下钻拉力阻力大（600kN）,定向钻进机械钻速低（3m/h），部署的长水平段水平井发生管柱屈曲风险加剧，水平段延伸能力受限。

（3）地层纵向夹层多、岩性变化大、可钻性差。

新近系、古近系膏质、灰质泥岩发育存在卡钻风险；侏罗系泥岩较发育、水敏性强易发生井眼缩径甚至垮塌；韭菜园子组至梧桐沟组井段坍塌压力高、裂缝发育存在井漏、垮塌风险。

（4）钻井设备要求高。

井深、水平段及裸眼段长，扭矩大、摩阻高、循环压耗高，对钻井设备的性能要求高，需要优选合适的钻井设备。

2、优快钻井关键技术2.1井身结构优化设计JMSP页岩油水平井一般采用三开设计井身结构，即表层套管下至500m、技术套管下至水平段起点（2700m），达到封隔侏罗系易漏地层合梧桐沟组易坍塌地层的目的。

随着防漏防塌钻井技术的进步，在满足平衡压力钻井前提下，结合钻井管柱摩阻扭矩分析结果，优化设计为二开井深结构（图1）。

其中，一开套管下至侏罗系齐古组（1800m），封隔第四系、新近系易漏地层，为油基钻井液钻进创造有利条件；二开套管下至完钻井深，较之前常规的三开设计成本降低、周期缩短。

图1 JHW59-XX1井井深结构设计Fig.1 Well depth structure design of JHW59-XX1 well2.2井眼轨迹控制为了选择经济高效的轨迹控制方式，开展了摩阻分析预测。

选取参数裸眼段摩阻系数0.35、套管段摩阻系数0.25、钻井液密度1.58g/cm³、塑性粘度40mPa·s、排量32L/s进行了模拟计算，结果如下（图2）：图2 JHW59-XX1井二开摩阻预测图Fig.2 Prediction diagram of friction in the second opening of Well JHW60-XX1可见，下钻至4400m出现螺旋弯曲，该条件下采用滑动导向钻井系统已经不能顺利钻完井了。

考虑到防碰要求，再结合上述模拟分析结果，一开井段（1800m以浅）控制造斜率2.5°/30m，使用“常规螺杆+MWD”控制井眼轨迹；二开上部井段（1800~3600m）控制造斜率2.5°/30m，使用“常规螺杆+MWD”控制井眼轨迹；二开造斜段、水平段决定采用旋转导向钻井系统控制井眼轨迹，提高轨迹控制精度和效率。

2.3激进钻井参数设计为保证钻井过程的安全高效，提高井下故障处理能力，选用DQ70DBS顶部驱动装置（最高转速200r/min、最大连续输出扭矩60kN·m），F-1600型钻井泵（额定工作压力35MPa、最大排量67L/s）。

利用Landmark软件模拟计算JMSP页岩油典型水平井的钻井参数，结果如下（图3~6）。

图3 JHW59-XX2井摩阻预测图Fig.3 The friction prediction diagram of JHW59-XX2 well图4 JHW59-XX2井扭矩预测图Fig.4 Torque prediction diagram of Well JHW59-XX2图5 JHW59-XX2井水力参数预测图Fig.5 Prediction diagram of hydraulic parameters of JHW59-XX2 well图6 JHW59-XX2井井眼清洁预测图Fig.6 Wellbore cleaning prediction map of JHW59-XX2 well为解决上述水力功效不足、环空压耗高、岩屑上返困难等问题，采用了激进式水力参数设计，即钻井参数、水力参数的设计值超出常规钻井的现场应用数值。

又结合该地区不同地层特点，做出相应微调，形成一地层一参数的特色钻进模式。

表层第四系、新进系为未胶结成岩的黄土层，部分地区多含裂缝，钻井过程极易发生窜槽泥浆窜至地面，采用小排量（25~30L/s）钻进。

表层新近系、白垩系采取大钻压（60~120kN）、大排量（65L/s）、高转速（100rpm+马达）的激进钻井参数。

二开直井段（1800~3400m）头屯河组含砾，钻头容易先期损坏，西山窑组、八道湾组煤层易塌，韭菜园组、梧桐沟组地层容易坍塌并且可钻性差，煤层井段（2400~2800m）适当降低排量（30L/s），（2800~3400m）大钻压（80~120kN）、大排量（35L/s）、高转速（100rpm+马达）。

二开造斜段、水平段后由于梧桐沟组可钻性差、水平段芦草沟组岩性为灰褐色泥质粉砂岩可钻性差、水平段携砂困难，采用大钻压（100~120kN）、大排量（35L/s）、高转速（100~120rpm）、高泵压（25~30MPa）的激进钻井参数。

2.4提速工具优选当井斜角、裸眼段长度增加到一定程度，仅仅依靠提高钻井液排量、钻柱转速等方式无法有效解决井眼清洁难题，此时需要利用井眼清洁器，通过其机械切削与旋流扰动的双重作用，破坏、清除已有岩屑床，并预防新岩屑床的形成。

起到清洁井眼、优化井眼质量、降低事故复杂，提高钻井时效、缩短钻井周期的作用。

利用江海全尺寸井眼钻井工程分析系统软件，计算井眼清洁状况（计算条件：机械钻速10m/h、排量32L/s、顶驱转速100rpm、钻井液密度1.58g/cm³）。

通过计算发现该区块水平井二开造斜及水平段岩屑浓度高达11.61%，岩屑床高度最高达30mm，该井段施工存在卡钻风险。

由下图（图2）可见，在3500m至井底，每间隔350m加装1支井眼清洁器后（共6支），岩屑浓度最高仅为4.86%，岩屑床高度最高仅为17.7mm。

同时满足岩屑浓度＜5%，岩屑床高度＜井眼直径10%的井眼清洁理论，施工安全。

图7 JHW60-XX1井井眼清洁状况对比Fig.7 Comparison of wellbore cleanliness of JHW60-XX1 well2.5水平段钻井液技术JMSP区域齐古组至西山窑组、克拉玛依组至烧房沟组、梧桐沟组中上部存在大段泥岩，且裸眼段长存在井壁失稳的问题；梧桐沟组、芦草沟组裂缝发育，易发生井漏（图x）。

图8 井漏分析统计图Fig.8 Statistic chart of lost circulation analysis针对二开井段存在的井壁失稳及井漏问题，选用BH-OBM油基钻井液体系，主要配方：80:20油水比（白油:30%CaCl2水溶液）+1.5%~2%有机土+2%~3%主乳化剂+3%~3.5%辅乳化剂+4%降滤失剂+3%氢氧化钙+0.5%提切剂+1%~3%封堵剂+重晶石。

为减少水相侵入地层，有效预防煤层和水敏性强地层遇水膨胀垮塌，控制油水比80：20以上；为了提高地层承压能力，预防井漏，在薄弱地层段提前加入BZ-OFL、细目钙等封堵材料；密度控制在1.52g/cm3以上，进入造斜段缓慢逐步提密度至设计上限1.58g/cm3。

实用效果表明，上述油基钻井液配方及维护措施稳定井壁、降摩阻效果非常好。

表1 油基钻井液性能参数计表Table 1 Oil-based drilling fluid performance parameter meter密度/（g·cm -3）漏斗粘度/S塑性粘度/（mPa·s）初切/Pa终切/Pa含砂/%电稳定性/v1.42~1. 5848~9029~452.5~64~11≤0.5800~1002.6长水平段完井管柱优快下入技术利用Landmark软件，分别选取摩阻系数管内0.2/管外0.25；管内0.2/管外0.3；管内0.2/管外0.35（泥浆密度1.58g/cm³、塑性黏度40mPa·s、动切20Pa）模拟计算了JMSP区域典型水平井的套管下入情况（图9），结果发现常规下套管难以顺利下入。

图9 常规方式下套管模拟Fig.9 Casing simulation in conventional way针对常规方式套管下入困难的问题，根据生产适应性，可以采用旋转下套管技术或漂浮下套管技术。