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 well

2.2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