大牛气田水平井钻井提速技术

浅谈大牛气田水平井钻井提速技术

【摘要】为了提高大牛地气田油气储藏动用率和单井产能，2002年在大牛地气田首次进行了水平井施工，经过多年水平井提速的探索与研究，大牛地气田水平井在井身结构、钻头选型、钻井液防塌技术和下套管固井防漏等方面逐渐形成了一系列配套成熟的特色技术，通过现场施工表明，这些配套技术在大牛气田提速提效上取得了较好效果，对其它油气田水平井提速提效也具有重要参考价值。

【关键词】大牛地气田水平井井身结构钻头选型

1 井身结构优化技术

1.1 大牛地气田水平井井身结构发展

井身结构是钻井工程设计的重要内容之一，大牛地气田水平井井身结构大致经历了三个阶段。过去由于结构不合理，导致建井周期长，成本高，事故率也高现象，从2010年至今，形成了水平段φ152.4mm小尺寸井眼中长半径为主井身结构，水平段长约800m，从已钻近10口水平井进行统计，钻井周期大幅缩短，钻井事故和复杂情况大幅减少，并形成了与之相配套的大牛地气田水平段分段压

裂成熟技术。

1.2 大牛地气田水平井井身结构评价分析

（1）通过井身结构优化技术，钻井周期大幅缩短，通过井身结构优化，大牛地气田水平井钻周期由过去平均100多天降低到平均50.79天，根据近几年试气情况看，小井眼单井产能整体高于大尺寸井身结构井眼。

（2）水平井井身结构优化，除钻井周期缩短，钻井施工成本也降低1倍以上，全井井下事故和复杂情况大幅减少。

2 水平井水平段pdc钻头选型研究及应用

2.1 大牛地气田水平井pdc钻头优选难点

（1）根据大牛气田地层可钻性特点和分析研究大牛地气田各类pdc钻头多年使用情况，大牛地气田目的层井段下石盒子组、山西组和太原组几套地层都不同程度的含有砾石，地层研磨性强，水平井存在单只钻头进尺少，机械钻速低等问题。

（2）大牛地气田地层研磨性强，水平井pdc钻头需要具较强的

保径能力，且水平段较长，摆工具面和调整次数多，除了要求有较高机械钻速，还要考虑到定向摆工具面和定向钻进时的稳定性。

2.2 大牛地气田水平井pdc钻头现场应用及改进情况

（1）根据2007年水平井pdc钻头试验分析总结，2008在 dp4

井和pdc钻头厂家合作，共同研究制定新试验方案，使用5刀翼19mm 大复合片pdc钻头，首次现场试验型号m1952fc钻头，并取得较好效果，部分水平井水平段几乎全部使用了m1952fc钻头。

（2）2009年在dp16井水平段为太原组，地层含砾，施工中出现了m1952fc单只钻头进尺少，复合片早期破坏严重，根据现场情况，对m1952fc钻头复合片进行了改进，改进后钻头型号名称为

m1655fc。两种钻头由于复合片大小不同，适应地层不同，除水平井成熟使用，在近几年大牛地气田定向井和直井中应用也取得较好效果，并能能适应大牛地气田目前钻遇所有地层组。

2.3 定型后近年来pdc钻头现场应用情况

2008年至2011年大牛地水平井中大部分使用了m1952fc和m1655钻头，并取得较好效果，在近几年单只钻头进尺方面，在水平井中和普通开发井中均保持着大牛地气田最好记录，在2011年大牛地

气田几个区块钻井周期最短记录几口中几乎全部使用了以上型号该钻头。大牛地气田近几年在不同井中钻头使用最好数据统计见表1。

3 水平井井壁失稳研究及应用3.1 大牛地气田水平井失稳情况

在大牛地气田水平井施工中，在近水平段多次发生上石盒子组泥岩段、山西组或太原组煤层严重垮塌造成埋钻等井下复杂情况，影响水平井的钻井效率，a点前施工的难点主要是造斜井段，特别是近水平段钻遇上石盒子组大段泥岩或是山西组的大段煤层，由于井斜增大，不稳定井段加长，垮塌应力方向相应改变，使得地层更容易发生垮塌引起井下复杂情况甚至卡埋钻事故。3.2 大牛地气田水平井失稳研究与对策

（1）大牛地气田失稳主要有2种类地层，最典型有df1井和dp3井，df1井a点前几次失稳，主要原因是煤层不稳定，不稳定井段主要在井斜超过50度以下井段；dp3井失稳井段2670m～井底，井斜60度以下井段，失稳主要是上石盒子下部，掉块主要为棕褐、灰色泥岩坍塌掉块引起。

（2）df1井和dp3井失稳都有一个共同点，钻井液密度偏低、钻井液防塌能力差。针对以上难点，主要采取了提高钻井液密度和增

强钻井液防塌能力来稳定井壁，两口井均将比重提高到1.25～

1.30g/cm3，另外在钻井液封堵方面，在原浆中加入了3%磺化沥青作为封堵防塌材料，2口井钻井液调整后直至完钻，井眼稳定正常。

（3）在此基础上逐渐形成了适应大牛地气田的聚合物磺化钻井液体系，在后期施工水平井中，井壁失稳事故及复杂情况明显减少，尤其dp16井，钻遇煤层和炭质泥岩共42.5m，最大井斜到达76度，钻井、测井和下套管固井均正常。

4 水平井a点下套管防漏技术

4.1 a点φ21

5.9mm井眼下φ177.8mm技术套管井漏原因分析

根据多年井漏统计分析，大牛地气田从新生界到上古生界地层压力系数最低的地层是刘家沟组，该地层在钻井和完井作业易出现井漏，主要原因有：

刘家沟组地层压力系统低，漏失当量密度1.37 g/cm3左右。

φ177.8mm技术套管和φ215.9mm井眼之间间隙较小，套管下放速度过快易产生压力激动压漏地层。

技术套管井眼之间间隙较小，套管扶正器在下套管过程中在井壁刮出大量泥饼粘附扶正器形成活塞，下放时易憋漏地层。

4.2 防a点下技术套管井漏技术措施

（1）在下套管前应大排量循环泥浆2～3周，将井内岩屑充分携带出井，确保井眼干净。

（2）控制下放速度，每根套匀速下放时间控制在60～100秒。