宋洪杰
中石化华北石油工程有限公司西部分公司 河南省郑州市 450007
摘要：东胜气田锦58井区储层属于低压、低孔、低渗，采用水平井开发以来，造斜段钻遇刘家沟、石千峰等地层，易发生井壁失稳、漏失等复杂情况，导致处理时间长，技术套管固井质量差。为实现提速提效，提高固井质量的目的，开展了复合井眼优化研究与现场试验。在三级井身结构基础上缩减井眼尺寸，即二开至造斜点采用Ф241.3mm钻头钻进至造斜点，造斜点至A点采用Ф222.3mm钻头钻进，下入Ф177.8mm技术套管固井。2020年在锦58井区高风险区试验3口井，试验结果表明，复杂情况减少，施工周期大幅缩短，机械钻速提高42.17%，井壁稳定，能够实现全井固井质量优良。实现了水平井安全钻井、提高固井质量的目的，为锦58井区高风险漏失区域水平井的设计和施工奠定技术基础。
关键词：东胜气田；水平井；复合井眼；井身结构；固井质量
0 引言
东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部，是中国石化在鄂尔多斯盆地发现的又一储量规模超“千亿方大气田”，但由于位于盆地边缘，地质条件较为复杂、区块内部复杂程度不一，产能建设过程中，钻完井仍面临着漏塌复杂情况较多的现象。2019年东胜气田锦58井区中高漏风险区水平井平均钻井周期78.6天，是低漏风险区水平井平均钻井周期的1.49倍，二开钻井漏塌平均损失时间达16.6天；且高漏风险区固井质量较差，固井优良率仅有80%、胶结差的井段平均长度达到991.5m，漏塌复杂导致的长钻井周期严重制约着产建进度、较差的固井质量给气井的长效生产带来了安全隐患。为解决漏塌复杂风险及损失时间，进而缩短单井建井周期，提高固井质量，提出二开采用复合井身结构设计，实现斜井段钻井提速，二开固井质量提升的目标。通过试验探索，采用复合井身结构，斜井段提速明显，复杂情况大为减少，固井质量有效提升，效果显著。
1 工程地质概况
东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部，在区域构造上，横跨鄂尔多斯盆地伊盟隆起、伊陕斜坡、天环坳陷三个构造单元，锦58井区所属十里加汗区带在泊尔江海子断裂带以南地区，构造单元上位于鄂尔多斯盆地的伊陕斜坡与伊盟隆起结合部；总体上为平缓的向南西倾斜的单斜形态，与区域构造背景相吻合，局部构造较为复杂。主要目的层为下石盒子组盒1、盒2及盒3，其中盒1段地层埋深2900～3300m，平均埋深3100m；盒3段地层埋深2600～3200m，平均埋深3000m[1]。
上部刘家沟组及部分区域盒1段漏层裂缝特征如下：刘家沟组中部——石千峰组中部发育水平层理缝、含垂直诱导缝且延展度大；裂缝宽度在1.3-9.4mm之间，缝长在5-10m之间，且随压力波动有更大范围的开合现象。
盒1储层段局部发育天然微裂缝，裂缝宽度小于1mm。根据室内实验、测井数据分析，可知易垮塌层石千峰组、上石盒子组泥岩理化特征有：粘土含量占比26%，相对较低；粘土矿物以伊蒙混层为主，占比69.87%；裂缝宽度：1-30μm；滚动回收率较高：86%；膨胀率较低：18%[2-3]。
目前的适用的三级井身结构水平井，低承压能力的刘家沟组与高坍塌压力石千峰组、石盒子组处于同一裸眼井段，导致安全钻井液密度窗口窄，漏塌严重。通过计算，可得锦58井区密度窗口：中、低风险区域安全钻井液密度窗口1.15-1.25g/cm3，高风险区安全钻井液密度窗口1.18-1.20g/cm3；固井水泥浆采用1.30g/cm3难以返至地表。根据前期施工井复杂情况及工程地质特征分析，按照漏失风险大小对锦58井区进行了划分（见图1）。
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2 常规井身结构设计
东胜气田采用水平井开发以来，采用三级井身结构，三段制井眼轨道设计，一开采用Φ311.2mm钻头钻进，下Φ244.5mm表层套管，二开Φ222.3mm钻头钻进至A点，下Φ177.8mm技术套管，三开水平段采用Φ152.4mm钻头钻进至B点完钻（见表1）。
表1井身结构数据表
开次 井眼尺寸（mm）×井深（m） 套管尺寸（mm）×下深（m） 水泥返高
一开 Φ311.2mm × 401m Φ244.5mm × 400m 地面
二开 Φ222.3mm ×（A点） Φ177.8mm ×（A点） 地面
三开 Φ152.4mm ×（B点） 裸眼预置管柱完井/套管固井完井 /
经过现场应用，该套井身结构能够实现东胜气田锦58井区的成井需要，但漏失高风险区域水平井钻井过程中漏失、垮塌延长施工时间及固井过程中漏失影响固井质量的问题仍然存在。通过对锦58井区2015-2019年平均单井漏失、垮塌等时间进行统计，绘制锦58井区复杂处理时间统计柱状图（见图 2）。
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从图2中可见，从2015年到2019年平均单井井漏处理时间有所减少，但在2017-2019年期间复杂处理时间减小幅度不大，以2019年为例，平均单井复杂处理时间14.83d，固井优良率仅82.3%。导致钻井周期过长，提速效果差，严重制约产能建设，也为后续施工留下隐患。
3 复合井眼设计及论证
2020年通过对前期施工井进行分析，并结合锦58井区风险漏失区地质特征，对现有三级结构水平井进行设计优化，二开采用复合井眼设计，直井段与造斜段采用不同尺寸井眼尺寸，进而增加井壁稳定性，缩短二开施工时间，加快下技术套管固井进度，提高技术套管固井优良率，由此提出了二开采用复合井眼设计思路。
经过分析、论证，提出了一种复合井眼设计思路，井眼轨迹采用原方案，即三级井身结构，一开封固第四系，二开至造斜点采用Ф241.3mm钻头钻进至造斜点，造斜点至A点采用Ф222.3mm钻头钻进，下入Ф177.8mm技术套管固井，三开采用Ф152.4mm钻头钻至B点，然后下完井管柱[4]。具体井身结构数据见表2。
表2 复合井眼设计数据表
开数 井眼尺寸（mm）×井深（m） 套管尺寸（mm）×下深（m） 水泥返高
一开 Φ311.2mm（12 1/4″）×401.00m Φ273.05mm（10 3/4″） ×400m 地面
二开 Ф241.3mm（9 1/2″）×造斜点
Ф222.3mm（8 3/4″）×A点 Φ177.8mm（7″） ×A点 地面
三开 Φ152.4mm（6″）×B点m 裸眼预置管柱完井/套管固井完井 /
主要高漏风险区刘家沟组地层承压能力在1.04-1.15g/cm3之间，而水平井钻至A靶点平衡地层坍塌压力的钻井液当量密度在1.15-1.18g/cm3之间，采用常规井身结构设计漏塌叠合较为严重，采用复合井眼设计，首先漏失层位以上扩大井眼降低环空压耗，下部易坍塌层位采用小井眼设计，提升井壁稳定性，保障漏塌分治。达到降低漏失风险、预防井漏的目的；其次下部采用小井眼，井壁稳定性相对较高，机械钻速相对提升，也达到提速提效的目的[5-6]。
4 试验与应用
2020年在锦58井区进行复合井眼选井试验，首批部署施工3口井，以JPH-467井为例，该井位于锦58井区漏失中高风险区域，邻井JPH-386、JPH-392、JPH-432在固井时均发生漏失，且JPH-432井二开钻至2743m(上石盒子组)，发生失返性漏失，桥堵后顶漏钻进至A点[7]。通过分析地质设计与邻井数据，设计JPH-467井垂深3107m，水平段长850m，靶前距350m，轨道采用直-增-平剖面设计，目的层为下石盒子组盒3 段。井身结构见表3：
表3 JPH-467井井身结构与套管程序数据表
开数 井眼尺寸（mm）×井深（m） 套管尺寸（mm）×下深（m） 水泥返高
一开 Φ311.2mm（12 1/4″）×401.00m Φ273.05mm（10 3/4″） ×400.00m 地面
二开 Ф241.3mm（9 1/2″）×2758.75m
Ф222.3mm（8 3/4″）×3307.53m
造斜点：2758.75m Φ177.8mm（7″） ×3305.53m 地面
三开 Φ152.4mm（6″）×4157.54m Φ114.3mm（4 1/2″） ×4155.54m 悬挂器上方100m
通过现场施工，实钻井深4157.74m，垂深3110.23m，水平段长850.01m，平均机械钻速12.54 m/h，钻井周期38.96天，与锦58井区中高风险区域水平井相比，各项指标均大幅度提升，具体指标对比情况见表4。
表4 JPH-467井与2019年高风险区域施工井指标对比表
二开周期
（d） 平均机钻
（m/h） 钻井周期
（d） 复杂时间
（d） 纯钻利用率
2019年锦58井区中高风险区域水平井 24.33 8.82 78.60 22.46 33.86
JPH-467 15.71 12.54 38.96 0 36.06
变化率（%） -35.43 42.17 -80.43 - 6.50
该井技术套管固井采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺。设计尾浆返至油气层顶界以上300.00m，返深至2800.83m；低密度水泥浆返至井口。注前置液6m3，低密度水泥浆6.2m3，密度平均1.75g/cm3，常规水泥浆92.5m3，密度平均1.88g/cm3；替浆68.1m3，碰压11-15MPa。经测井声幅测井显示，直井段200m-2650m井段83%的井段声幅值小于15%；造斜段（井径Ф222.3mm）2650m-~3307.53m井段声幅值＜10%，最大声幅值＜30%，具体对比参数见表5，整体评价固井质量为优质，较邻近大幅提高了1200m-1675m的延安组的固井质量，实现了全井高效封固。
表5 JPH-467井与邻井固井指标对比
井号 井段（m） 声幅值 井段（m） 声幅值 井段（m） 声幅值 井段（m） 声幅值
JPH-467 200-2100 10%-30% 2100-2400 ＜10% 2400-2650 10%-30% 2650-3375 ＜10%
JPH-386 0-1225 ＜10% 1225-1475
2610-2690 30%-70% 1225-2400 10%-30% 2690-3375 ＜10%
J58P18H 175-1275 ＜10% 1275-1550 30%-70% 1550-2125 10%-30% 2125-3395 ＜10%
JPH-432 0-1305 ＜10% 1305-1675 30%-70% 1675-2125 10%-30% 2125-3415 ＜10%
5 结论与建议
（1）通过理论分析及钻井实践，锦58井区中高风险漏失区域水平井二开采用“Ф241.3mm+Ф222.3mm”复合井眼设计较常规Ф222.3mm井眼设计，降低环空压耗，提高固井质量，实现安全成井。
（2）锦58井区中高风险漏失区域水平井采用复合井眼设计，井壁稳定性相对较高，有利于减少复杂情况发生，提升提高机钻，缩短施工周期。
（3）复合井眼降低了漏失层位以上固井环空压耗，保障了下步井段的井壁稳定性，提供了相对可靠的井筒条件，利于固井施工，提升固井质量。
参 考 文 献
[1] 张永清. 东胜气田小斜度导眼水平井可行性分析与应用[J]. 西部探矿工程, 2020, 032(006):31-35.
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[3] 王超,曹霞,许艳雪,王群．鄂尔多斯盆地杭锦旗区块水平井施工难点与对策[J]．科技创新与应用,2017,000(012):118-119
[4] 闫吉曾.红河油田水平井井身结构优化与实践[J].长江大学学报（自然科学版），2019,16(2)：31-34.
[5] 李益平．大牛地气田杭锦旗区块水平井泥岩失稳难点与对策分析[J]．中国化工贸易,2018,010(034):223-224
[6] 万绿章．提高鄂尔多斯北部气田固井质量的综合工艺技术[J]．钻采工艺,2005,028(003):10-13
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