页岩油超长水平段水平井钻井技术：三维井眼轨迹控制、钻具组合优选、高性能水基钻井液、水平段堵漏技术、漂浮下套管技术
一、地层特点及钻井技术难点
陇东地区页岩油水平井一般设计井深3500.00～4500.00m，水平段长度1500.00～3000.00m。钻遇地层从上至下为第四系，白垩系环河组、华池组、洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组和三叠系延长组，目的层为延长组长7段。
钻井技术难点：
1
三维水平井斜井段井眼轨迹控制难度大
页岩油采用丛式水平井井组开发，普遍存在200.00～600.00m偏移距和400.00～800.00m靶前距。钻进时要求以87°～89°的井斜角精准进入纵向±1.00m、横向±20.00m的靶区，对井眼轨迹控制精度要求高。
2
长水平段钻进过程中摩阻扭矩大，滑动钻进困难
水平段超过2000.00m后，钻具下放摩阻达到300～400kN，扭矩达到25000～30000 N·m，易发生钻具胀扣和疲劳损坏。
3
水平段井壁稳定性差
水平段所处的长7段地层坍塌压力23.8～26.7MPa，需采用密度1.25～1.40kg/L的钻井液才能维持井壁稳定。
4
井漏及堵漏难度大
部分水平井的水平段存在断层漏失带，容易发生井漏，且堵漏难度大。
5
油层套管下入摩阻大，一次顺利下井难
下套管作业时间长，水平段套管紧贴下井壁易发生压差卡钻，经过泥岩段时易遇阻，后期套管下放摩阻最大达到400～500kN。
二、钻井关键技术
1、三维井眼轨迹控制技术
针对三维水平井井眼轨迹控制难度大的问题，采用较成熟的“1.5°单弯螺杆+MWD+方位伽马”定向井眼轨迹控制技术。
1
优化井眼轨道设计。根据“小井斜消偏稳斜扭方位-增斜入窗”的设计思路，在井斜角不大于30°时将方位角调整到位，以减少滑动钻进工作量。滑动钻进时上下大幅度活动钻具，以降低滑动摩阻。增斜入窗井段将原来的“一段制”优化设计成“两段制”，以提高第二增斜段的机动性。
2
优选造斜钻具组合。采用7/8头螺杆，螺杆外径由165.0mm增至172.0mm；螺杆级数由3.5级增至5.5级，以增大螺杆压降；转速提高到150r/min，以提高破岩效率。采用无磁抗压钻杆，使用水力振荡器。
3
使用强抑制性钻井液。使用全絮凝无固相钻井液，强化絮凝，造斜段钻至井斜角40°～50°（安定组）；井斜角达到60°或出现托压和井壁失稳现象时，转换为复合盐钻井液，提高钻井液密度。
2、钻具组合优选
针对长水平段水平井钻井存在偏移距、水平段长和井眼轨迹控制难的情况，采用倒装钻具组合，使用斜台阶G105加重钻杆和S135钻杆，以保证钻压的传递。
旋转导向钻具组合为：
φ215.9 mm PDC钻头×0.35 m
φ200.0 mm旋转导向头×2.17 m
φ208.0 mm电动机×7.77 m
φ208. 0 mm稳定器× 1.31 m
φ173.0 mm测量短节×5.16 m
φ172.0 mm 脉冲器发电机×3.24 m
φ176. 0 mm上截止短节× 0.77 m
φ212.0 mm球形稳定器× 1.01 m
回压阀×0.44 m
φ127.0 mm加重钻杆×56.63 m
φ127.0 mm S135钻杆
φ127.0 mm 加重钻杆×369.84 m
φ127.0 mm S135钻杆
按照设计井深6000.00m、水平段长4000.00m，钻井液密度1.25kg/L，旋转钻进钻压50kN，钻头扭矩2630N·m，套管内摩擦系数0.10，裸眼摩擦系数0.15，滑动钻进钻压30kN，φ127.0mmS135钻杆，计算旋转钻进、起钻及下钻等工况下的扭矩、轴向拉力和钻具屈曲情况，结果如表1所示。
表1：水平段不同工况下的扭矩、轴向拉力和钻具屈曲情况
由表1：旋转钻至井底时的地面扭矩为21.31kN·m，结合该地区2000m长水平段水平井完钻时地面扭矩为19.56kN·m的情况，校核后的地面扭矩为40.87kN·m，小于φ127mmS135钻杆接头的抗扭强度（43kN·m）；起钻时的轴向拉力为1059kN，校核后为1470kN，小于φ127mmS135钻杆的抗拉强度（3170kN），说明该钻具组合的强度能够满足安全钻井要求。
3、高性能水基钻井液
为了控制水平段泥岩井壁垮塌，需要采用抑制性强、固相含量低和密度大于1.20kg/L的钻井液。
为此，优选了以甲酸钠为主要成分的复合盐CQFY作为抑制剂，确定超长水平段水平井高性能水基钻井液配方为：0.2%～0.3%流性调节剂+1.5%～2.0%低黏降滤失剂+0.5%～1.0%共聚物降滤失剂+2.0%～4.0%惰性封堵剂+1.0%～2.0%活性封堵剂+25.0～35.0%CQFY+2.0%～5.0%抗盐润滑剂。
进入造斜段后，通过增大复合盐CQFY加量，逐步提高钻井液密度，入窗时将钻井液密度提高至1.20kg/L。钻遇泥岩时，将降滤失封堵剂的加量提高至1.5%～2.0%，以提高钻井液的封堵性。
4、水平段堵漏技术
目的层长7段发育大孔、中孔、小孔、微孔及纳米级孔等多尺度孔，孔隙度4%～12%，钻进过程中井漏时有发生。
现场根据漏速采取相应的堵漏技术措施：1）漏速小于3m3/h时，采用随钻堵漏方式保持钻进；2）漏速为3～5m3/h时，采用随钻堵漏方式堵漏，并适当降低排量继续钻进；3）漏速为5～10m3/h时，下光钻杆打桥塞挤封堵剂堵漏；4）漏速为10～20m3/h，下光钻杆注入超分子凝胶堵漏浆堵漏；5）漏速大于20m3/h时，下光钻杆注入低密度堵漏浆进行堵漏。
5、漂浮下套管技术
由于水平段较长，井眼轨迹调整频繁且调整幅度较大，导致井筒摩阻系数较大，为此，应用了漂浮下套管技术，并采取辅助技术措施。
（1）下套管前通井。通井钻具组合：
φ215.9mm牙轮钻头（不装喷嘴）
φ210.0mm钢性稳定器
φ127.0mmS135钻杆×120.00m
φ165.0mm岩屑床清除器1
φ127.0mmS135钻杆×120.00m
φ165.0mm岩屑床清除器2
φ127.0mmS135钻杆×120.00m
φ165.0mm岩屑床清除器3
φ127.0mmS135钻杆×120.00m
φ165mm岩屑床清除器4
φ127mmS135钻杆
（2）水平段替入加入3.0%～4.0%液体润滑剂和6.0%～8.0%固体润滑剂的钻井液，以降低水平段的摩擦系数。
（3）采用销钉式漂浮接箍和盲板式漂浮接箍，以降低水平段摩阻。
（4）优选漂浮段长。综合考虑直井段和斜井段套管悬重与下入摩阻，计算不同摩阻系数、漂浮段长下，套管下放时的大钩载荷和套管所受轴向力，以优选漂浮段长。
（5）合理使用滚珠扶正器，将套管与井壁之间的滑动摩擦变为滚动摩擦，以降低套管与井壁间的摩阻。
（6）改进下套管工具，提高下套管速度，防止套管内落物。优化灌浆方式，采取管内隔离措施，缩短套管静止时间，以防止发生压差卡套管。
图1为华H50-7井不同摩阻系数下下放生产套管时的大钩载荷。图2为华H50-7井生产套管漂浮段长为3400.00m时不同工况下所受轴向力。由图1可以看出，摩阻系数为0.23时，大钩载荷为290kN，大于顶驱重量240kN，下至井底时尚有50kN下推力。由图2可以看出，套管下到井底时井口套管轴向力为250kN，大于螺旋屈曲值，说明下套管过程中不会发生螺旋屈曲，能保证套管一次下至井底。
图1：不同摩阻系数下生产套管下放大钩载荷
图2：不同工况下生产套管的轴向力
三、典型案例
1、井眼概况
长庆油田在陇东地区部署了一口设计井深6216.00m、水平段长4000.00m的三维页岩油水平井——华H50-7井。该井目的层为延长组长712段，为深灰色、灰黑色泥页岩与灰色、灰绿色粉砂岩互层。
采用“导管+三开”井身结构：
φ558mm钻头×φ426mm导管×103m
φ393.1mm钻头×φ339.7mm套管×291m
φ311.1 mm钻头×φ244.5mm套管 ×2292m
φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管×6216m
存在以下技术难点：（1）二开后要求使用φ311.1mm钻头钻至井深1500.00m前消除偏移距，利用两段增斜法准确入窗，井眼轨迹控制难度大；（2）钻井泵动力不足，排量受限，环空上返速度难以达到快速携岩要求，钻头易泥包，滑动增斜困难，机械钻速低；（3）水平段泥岩层坍塌压力较高，需采用较高密度的钻井液，容易诱发井漏；（4）水平段（2716.00～3120.00m井段）存在断层漏失带，容易发生失返性井漏，堵漏难度大；（5）水平段长达4000.00m，钻井过程中摩阻扭矩较大；（6）生产套管下入难度大，难以保证一次顺利下至井底。
2、实钻效果
（1）二开小井斜井段采用螺杆钻具+常规PDC钻头复合钻井技术迅速消除偏移距，使用2只混合钻头快速入窗；配备3台F1600-HL型耐压52MPa的超高压钻井泵，满足了钻井排量达到50L/s的要求，解决了φ311.1mm钻头易泥包、大斜度井段滑动钻进托压、增斜率不足、机械钻速低的问题。表2为斜井段钻井技术指标。
表2：φ311.1mm斜井段钻井技术指标
由表2可以看出，对于三维水平井φ311.1mm大斜度井段，使用混合钻头比使用PDC钻头更有利提高机械钻速。
（2）三开井段采用高性能水基钻井液。钻进水平段时高性能水基钻井液的性能：密度1.22～1.33kg/L，漏斗黏度57s，滤失量4mL。钻至井深5391.00m发生井漏后，钻井液补充量大，钻井液性能波动大，井下未出现井壁垮塌，直至完钻未发生井壁失稳事故。
表3：水平段水基钻井液的性能
（3）为增大钻压，直井段使用45根φ127.0mmG105加重钻杆，其余井段使用φ127.0mmS135钻杆。水平段采用旋转导向技术钻进，以克服长水平段滑动钻进困难的问题。完钻前顶驱最大扭矩40kN·m，最大上提力1400kN，通井时通井钻具组合顺利下至井底，未发生钻具屈曲现象。
结论与认识
（1）旋转导向钻井技术提高了长水平段井眼轨迹的控制能力及机械钻速，形成了适用于陇东页岩油超长水平段水平井的钻井技术。
（2）优选出了适用于延长组页岩油水平井的高性能水基钻井液，其具有良好的润滑性和强抑制性，能防止长水平段井壁坍塌，降低摩阻和扭矩。
（3）采用漂浮下套管技术，优选漂浮长度，能降低套管下入难度和摩阻，可保证套管顺利下至设计位置，对更长水平段水平井下套管作业有一定的借鉴作用。
（4）应用超分子凝胶和纤维水泥长水平段堵漏技术能提高堵漏成功率，缩短钻井损失时间，有助于减轻超长水平段井漏堵漏导致的“呼吸”效应。
来源：油媒方
