摘要：鄂尔多斯盆地大牛地气田气藏类型多为低孔低渗砂岩气藏，水锁是气田的主要伤害因素，采用直井配合后期改造虽基本满足了相对高产区产能建设要求，但上述方法在新区不能有效建产，致使占气田近1/3探明储量的下二叠统下石盒子组盒1段气层不能有效动用，采用水平井技术可能是最佳选择。为此，在分析前期水平井钻井存在问题的基础上，优化细化了水平井方案设计，水基微欠平衡、近平衡水平井试验取得突破性进展，初步形成了水平井近平衡钻完井技术，欠平衡水平井钻井工艺在该区初见成效：在下二叠统山西组1-2段(山1-2段)、盒3段等一类气层实现了近平衡自然建产，在盒1段等三类气层实现了欠平衡自然建产。试验成果为有效动用该区探明未动用天然气储量提供了技术支撑。
关键词：大牛地气田；低孔隙度；低渗透率；气藏；水平井；无黏土相钻井完井液体系；近平衡；欠平衡
大牛地气田气藏类型多为低孔低渗砂岩气藏，水锁伤害为气田的主要伤害因素[1～2]，大牛地气田采用直井+压裂工艺技术虽基本满足了相对高产区的开发需要，但就目前压裂改造配套工艺技术而言，压后泄气面积依然受限。为了扩大泄气面积，提高气田单井产量，进而提高气田的开发经济效益，近两年在继DP1、DP35-1、DF1井之后在气田开展了水平井钻完井工艺技术试验，试验应用了多项先进的钻井工艺技术：近平衡水平井钻井技术、充气欠平衡钻完井技术、氮气泡沫欠平衡钻井技术；欠平衡水平井井眼轨迹控制技术；初步形成了适用于一类储层的近平衡水平井钻完井工艺技术，适用于二类、三类储层的欠平衡钻井技术也初见成效。在一类、二类储层获得了自然建产，在三类储层通过改造实现了水平井建产。
1 前期水平井存在的问题
1.1 以下二叠统山西组为目的层的水平井煤层易垮塌
DF1井目的层为下二叠统山西组1段(以下简称山1段)气层，造斜段穿越煤层段长，累计煤层厚43m，单层最厚达25m，施工中发生煤层垮塌，填井侧钻，后期施工垮塌频繁导致通井不正常，钻具遇阻遇卡、憋钻、憋泵现象时常发生，下套管前共通井9次，第一主井筒钻遇煤层发生垮塌埋钻事故。分支井也因井壁垮塌无法完成施工。
DP1井钻遇煤层时有大块煤层掉块带出。垮塌原因主要包括：①煤层自身特性：强度低、松、脆，易垮塌；②DF1井造斜段揭开煤层时钻井液密度低，不足以平衡煤层的垮塌；③钻井液体系抑制性不够；④氮气泡沫循环介质无法满足井眼稳定的要求。
1.2 地层非均质性强，井眼轨迹控制困难
DP1井、DP35-1井着陆点、水平段预测深度和实际深度有差别，导致填井侧钻。A靶点因气层垂深较预测上提8m，回填侧钻1次，水平段3次回填侧钻，1次悬空侧钻。
DP35-1井A靶点深度较预测深度上提14.1m，为了准确中靶被迫加大造斜率，最大造斜率达14.54°/30m，接近Φ178mm、壁厚9.19mm、N80技术套管的允许最大曲率(15°/30m)，工程施工风险加大。
DF1井因水平段井斜变化较大，控时侧钻1次。
1.3 8½″井眼与7″套管间隙小
DF1井因8½″(1″=25.4mm，下同)井眼与7″套管间隙小，加上煤层垮塌，无法下入套管阀，在下部实施欠平衡钻井时导致更换底部钻井工具时，耗时长、工作量大。
1.4 完井方式不确定性
完井方式采用先期裸眼完井，在自然产能达不到配产要求时，套管射孔完井。
6″水平段井眼需下4½″尾管，当时在小井眼中实施压裂改造在工具上有一定的局限性，配套工具不完善。
1.5 氮气泡沫循环介质下常规地质导向受限
DF1井采用氮气泡沫作为循环介质，常规地质导向不能传输信号，为了有效控制井眼轨迹，采用EM MWD电磁测量工具。
2 水平井方案优化
根据前其水平(分支)井存在问题，对DF2、DP3井施工方案进行了优化。
1) 井身结构优化。DF1井为了满足威德福公司井下工具的要求，设计靶前距420m，在造斜段穿越煤层段比较长，易发生煤层垮塌事故，DP1井、DP35-1井靶前距230m，不利于水平段的延伸。因此在DF2、DP3井方案设计时靶前距调整到350m。因前期水平井的实施未达到预期地质效果，对DP35-1采用了下4½″尾管进行后期压裂改造，目前国内小井眼压裂改造配套井下工具还不完善，工艺技术还不成熟，对DF2、DP3井井身结构进行了优化设计，做好两手准备：如果获得自然产能且达到配产要求则裸眼完；如果没有自然产能或达不到配产要求，为了避免小井眼中实施压裂改造在工具上的局限性，水平段采用了8½″井眼。
2) 针对DF2井制定了钻遇煤层措施。为了有效避免煤层垮塌，在进入山西组前将钻井液密度调整到1.20g/cm3。
3) 因气田的非均质性较强，为了卡准储层、了解煤层的位置和厚度，DF2井在斜井段设计实施了复合导眼。
4) 为了有效保护储层，在DP3井水平段实施水基欠平衡钻井工艺技术[3]。
5) 无土相漂珠钻井完井液体系的应用有效解决了地质导向数据传输问题。
6) 调整了A点靶前距，有效降低DF2井钻遇煤层段长。造成DF1井两次埋钻事故原因主要有以下几个方面：①打开煤层时钻井液密度不足以平衡煤层的垮塌应力(表1为DP1井、DP35-1、DF1打开煤层时钻井液密度数据)；②DF1造斜段煤层垮塌时采用倒装钻具组合，滑动钻进后变复合钻进时，由于钻具挠动敲打，诱发煤层大量坍塌，造成突然坍塌埋钻；③DF1井为长半径水平井，A点靶前位移大，造斜率小，穿越煤层段长，累计煤层厚43m，单层最大厚度为25m(表2为DP1井、DP35-1、DF1、DF2井造斜段造斜率数据)。
3 水基微欠平衡、近平衡水平井试验取得突破性进展
2007年在DF2、DP3井试验了水基欠平衡水平井试验，因为这2口井设计水平段较长，DF2井水平位1962.80m，DP3井水平位移1695.00m，为了确保钻井作业安全实施，配套顶部驱动装置、旋转防喷器、套管井下安全阀等欠平衡设备设施，确保平衡、近平衡、全程欠平衡作业安全有效。采用LWD等地质导向和随钻测量技术有效控制井眼轨迹[4]。
DF2、DP3井采用第三次开钻井身结构，Φ339.7mm表套进入中下侏罗统直罗组，封住上部胶结强度低、疏松、易垮塌地层，第二次开钻采用Φ311mm钻头，下入Φ244.5mm技术套管封住造斜段。第三次开钻采用Φ215.6mm钻头，为下步完井方式的选择留有余地，如果获得理想的自然产能则裸眼完井，若自然产能低先进行气举、解堵，解堵后仍不能达到配产要求，可以下5½″尾管射孔完井，对储层实施压裂改造[5]。这样既降低了施工风险，又避免了小井眼中实施压裂改造在工具上的局限性。钻井实践结果表明，这种井身结构是合理的，其结构简单、施工方便，具有可操作性和经济性。DF2、DP3井实钻井身结构如表3所示。
在实际施工中DF2井为了解煤层深度、准确预测测气层实施了复合导眼，DP3井未实施导眼，实际A点垂深比设计下调2.25m。
试验利用空心玻璃微珠(3M公司)降低钻井液密度，DF2井实现近平衡钻进、配套生物酶完井液有效解除水锁伤害[6]，DP3井部分井段实现了欠平衡钻进，有效保护储层。
DF2井实际施工中水平段钻井液密度控制在0.97～1.05g/cm3，山1段气层压力系为0.96，基本实现了近平衡压力钻井。
DP3井实际施工中水平段钻井液密度控制在0.94～1.05g/cm3，下二叠统下石盒子组3段(以下简称盒3段)气层压力系为0.95，实现了平衡压力钻井。大部分井段实现了微欠平衡钻井。DP3井完钻进行了酸洗解堵，替酸液43m3，酸液密度1.02g/cm3。
2口水平井的实施取得了较好的成果，在山1段、盒3段气层获得了自然产能：DF2井山1段气层按4×104m3/d配产，DP3井盒3段气层按3×104m3/d配产。
4 初步形成了水平井近平衡钻完井技术
DF2、DP3井虽然取得了初步成效，但成本较高，要实现水平井的规模开发，还需进一步优化水平井方案，降本增效。DP3井无黏土相钻井完井液体系所用空心玻璃微珠承压能力有限，易碎，造成钻井液密度上升，至使DP3井未能全面达到欠平衡钻井，水平井钻井完井液体系有待进一步筛选和优化。
大牛地气田石炭二叠系泥页岩地层易水化膨胀、剥落，造成阻卡。这个问题在DP3比较突出，在造斜段钻遇上石盒子组泥岩2670～2774.37m井段多次遇阻遇卡(井斜62°左右)，当时钻井液失水过大，加剧了泥页岩的水化膨胀、剥落，将钻井液密度1.10g/cm3提高到1.19g/cm3，不能有效缓解阻卡，被迫填井侧钻，报废进尺140.88m。(水泥塞面2608.80m，从2633.49m开始控时侧钻)侧钻时在该井段时依然遇阻、遇卡比较严重，井内有掉块，侧钻井段钻井液密度由1.20g/cm3提高到1.23g/cm3，下套管前调整到1.24g/cm3。在今后水平井的施工中可适当提高造斜段曲率，减少造斜段长度，提高钻井液的抑制性，控制失水。
为此在DF2井的基础上对钻井完井液体系进行了优化，形成了无土相钻井完井液体系及配套生物酶完井液[7]，并针对造斜段泥岩、煤层提出了钻井液维护处理措施，优化后方案在山1-2段气层进行了水平井开发，取得了较好的开发效果，部分井实现了自然建产。其中DP6、DP9、DP11、DP15等井自然建产。
5 欠平衡水平井钻井工艺初见成效
为了有效保护气层，在二、三类气层(盒1段、山2段气层)进行了欠平衡钻完井工艺技术试验，其中DP4井、DP5井采用充气欠平衡、DP14井采用氮气泡沫欠平衡。
充气欠平衡、氮气泡沫钻井在盒1段储层中成功实施，DP4井采用充气无土相钻井完井液体系，充气量为50m3/min，计算循环当量密度0.82～0.86，计算欠压值1.24～2.74MPa，钻井过程中多次测地质后效可燃，其中一次持续140min，火焰高度为3～9m。该井在后期完井过程中，因钻杆传输测井需要，转为近平衡。该井未自然建产，但欠平衡在二、三类储层取得的效果为下部水平井欠平衡试验提供了较好的启示，在随后的DP14盒1段气层中，优选欠平衡循环介质，进一步进行了欠平衡水平井试验。
相关试验表明大牛地气田储层毛细管自吸力为3.5MPa，而DP4井充气欠平衡欠压值为1.24～2.74MPa，充气欠平衡虽然达到了欠平衡的目的，但欠压值不能有效克服毛管自吸力，虽然井底反应为负压，但对于储层而言，未实现真正意义的欠平衡。为此DP14井选用了氮气泡沫循环介质。
DP14井充氮气量80m3/min，基液排量5L/s，实钻的井底循环当量密度最低达0.2g/cm3，远低于该区预告压力系数值0.93，欠压值达7.63～17MPa，有效克服了毛细管自吸力，实现了真正意义的欠平衡，钻进过程中排砂口处长明火持续燃烧，火焰高度为2～8m。实钻井深为4147.03m，该井实钻水平段长度为1290.83m，在完钻前钻遇泥岩卡钻处理事故32d，处理事故时转换成无土相钻井完井液，处理事故完毕下筛管完井，该井最终试气无阻流量达6×104m3/d，以1.5×104m3/d投产。欠平衡水平井在大牛地气田盒1段气层取得初步成效，有望成为有效动用盒1段探明储量的有效技术手段之一。
6 结论与认识
1) 水基微欠平衡、近平衡在大牛地气田一类储层(山1-2段、盒3段气层)率先获得突破，实现了自然建产，结束了大牛地气田靠后期改造才能建产的历史。基本形成了适合大牛地气田致密砂岩气藏一类储层的水平井近平衡钻完井技术。
2) 充气欠平衡、氮气泡沫欠平衡水平井钻井工艺在难动用储量——三类储层(盒1段)试验初见成效，为有效动用盒1段气层探明未动用储量提供了技术储备：①盒1段气层砂体展布稳定，不含煤，泥岩夹层少，砂岩钻遇率高；②欠平衡钻井有利于机械钻速的提高；③DF1井水平井段平均机械钻速达5.81m/h；④DP4井采用充气无土相欠平衡钻井创造了国内陆地滑动定向工艺最长裸眼水平段记录(1625.06m)，水平段平均机械钻速达5.2m/h；⑤DP14井采用氮气泡沫，裸眼水平段长1281.83m，水平段机械钻速达5.74m/h。
3) 欠平衡水平井水平段机械钻速比常规水平井(平均2.71m/h)提高105%。配套井眼轨迹控制技术实现了欠平衡条件下井眼轨迹的有效控制。
参考文献
[1] 常兴浩，王延宾，韩德馨.大牛地气田下石盒子组储层特征[J].天然气工业，2004，24(11)：19-21.
[2] 廖锐全，徐永高，胡雪滨.水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法[J].天然气工业，2002，22(6)：87-91.
[3] 狄勤丰，赵业荣，雷桐，等.长庆苏里格气田欠平衡钻井井壁稳定性预测研究[J].天然气工业，2004，22(2)：70-72.
[4] 苏义脑.水平井井眼轨道控制[M].北京：石油工业出版社，2000：46-50.
[5] 邓红琳.大牛地气田特殊结构井钻完井工艺技术研究[R].郑州：出版者不详，2010.
[6] 邹清腾，王希友.生物酶解堵技术的研究与应用[J].吐哈油气，2007，12(4)：370-371.
[7] 李云波，乌效呜，黄志文，等.生物酶在水平井钻井液中的应用[J].新疆石油学院学报，2003，15(4)：45-47.
(本文作者：邓红琳 中国石化华北分公司工程技术研究院钻井完井所)
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