【摘要】徐深气田地质情况非常复杂，上部易缩径、掉块、垮塌并含有浅层气，下部地层坚硬、研磨性强、主力储层为火山岩，孔洞是主要的储集空间和储集类型，裂缝是沟通孔隙的渗流通道，易漏失、易污染，复杂的地质条件，给气田施工水平井带来了钻井效率低、储层易污染、轨迹控制难度大，钻井液性能难维护、完井工艺复杂等技术难题，导致建井周期长，前期资金投入高；徐深气田地层情况特殊，地层压力大、地温梯度高、发育地层水，并含二氧化碳气体，导致已投产的部分深层气井井口漏气、带压，给后期的生产管理带来了难度，对气井井筒完整性提出严格的要求。2010年以来，开展了几项提高钻井速度、提高气井井筒密封性的先关技术，成功的完成了3口井钻完井施工，目前正在施工2口井。
　　
【关键词】水平井 钻井技术 完井技术 井筒完整性
　　
1 前言
　　
徐深气田地质情况复杂，给施工水平井带来了一定难度，归纳起来有以下几点：
　　
（1）上部嫩江、姚家组地层易缩径、垮塌，造成井下复杂情况。下部泉头、登娄库组为致密砂岩，地层坚硬，可钻性差，机械钻速低，导致钻进周期长。
　　
（2）主力储层为火山爆发形成的火山岩，沉积规律性差，实钻资料较少，因此，设计的储层深度及展布情况在实钻中会有误差，需根据实钻情况调整井眼轨迹。
　　
（3）储层营城组为火山岩，含有孔、洞、逢，易产生漏失和储层污染。
　　
（4）储层压力高，井温梯度大，发育地层水，储层含CO2气体，对气井井筒完整性提出了严格要求。
　　
（5）需要在大尺寸、长封固段、易漏失条件下封固技术套管。油层套管需要采用回接固井方式，施工风险大，施工时间长。
　　
以上技术难点产生三个方面的影响：一是钻井效率，即机械钻速低，完井工艺复杂，建井周期长；二是钻井效果，即储层钻遇率和井眼质量；三是井筒安全性，即压裂、试气、投产后井口无漏气、带压现象。2 钻完井关键技术探讨
　　
2.1 基于提高机械钻速的钻井工艺技术探讨2.1.1 井身结构优化设计技术
　　
徐深地区火山岩储层埋深在3700 m左右，以往完钻的水平井技术套管下至营城组顶部，即Φ311mm大尺寸井段钻至3700 m左右，并在Φ311mm大尺寸井段进行定向造斜及轨迹控制，具有破岩体积大、工艺复杂等缺点。
　　
营城组的火山岩，地层坚硬，稳定性好，实践表明，在长时间钻进水平段时，该井段能够满足长期裸眼条件要求。通过优化设计，将技术套管下至泉头组井段，然后采用Φ215.9mm常规井眼进行造斜和水平段钻井施工。
　　
此项优化，达到了以下二个目的：
　　
（1）减少了大尺寸井段，特别是避免了在大尺寸井段定向造斜，提高了钻井速度。实例：井1、井2、井3采用改变技术套管深度，由Φ311mm井眼定向造斜改为Φ215.9mm井眼定向，提高斜井段机械钻速。相比在二开即进行造斜的井身结构，减少了钻头螺杆磨损，提高了钻速，平均缩短钻进周期10天。
　　
（2）缩短了上部易垮塌的姚家组和嫩江组井段的裸露时间，有利于井下安全。2.1.2 钻头优选技术
　　
（1）优选PDC钻头。合理使用钻头，可以大幅度降低钻井成本和周期。井1引进复合片更加锋利的美国瑞德Φ311mmPDC钻头，并且改进钻头冠部结构以及优选切削齿材质等途径加强钻头对泉二段以下地层的适应性，机械钻速相比邻井提高了2.49倍。
　　
（2）优选牙轮钻头。深部地层岩石可钻性级值高、地层硬、研磨性强，造斜段需要全力增斜，高转速单弯螺杆配合牙轮钻头，偏心旋转，侧向力大，造成轴承局部承载过大，磨损严重。为了提高造斜段和水平段的机械钻速， 井3优选了江钻超高转速牙轮钻头，当钻头磨损加剧则优选美国休斯牙轮钻头。试验结果表明，进口牙轮钻头较国产牙轮钻头单只进尺提高了22.63%，使用时间提高了19.28%，机械钻速略有提高，提高了0.11 m/h，整体的行程钻速有较大提高。
　　
2.1.3 欠平衡、动平静欠、近平衡钻井相结合的钻井工艺技术
　　
井1采用了欠平衡、动平静欠、近平衡钻井相结合的钻井工艺技术。进入三开后，钻井液密度控制在1. 10～1. 12 g/cm3，进行欠平衡钻井，主要目的是提高机械钻速，发现和保护储层。进入储层后，由于气体的侵入影响了随钻测量仪器正常工作，将钻井液密度提高到1. 15～1. 16 g/cm3，实现了动平静欠，钻进时，平衡地层压力，抑制气体的侵入，保障仪器正常工作；静止时，由于负压可使气体进入环空，从而发现和保护储层。进入主力气层后，大量含CO2气体进入环空，既影响仪器信号的传输，又对钻井液性能影响较大，采用近平衡钻井，钻井液密度控制在1. 21～1. 23 g/cm3，控制气体不再进入环空。该工艺具有以下两点优势：一是及时发现有利储层，减轻钻进过程中钻井液滤液和有害固相对储层的污染；二是欠平衡钻进过程中，钻井液循环压力低于地层压力，消除了正压差对岩屑的压持效应，避免岩石的重复研磨，提高了机械钻速，延长钻头寿命。
　　
2.2 基于提高井筒密封性的完井工艺技术探讨
　　
近年来，国内各大气田均有气井井口漏气、带压情况出现，徐深气田自2009年以来，部分气井出现了井口漏气、带压情况，给生产管理带来了风险，同时也增加了风险治理资金的投入。为此，徐深气田在提高新钻井井筒安全性方面加大了技术投入和现场管理。
　　
2.2.1 提高井筒密封性的套管检测技术
　　
该项技术在国内的塔里木气田、四川、吉林等各大气田得到应用，均取得了良好的效果。油套管扣的密封性与压力、介质密切相关，压力、介质分子大小不同，渗透率也不一样，而气体比液体要难密封。气密封检测的目的，就是在管柱下井时，对油套管连接丝扣进行气体密封性能检测。2010年以来开展了套管气密封检测技术，共计试验5口井，平均丝扣泄露比例4.85%。通过该项技术，确保了入井管柱丝扣的100%合格。
　　
2.2.2 提高井筒密封性固井技术
　　
（1）变密度固井技术。徐深气田虽然将技术套管下深提高到了造斜点以上，但仍有3300 m左右的Φ244mm技术套管需要封固，而气井对封固技术套管的要求是水泥浆必须返至地面。 由于封固段存在多处破漏压力低点，最低破裂压力梯度为1. 53 MPa/100 m。采用常规固井必然会产生严重漏失。采取的主要技术措施是采用变密度固井，降低水泥浆的液柱压力。一级固井采用常规水泥浆体系；二级固井采用密度为1.60～1..65 g/cm3的低密度水泥浆体系。其次是承压堵漏。在钻井液中加入复合堵漏材料进行承压堵漏，使之达到能承受设计的固井压力。