＊张军义
（中石化华北石油工程有限公司 河南 450000）
鄂尔多斯盆地是一个长期稳定发育的大型克拉通叠合盆地[1]，上古生界发育大面积致密砂岩储集层，具有“先致密、后成藏”的特征，属大型低孔、特低渗透、低丰度油藏，整体呈现“多、低、薄、强”的致密低渗透储层发育特征[2-5]。
自1999 年大探1 井获得工业气流开始，中石化在鄂尔多斯盆地北缘（以下简称“鄂北”）已发现大牛地、东胜等多个气田。不同于鄂尔多斯盆地内部长期稳定发育的苏里格气田，鄂北工程地质特征复杂[6]，钻完井工程存在机械钻速低、漏塌严重、完井周期长、优质储层钻遇率低、储层易受伤害等问题，严重制约致密低渗气藏高效勘探与效益开发[7]。针对鄂北致密气开发面临的技术瓶颈问题，立足工程地质特征，持续开展技术攻关，形成了保障鄂北致密气高效勘探效益开发的钻完井工程技术系列。
(1)地层岩性复杂，机械钻速低
气藏以砂砾岩、硬质砂岩等岩性为主，在纵向上，研磨性和塑性地层交互分布。如志丹群、安定组、延长组含等层段含砾大于30%，PDC 钻头易崩齿。盒1段、山2 段等石英含量大于60%，山1 段石英最高达100%，地层研磨性强，PDC 钻头磨损快。多层位发育大段泥岩，石千峰组地层垂厚约290 m，以棕红、棕褐色泥岩为主，石盒子组以灰绿灰褐色泥岩为主，钻头易泥包。山西、太原组存在大段硬脆性泥岩，岩石强度高，钻井提速难度大[8]。
(2)漏塌同存，钻井复杂频发
盆地多层位裂缝发育，泥岩段长，随着勘探开发区域的逐渐扩大，钻井复杂情况体现出新的特征。盆地中生界-上古生界位于同一裸眼井段，漏失压力低，如东胜气田刘家沟组漏失压力为1.06～1.20 g/cm3，柳杨堡气田刘家沟组漏失压力1.10～1.20 g/cm3，坍塌压力高，东胜气田石千峰组和石盒子组地层坍塌压力大于1.20 g/cm3，安全密度窗口窄，甚至是负窗口，漏塌相互干扰，仅通过调控钻井液密度难以实现一体化防漏抑塌。
(3)储层非均质性强，轨迹调整频繁
由于普通伽马无法分析储层方向性，导致难以实时准确评价当前钻遇地层的特性，增加了地质导向决策难度。A 靶点着陆前因地质需求，常需要进行强增或强降井斜施工，造成井眼曲率过大，增加了中完作业难度和风险。另外，由于储层砂体夹泥岩，钻遇泥岩后需进行轨迹调整，甚至地质回填，严重影响钻进时效。
(4)地层承压能力低，固井漏失率高
鄂尔多斯盆地地层承压能力低、漏失层位多，固井漏失率高，水泥返高难以保障。以刘家沟组、延安组问题最为突出。采用“正注反挤”工艺衔接难度大，反挤井段固井质量不理想，空套管段长问题突出。
针对复杂岩性特征及井眼轨迹造成的机械钻速慢难题，通过应用研制的个性化PDC 钻头、优选辅助配套提速工具，配套高效破岩优化控制技术，有效提高机械钻速。
(1)高效混合布齿PDC钻头
基于岩石力学特征，通过计算机模拟分析和单齿破岩室内实验，优选切削齿齿形，优化切削齿的高度差组合，切削齿后倾角和钻头力平衡性能，形成适合鄂北地质工程特点的3 种规格混合布齿PDC 钻头。直井段采用“锥齿+平面齿”组合，保证单只钻头进尺和机械钻速，提高钻遇含砾石夹层时的抗冲击性；
斜井段采用“脊形齿+锥齿”组合及超短螺旋保径+超短接头的设计方法，提高钻头定向效率；
水平段采用“脊形齿+平面齿”组合，全金刚石保径，提高钻头寿命和机械钻速。推广应用后，平均单只钻头进尺提高40%以上，单井钻头使用数量降低30%以上。
(2)钻井辅助提速工具
根据各井段钻井提速和施工难点，优选多类辅助提速工具，配套应用方案，形成分段钻井提速方案（见表1），有效提高破岩效率，平均机械钻速提高25%以上。
表1 各井段钻井提速工具应用方案
(3)高效破岩优化控制技术
针对大斜度井段与水平段易形成岩屑床难题，通过偏心环空压耗模型，分析岩屑床对环空压耗的影响规律，绘制ECD 图版，对比实钻与理论ECD 的变化规律，监测井眼清洁程度（见图1）；
通过临界流速方程和岩屑床厚度预测方法，优化钻杆转速、排量等参数，配套旋流清砂工具，水力与机械方式结合，有效清除井内岩屑床。
图1 岩屑床监测图版
针对地层压力窗口窄的问题，基于漏塌复杂机理分析，应用复合盐强抑制强封堵钻井液、窄压力窗口堵漏技术、工程控压防漏钻井技术，有效降低漏塌复杂占比。
(1)复合盐强抑制强封堵钻井液体系
针对泥岩段井壁易失稳的难题，针对性设计“活度调控+ 协同封堵+ 强化抑制”的钻井液开发思路，优选活度调节剂、泥岩水化抑制剂和降失水剂等关键处理剂，通过调整加量，控制钻井液高温高压失水小于10 mL，泥岩滚动回收率大于95%，钻井液活度控制在0.95 左右。研选多级配致密填充和多元封堵剂，实现“刚性颗粒+表面改性+变形封堵+浊点效应”协同封堵。通过应用该钻井液，井壁失稳平均单井损失时间降低50%以上。
(2)裂缝性地层钻井防漏技术
根据钻井漏失数据统计，结合理论分析，划分漏失风险等级区。根据压力窗口，采用循环压耗、波动压力的井筒压力分析手段，分井段、分井斜精细控制钻井液密度，指导机械钻速、循环排量、起下钻（套管）速度、通井速度等参数优化。技术应用后，钻井漏失率降低50%以上。
(3)钻井堵漏技术措施
针对刘家沟组等裂缝性漏失地层，研发出了系列堵漏材料，针对不同漏速采用不同堵漏措施：针对漏速小于3 m3/h 的井漏，应用纳米级随钻堵漏材料，配套形成随钻堵漏浆，承压可达5 MPa；
针对漏速3～5 m3/h 的井漏，采用致密承压堵漏体系，不同规格楔形裂缝承压均大于8 MPa；
针对漏速大于5 m3/h的恶性漏失，采用自主开发的可控膨胀堵漏（KPD）工艺技术，包括水泥基、低水泥复合基和化学凝胶3 种堵漏浆体系，具有强触变性、强度发展快、锁水膨胀、即时稠化等特征，适用不同层位和施工阶段的堵漏需要，KPD 技术一次堵漏成功率大于90%。
针对地层强非均质性的问题，基于三维地质模型，采用井眼轨迹优化设计技术、近钻头地质导向技术、高效钻具组合等方法，有效降低轨迹控制难度，提高储层钻遇率。
(1)水平井井眼轨迹优化设计技术
根据三维地质模型中大段砂、泥岩叠置关系，在井壁稳定的砂岩段使用滑动钻进以提高造斜率，井壁不稳定泥岩段多采用复合钻进以提高机械钻速，实现二维斜井段井眼轨道优化（见图2），斜井段泥岩滑动占比较常规设计方法降低40%以上。三维水平井采用“双二维”轨迹设计，上移造斜点，有效降低邻井碰撞风险，滑动摩阻减少50%以上。
图2 二维水平井斜井段井眼轨迹优化方案
(2)近钻头地质导向应用技术
应用近钻头地质导向工具，测量零长约为0.5 m，并且基于方位伽马图谱，优化边界追踪和倾角算法，有效确定地层倾角和“轨迹-地层”接触关系。通过有机融合定向、录井和地质导向技术，形成以三维地质建模、随钻三维模型反演、在线实时评价和轨迹动态调整为核心的定录导一体化技术。通过该技术推广，导眼井占比大幅度降低，砂岩钻遇率和一次中靶率均提高至90%以上。
(3)高效钻具组合
采用底部钻具组合钻进趋势分析模型，利用基于实钻数据的钻进趋势修正方法和BHA 钻进趋势分析与优化设计软件，实现扶正器间距设计和外径优化。斜井段应用1.50°和1.75°短弯螺杆，使造斜率提高28%以上；
水平段配套变径稳定器，实现“单弯单稳”和“单弯双稳”之间钻具组合灵活转化，水平段滑动定向进尺减少60%以上，进一步促进了钻井提速。
针对固井漏失严重问题，采用固井前地层漏失压力预测技术、低成本低密度水泥浆体系及配套工艺技术，形成了致密气藏低漏失压力水平井固井技术，有效保障固井长效密封。
(1)固井前地层漏失压力预测技术
依据钻井漏失、固井漏失、水泥返高等生产资料大数据统计结果，划分井漏风险等级区，应用深、浅电阻率数据计算裂缝孔隙度剖面，并拟合计算钻井漏失压差、漏失速率和裂缝孔隙度，确定裂缝性地层漏失压力剖面；
参考固井前钻井液在“环空-套管”内循环流动规律，利用循环摩阻动态测试地层漏失压力。现场应用预测符合率大于90%，为固井防漏设计提供定量依据。
(2)低成本低密度水泥浆体系
通过优选减轻材料，通过多元复配，开发了1.15～1.30 g/cm3超低密度水泥浆体系，体系稳定性好，承压30 MPa 后的密度变化范围小于0.01 g/cm3，综合成本较市场同密度体系降本20%以上。现场应用固井优良率达93.2%。
（1）研究形成的鄂北致密气钻完井工程技术系列具有较好的针对性，有效地提高了工程技术水平，取得了好的应用效果，具有很好的推广应用前景。
（2）建议持续优化现有成熟技术，进一步开展技术集成应用，并且在“一趟钻”技术、储层保护技术等方面进一步强化攻关，助力持续降本增效，保障鄂北致密气高效开发。
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