大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，气藏纵向上交错叠合发育太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3等7套气层。盒1气藏储层埋深2 500.00～2 800.00 m，孔隙度8.2%，渗透率0.46 mD，地层压力系数0.91，属于“三低”气藏。2010年以前，针对大牛地气田孔渗相对较好的太1、盒2、盒3等层位采用直井进行了有效开发，而更加致密的盒1气藏探明地质储量达1 451.73×108m3，却无法有效动用。为些，中国石化华北分公司开展了水平井工艺技术科技攻关和应用，初步形成了低伤害优快钻完井技术、水平井分段压裂技术以及水平井排水采气工艺技术，实现了盒1气藏的有效开发。
1 优快钻完井技术大牛地气田盒1层上部地层硬度高、可钻性差，直井段平均机械钻速仅5.48 m/h，斜井段平均机械钻速2.32 m/h，定向钻进时蹩跳钻严重，造成PDC钻头切削齿崩裂、保径齿严重磨损等早期损坏；三叠系下统刘家沟组地层底部存在低破裂压力带，地层承压能力低，特别是部分区域存在缝宽0.5～1.5 mm的垂直裂缝，引起严重漏失，单井漏失达800～1 000 m3；造斜段钻遇二叠系的石千峰组、石盒子组等地层，泥岩易吸水膨胀,出现井壁失稳、垮塌、掉块等复杂情况，导致后期下套管、固井施工困难。基于此，进行了优快钻完井技术研究和现场试验，很好地解决了上述问题，提高了机械钻速，缩短了钻井周期。
1.1 水平井快速钻井技术 1.1.1 井身结构优化2010年前，大牛地气田水平井采用三开井身结构，水平段为Φ215.9 mm井眼，实钻发现，井眼直径过大，直井段机械钻速较慢，施工周期长，导致井壁失稳风险增大；定向造斜段工具的造斜率偏低，易出现方位漂移，严重影响中靶精度和钻井速度；水平段施工时间过长，增长了钻井液浸泡时间，加重了储层污染。因此，对水平井井身结构进行了优化，仍采用了三开井身结构，但缩小了各开次井眼直径：一开Φ311.1 mm井眼，下入Φ244.5 mm表层套管；二开Φ215.9 mm井眼至A靶点，下入Φ177.8 mm技术套管；三开Φ152.4 mm井眼，下入Φ114.3 mm压裂管柱[1]。井身结构优化后，有效解决了造斜段泥岩及水平段泥岩煤层垮塌严重、钻井周期长和机械钻速低的问题，实现了安全、经济和快速钻井的目的。 从实钻结果来看，井眼直径缩小后，每开次破碎岩石量减少，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，同时也大幅降低了套管、水泥、钻井液等材料的用量，降低了钻井成本。统计表明，优化后钻完井费用平均降低758.3万元，节约了35.7%。
1.1.2 复合钻井技术大牛地气田二开直井段主要钻遇白垩系、侏罗系和三叠系地层，易发生井斜，前期均采用牙轮钻头配合常规转盘钻井模式，每钻进100.00～150.00 m测斜一次，井斜角超标时采取吊打纠斜，钻井速度较慢，制约了水平井钻井提速。根据上部地层多为砂岩地层的特点，经过论证与试验，采用“PDC钻头+螺杆＋MWD”复合钻井模式，即转盘和井下动力钻具同时驱动钻头工作的钻进模式，有效提高了机械转速[2,3,4,5,6]。螺杆参数性能变化规律为：
大牛地气田造斜段穿越大段泥岩和煤层，PDC钻头的造斜率低、易泥包卡钻，因此，对PDC钻头进行了优化设计(见图 1)，采用弧线型6刀翼、中抛物线冠部；力平衡设计和低摩阻保径能有效防止钻头回旋；应用液体分析技术进行水力设计，提高了钻头的防泥包能力[4]。
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| 图 1 造斜段PDC钻头结构 Fig.1 Structure of PDC bit used in kick-off section |
水平井造斜点井深2 100.00～2 400.00 m，一般钻遇三叠系下部及二叠系上部地层，多为砂岩地层,且倾角一般小于1.0°，根据已完钻水平井分析，PDC钻头配合1.5°单弯螺杆，滑动钻进时的造斜率为(8.0°～9.2°)/30m，复合钻进时的造斜率为(2.9°～4.1°)/30 m，因此，将靶前距设计为350.00 m，提高了复合钻进进尺，确保了提速提效。双增剖面设计配合MWD测量工具，可以确保准确着陆中靶。采用“PDC钻头+螺杆+MWD”钻井模式后，机械钻速达到4.35 m/h，提高了87.50%，提速明显，且所实施水平井全部中靶。
1.1.2.2 水平段PDC钻头优化设计技术大牛地气田石盒子组盒1段水平井机械钻速低、钻井周期长，单只钻头寿命短、进尺少，不能满足优快钻井需要。为此，以储层地质特征为基础，根据盒1段岩心微钻头试验结果，结合现场钻头使用情况，对钻头的冠部轮廓、布齿和水力结构进行优化，研制了新型双排切削齿P5235MJ型PDC钻头(见图 2)。
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| 图 2 P5235MJ型钻头的结构 Fig.2 Structure of type P5235MJ bit |
现场应用表明，该钻头对盒1段地层适应性较强，提速效果显著，能满足钻井要求，基本上实现了2只钻头钻完三开1 000.00 m长的水平段，水平段机械钻速达8.00 m/h以上。P5235MJ型PDC钻头在DPH-7井应用，实现了单只钻头水平段进尺1 120.20 m。
1.2 钻井液技术钾胺基悬浮乳液钻井液是在钾胺基聚合物钻井液基础上，引入阳离子乳液聚合物DS-301、乳化石蜡RHJ-1和有机硅醇抑制剂DS-302等3种悬乳液型处理剂研制而成的一种悬浮乳液钻井液。正电荷的中和作用和长链聚合物的架桥作用，使黏土比表面积和负电荷大大下降，黏土的水敏性基本丧失，有效抑制了黏土颗粒的膨胀、分散、运移，起到稳定黏土的作用，且与乳化石蜡配合在近井地带形成渗透率极低的屏蔽带，降低进入储层滤液及有害固相的量，减轻对油层造成的损害，防止井壁坍塌和保护油气层。其热滚后的性能见表 1。 DP31H井水平段共计钻遇泥岩358.72 m，使用钾胺基悬乳液钻井液钻进并顺利穿越，未发生井下失稳问题(见图 3)，表明钾胺基悬浮乳液钻井液具有超强抑制性、很好的悬浮携岩性和润滑性，能满足大牛地气田水平井安全钻井的需要。该钻井液在100余口水平井进行了应用，因井壁坍塌引起的井下故障减少42.75%。
| 温度/℃ | pH值 | Φ600 | Φ300 | 表观黏度/ (mPa·s) | 塑性黏度/ (mPa·s) | 动切力/ Pa | 初切力/ Pa | 终切力/ Pa | API滤失量/ mL |
| 室温 | 9.0 | 81 | 52 | 40.5 | 29 | 11.5 | 3.5 | 24 | 5.6 |
| 120 | 9.0 | 65 | 39 | 32.5 | 26 | 6.5 | 1.5 | 9 | 6.4 |
| 150 | 9.0 | 60 | 35 | 30 | 25 | 5 | 0.5 | 8 | 6.8 |
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| 图 3 DP31H井钻遇泥岩情况 Fig.3 Mudstone penetrated in Well DP31H |
采用“高效顶替、整体压力平衡”固井思路，即在高效顶替满足环空封固质量和尽量减轻对产层污染的前提下，整个注替及候凝过程保持环空液柱压力与地层压力平衡。优选具有早高强、低失水、零析水、微膨胀和直角稠化的GSJ水泥浆体系，其尾浆密度1.90 kg/L，稠化时间135 min，可泵时间120 min，滤失量小于30 mL。采用“紊流+塞流”复合顶替工艺，提高顶替效率，实现注替及候凝过程不发生漏失、窜层和油气侵。尾浆返至油气层顶界以上300.00 m。
2 009年之前，窄间隙技术套管固井工艺处于试验阶段，固井质量优良率不高。2010年，进一步优化施工参数、扶正器安放位置和水泥浆体系，采用“紊流+有效塞流”复合顶替工艺及变排量压力节点控制防漏技术，水平井固井质量优良率达到90.12%。
2 水平井分段压裂技术针对大牛地气田盒1气藏低孔、低渗、非均质性强等特点，开展了水平井分段压裂工艺技术研究，通过优化压裂液体系、压裂设计、压裂工艺，形成了适合大牛地气田盒1气藏储层特征的水平井分段压裂技术并成功应用，实现了有效保护储层、提高压裂改造体积，扩大井筒泄气面积和单井产量的目的[7]。
2.1 压裂液分段同步破胶技术盒1气藏具有孔喉细小(0.01~1.50 μm)，压力系数低和强水锁、中等偏强水敏、弱碱敏等特征，结合水平井多级分段压裂段数多、压裂液在地层中停留时间长、压裂液进入对储层和裂缝损害严重的情况，开展了压裂液分段同步破胶技术研究。在已形成的低浓度稠化剂压裂液体系中，依据水平井分段压裂段数、储层及井筒温度剖面，优化出破胶剂追加剖面，采用变破胶剂类型、变破胶剂浓度和变加注方式的方法，实现了不同储层温度条件下水平井分段压裂同步破胶，达到了保护储层的目的。
2.2 压裂设计优化结合大牛地气田致密低渗气藏储层特征以及水平井分段压裂工艺技术特点，综合分析三维地震资料、储层地质特征和油气富集区预测成果，结合水平井录井显示、测井解释、砂体展布特征、邻井物性及前期施工情况进行分析，确定水平井施工参数，确保施工效果。通过理论研究和数据分析，以产能最大化为原则，确定水平井压裂段数、段间距、加砂规模等参数[8,9,10,11,12]。
2.2.1 裂缝间距及缝长优化综合考虑水平段的钻遇显示情况、三维地震解释、邻近砂体发育及AVO显示情况，以提高储量动用程度和保证水平井具有较高的产能为原则，通过数值模拟确定压裂段数及段间距(见图 4、图 5)。模拟结果表明：盒1气藏裂缝间距越小，气井无阻流量及采出程度越大，在水平段长为1 000.00 m的情况下，当压裂段数大于10段后，气井无阻流量及采出程度增长缓慢，分段拟合最优段数为7.54段。因此在水平段长度为1 000.00 m水平井中，确定压裂数为7～10段，即压裂最优段间距为100.00～142.00 m。
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| 图 4 压裂段数与无阻流量的关系 Fig.4 Relationship between the spacing of fractured cracks and open flow capacity |
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| 图 5 压裂段数与采出程度的关系 Fig.5 Relationship between the spacing of fractured cracks and recovery percent |
根据大牛地气田地质特征和气藏数值模拟结果，分析不同渗透率下裂缝长度和产能关系，在渗透率为0.40~0.75 mD条件下，最优裂缝半长为200.00～240.00 m(见图 6)。
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| 图 6 裂缝半长与无阻流量的关系曲线 Fig.6 Relationship between the fracture half-length and open flow capacity |
通过分析气藏前期压裂设计参数对压后效果的影响可知，裂缝导流能力对压裂水平井产能影响较大，随着无因次导流能力的提高，单井产能提高的幅度逐渐变缓，最佳的无因次导流能力与油藏的基质渗透率有关(见图 7)，计算得到大牛地气田水平井最佳裂缝导流能力为30～40 D·cm。
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| 图 7 导流能力与累计产气量的关系曲线 Fig.7 Flow conductivity and cumulative gas production curves |
压裂施工排量、前置液比例等施工参数直接影响裂缝的几何尺寸及导流能力，最终影响气井的增产效果。 施工排量 储层垂深2 650.00 m，水平井井深4 100.00 m，压裂液摩阻为清水摩阻的30%，模拟计算了Φ88.9 mm和Φ114.3 mm管柱的施工压力与排量的关系，预测了压裂时的施工压力。考虑摩阻对施工压力的影响后，优化的施工排量为4.0~5.0 m3/min。 前置液比例 根据支撑裂缝与动态缝长比即动态比方法来确定前置液比例。理论研究表明,动态比为0.85~0.90时，一方面可以保证施工的安全，另一方面可以降低前置液的用量，减轻对地层的伤害。依据储层滤失系数(5.0~9.0×10-4)m/min0.5计算动态比，得到盒1层滤失条件下的前置液比例为35%～40%。 平均砂比 利用压裂模拟软件模拟优化不同平均加砂浓度下的裂缝导流能力，当导流能力为30～40 D·cm时，其平均加砂浓度为370~420 kg/m3，计算的平均砂比为21%~25%。 加砂规模 通过分析大牛地低渗、特低渗储层特征和裂缝导流能力的匹配关系，利用压裂模拟软件进行优化模拟，确定合理加砂规模为35~45 m3。
2.3 分段压裂工艺在借鉴大牛地气田直井压裂工艺的基础上，根据大牛地气田盒1气层的储层特点，进行了国内外水平井分段压裂工艺调研[9]、研究以及现场试验评价，形成了以多级管外封隔器分段压裂为主的水平井压裂工艺。 多级管外封隔分段压裂管柱一次性下入，采用封隔器对水平井裸眼段进行机械封隔，根据水平段储层显示情况部署投球滑套位置，施工过程中投入不同直径的低密度球，依次打开滑套并压裂，施工结束后，多段同时返排采气。多级管外封隔分段压裂具有节省完井成本，缩短压裂作业周期，利于储层保护，压裂级数多，加砂规模大，安全性高等优点。 在现场应用过程中，不断完善多级管外封隔器分段压裂配套工艺技术，主要包括多级管外封隔器井下工具优选，管柱、滑套通径和小球质量优化、井口捕球器设计、国产工具优选及水平井分段压裂操作规程的编写。通过完善配套工艺技术，施工成功率和压裂有效率逐步提高,捕球率达到了79.7%，压裂施工成功率达到98.5%。目前，多级管外封隔器分段压裂工艺已经成为大牛地盒1气层有效开发的主体工艺，现场应用效果较好。
3 水平井排水采气技术大牛地气田盒1气藏共137口水平井，生产期间单井产液量0.50～19.88 m3/d，平均产液量2.36 m3/d，约是直井的7倍；平均产气量2.5×104 m3/d，其中70%生产井的流速低于临界流速，排液难度大；水平井由水平段、造斜段和直井段构成，不同井段的排液难度不同，造斜段携液流量相对较高，且流态相对复杂，增大了水平井的排液难度[13]，因此，开展水平井临界携液、泡沫排水和速度管排水采气研究、试验。
3.1 水平井临界携液模型的建立产液气井排水的关键是生产中气流能携带液体的临界流速，对应的流量称为携液临界流量。利用室内可视化装置对水平井流动进行了模拟[14]，结果表明，水平段液体的重力方向与气流携液方向垂直，液体沿水平管以层流为主；垂直段气流方向与液体受重力方向是相反的，液体以液滴形态被携带出井筒；井筒倾斜段随着角度θ(与水平方向夹角)的变小，气体对液滴的作用力将变小，所需的临界流速将变大，排液关键部位是造斜段。在Turner等人直井携液临界模型基础上[14,15,16]，对造斜段和直井段各部分形成积液的条件进行了研究，推导出水平井造斜段的临界携液模型： vg≥2.664ksg(ρw－ρg)δResinθ
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| 图 8 不同管径不同井斜角下的临界携液流量 Fig.8 Critical liquid carrying rate for different pipe diameters and deviation angles |
携液模型判断结果和现场测试结果对比表明，临界模型判断水平井积液的符合率87.4%(见表 2)。
| 井号 | 油管外径/ mm | 油压/ MPa | 套压/ MPa | 产水量/ (m3·d-1) | 真实产气量/ (104m3·d-1) | 模拟临界流量/ (104m3·d-1) | 积液判断 | |
| 临界流量判断 | 现场测试 | |||||||
| DPH-3 | 89 | 11.0 | 12.9 | 9.07 | 2.00 | 7.29 | 积液 | 积液 |
| DPH-31 | 89 | 9.4 | 9.8 | 8.75 | 4.21 | 6.76 | 积液 | 不明 |
| DPH-21 | 60 | 7.9 | 8.4 | 6.24 | 2.56 | 3.55 | 积液 | 积液 |
| DPH-12 | 60 | 11.2 | 13.9 | 3.15 | 2.74 | 3.02 | 积液 | 积液 |
| DPH-10 | 89 | 13.6 | 11.8 | 1.53 | 4.08 | 8.07 | 积液 | 积液 |
| DPH-15 | 89 | 16.4 | 7.0 | 0.47 | 3.79 | 8.81 | 积液 | 积液 |
| DPH-33 | 60 | 15.7 | 16.4 | 6.00 | 4.97 | 3.55 | 不积液 | 不积液 |
根据水平井临界携液能力研究结果，结合水平井产出特征及井身结构特征，研究形成了收效快、成本低的泡沫排水采气工艺技术，进行了速度管排水采气技术试验。
3.2.1 泡沫排水采气技术泡沫排水采气技术的关键是泡排剂、加注时机和加注制度。 针对盒1层水平井具有平均产液量为2.36 m3/d、水型均为CaCl2型、平均氯离子浓度为11 000 mg/L、平均矿化度为25 000 mg/L、微含凝析油等特点，研发了适合盒1段的UT-11C和UT-6B气井泡排剂，其性能见表 3。该泡排剂具有较好的抗凝析油、发泡和稳泡性能，携液率较高。
| 型号 | 形态 | 抗凝析油，% | 浓度0.3%时携液率，% | 发泡力/mm | 稳泡力/mm |
| UT-11C | 液态 | 30 | 70 | 160 | 120 |
| UT-6B | 固态 | 30 | 70 | 165 | 100 |
结合盒1段气藏产出特征，利用水平井造斜段和直井段携液模型，判断气井生产能否达到临界携液流量，若达不到携液流量，则确定为泡排剂加注时间；泡排剂加注制度是否合理影响排水效果和投资，根据泡排剂性能结合产出特征，在压裂液未排完，产液量大于5 m3/d时，每天加注，加注量10 L；在压裂液已返排完且生产稳定的井，产液量低于5 m3/d时，宜采用间歇周期加注方式，每隔数天加注一次，加注量为6 L。
3.2.2 速度管排水采气工艺技术预制管完井压裂生产一体化管柱(Φ88.9 mm)管径偏大，油套不连通，气井易出现积液，采取泡排辅助生产，需关井1~2 h，影响气井连续排液。同时，需采取提高产气量的强排措施辅助，地层能量消耗过快，影响长期稳产。为此，进行了速度管排水试验。 管径优选及下深 通过节点分析法，借助临界携液模型，综合产能预测模型及不同管径的摩阻因素(见表 4)，优选出Φ38.1 mm连续油管。在不动原井生产管柱的情况下，下入Φ38.1 mm连续油管，降低了过流面积，增加了流体流速，增强了携液能力，满足水平井中、后期生产需要。水平井临界携液流量研究结果表明，造斜段45°～70°处临界携液流量最大。因此速度管下深越靠近A点越好，下深要超过井斜角70°的位置。
| 油管外径/mm | 油管内径/mm | 临界携液流量/(104m3·d-1) | 井筒摩阻/MPa | ||
| 垂直段 | 倾斜段 | 水平段 | |||
| 88.9 | 76.0 | 5.11 | 6.21 | 6.34 | 0.09 |
| 73.0 | 62.0 | 3.39 | 4.2 | 4.22 | 0.15 |
| 60.3 | 53.4 | 2.25 | 2.8 | 3.13 | 0.27 |
| 50.8 | 43.4 | 1.73 | 2.15 | 2.37 | 0.49 |
| 38.1 | 31.8 | 0.89 | 1.11 | 1.23 | 0.61 |
| 31.8 | 27.4 | 0.39 | 0.44 | 0.48 | 3.36 |
下入时机 借助IPR流入曲线，基于“J”产出曲线，根据临界携液流速积液原理，确定速度管下入时机。若气井原生产管柱配产低于所需的临界携液流量，将出现积液，需更换小管径生产管柱。这样做一方面可充分利用气井自身能量携液;另一方面可以避免积液后提高产气量携液，维持地层能量持续开发。
4 应用情况2013年，水平井安全快速钻井技术在大牛地气田166口井进行了应用，平均钻井周期由2012年的62.94 d缩短至58.04 d，缩短了7.79%；平均机械钻速由7.25 m/h 提高至8.43 m/h，提高了16.28%。其中目的层为盒1层的水平井63口，平均机械钻速8.60 m/h，钻井周期56.28 d。 大牛地气田采用多级管外封隔器分段压裂139井次1 408段，施工成功率98.7%，平均水平段长1 146.4 m，平均单井加砂量394.8 m3，平均单井入地液量3 031.9 m3;最长水平段长1 698.72 m，最大压裂段数14段，最大加砂规模615.5 m3，最大入地液量4 525.3 m3，最高无阻流量43.41×104 m3/d，压后平均无阻流量8.43×104 m3/d，为直井平均无阻流量的4.9倍，取得了较好的改造成果。
2 012年,61口水平井应用水平井泡沫排水采气技术，应用后产液量明显增加，产液量从2.60 m3/d升至4.66 m3/d，产气稳定，无需降压携液，排液效果好，泡排成功率达到85%。盒1气藏22口井应用速度管排水技术，结果表明，采用速度管排水采气后生产稳定，无需人工助排工艺即可实现气井平稳生产，降压携液频率降低了90.5%，泡排频率降低了83.9%，生产时率提高了8.49%，取得了较好的排液效果。
5 结 论1 ) 钾胺基防塌钻井液、复合钻井模式和PDC钻头优选是实现盒1层水平井钻井提速的主要因素；三开井身结构，水平段采用Φ152.4 mm井眼奠定了钻井提速的基础；盒1层水平井平均钻井周期缩短7.79%，平均机械钻速提高16.28%。
2) 水平井分段同步破胶技术实现了盒1层水平井分段压裂同步破胶，达到了保护储层的目的；通过优化人工裂缝参数(段间距、裂缝半长、导流能力)和施工参数(施工排量、前置液比例，平均砂比、加砂规模)，保证水平井压后具有较高的产能；管外封隔器分段压裂工艺在盒1层有很强的适应性，实现了水平井有效建产，解决了致密低渗透储层高效开发的问题。
3 ) 利用水平井造斜段临界携液能力确定泡排剂加注时机和优选速度管管径及确定其下入时机，通过试验探索形成了水平井以“速度管+泡排”为主体的排水采气工艺技术，排液成功率达85%以上，解决了水平井排液的难题，保障了气井的连续生产。
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