浅层大位移水平井钻井技术
董国昌张嵇南何军
(吉林石油集团公司钻井院）
【摘要】
为使吉林油田扶余地区地面受限、位移达到800米以上的浅油藏得到高效开发,研究应用了采用修井机进行浅层大位移水平井开发的偿试，取得了显著效果。
本文结合扶余浅油藏特点，分析了浅层大位移水平井钻井完井难点，提出了解决措施及对策，通过现场三口井的实践，初步形成了浅层大位移水平井钻井技术。
【关键词】浅层大位移水平井井眼轨迹控制井身结构钻井液完井
吉林油田扶余地区中14、15队区块位于松原市城区内,主力油层为扶余油层泉四段3＋4、7、9+10＋11＋12号层，砂体连片分布,油层空气渗透率为180×10—3μm2，孔隙度为24％，适合利用水平井开采。
由于油层厚度较大,因此分两套层系开采，分别为3—7号小层和9-12号小层，油藏埋深为380～460m之间，地面受限位移达800m以上，需采用浅层大位移水平井技术进行开发。
而浅层大位移井垂深比较浅，位移和垂深之比相对较大，钻井和下套管过程中井眼摩阻大，如何克服钻进和下套管中的摩阻问题，就成为浅层大位移水平井钻井需要解决的关键问题，因此需要研究适合浅地层钻井的大位
移水平井钻井工艺技术,现已成功钻成3口井，初步形成了一套适合于扶余油藏开发特点的浅层大位移井钻井技术。
具体指标见表1。
表1扶余浅层大位移水平井技术指标
1浅层大位移水平井钻井技术特点及难点
（1）造斜点浅（170～210m)，直井段钻柱重量轻,大斜度段和水平段施加钻压困难；
（2）地层松软,工具实际造斜率难于确定，而且浅层大位移井都位于城镇等地面受限、地下井位稀少的地方，相对于扶余其它区块地下情况落实比较差，要求井身剖面调整性强，能够对垂深误差进行一定的调整，从而使井眼轨迹控制难度进一步增大；
（3）由于直井段短，套管下入重力小,而水平位移比较大,因此下套管困难，为减小套管下入阻力,要求井眼轨迹控制要平滑，水平段波动幅度尽可能小；
（4)钻井液要综合考虑润滑、携岩、井壁稳定和油气层保护以及钻井成本等多项问题，给钻井液优选增加了难度;
（5）为降低钻井成本，达到水平井钻井预期开发效益，少下或不下技术套管，从而增大了水平井钻进摩阻。
2技术措施与对策
(1)采用单圆弧井身剖面，尽可能降低造斜点，增加直井段长度；
（2)利用摩阻分析软件，进行浅层水平井井眼摩阻分析，同时设计60°以下井段采用不同的倒装
钻具组合，以增加可施加的钻压和降低钻柱摩阻；
（3)采用比设计造斜率高30％的螺杆钻具进行造斜，确保工具实际造斜率不低于设计造斜率，当实际造斜率高时,开动转盘进行复合钻进，以提高携岩效果及时破坏岩屑床,降低井眼摩阻；
（4）优化大斜段和水平段扶正器数量和扶正器类型，确保套管居中，同时在60°以上斜井段安放刚性滚轮扶正器，降低下套管摩阻，增加完井套管下入重量；
（5）研究低固相、低摩阻、低成本携岩难力强的水基钻井液,降低裸眼段摩阻,同时坚持短起钻制度，及时破坏岩屑床；
3。
2工程设计
3.2.1井身剖面设计
表3扶平12井井身剖面关键点设计数据
3.2。
2井身结构设计
一开：φ393mm钻头×151m+φ273mm表套×150m；
二开：φ215。
9mm钻头×1255m+φ139.7mm油套×1254m。
3。
3井眼轨迹控制
3。
3.1直井段（0~190m）
一开采用刚性比较大的塔式防斜钻具组合:
φ393mm牙轮钻头+φ203mm无磁钻铤×1根+φ203mm钻铤×5根+φ178mm钻铤×3根+φ127mm加重钻杆+φ133mm方钻杆
钻进中，通过低钻压5t,高转速160r/min，控制井斜角，使造斜点处井斜角控制在1°以内（实际0。
8°），从而为造斜段和水平段的施工创造了良好条件.
3.3.2二开造斜段（～547.33m)
井斜60°以前的造斜段选用如下钻具组合：
φ215。
9mm牙轮钻头+φ165mm单弯螺杆钻具(1.25°）+MWD+φ165mm无磁钻铤×1根+φ165mm 钻铤×3根+φ127mm加重钻杆×30根+φ127mm钻杆+133mm方钻杆。
井斜60°以后的造斜段及探顶段选用如下钻具组合：
φ215.9mmPDC+φ165mm单弯螺杆钻具（1.25°)+LWD+φ165mm无磁钻铤×1根+φ127mm加重钻杆×2根+φ127mm18°斜坡钻杆+φ127mm加重钻杆×30根+φ127mm钻杆+133mm方钻杆. 3.3.3钻井参数：井斜角在45°之前钻压5～6t，井斜角在45°之后钻压7～10t;排量32L/S;该井
段造斜开始时,定向方位为328°,造斜至317m时，井斜达到34°，绕过Z14-054井，最近距离18。
57m，然后增斜扭方位至352°，井斜57°，至井深426。
94m绕过Z14—54井，最近距离22.15m，然后增斜扭方位至351。
28°,并且采用该方位稳斜探油顶。
3.3.4水平段控制(～125
4.20m）
水平段采用的钻具组合如下：
φ215mmPDC钻头+φ165mm单弯螺杆钻具（0。
75°）+LWD+φ127mm无磁承压钻杆×1根+φ127mm斜坡钻杆×30根+φ127mm加重钻杆×30根+φ165mm钻铤×6根+φ127mm钻杆+133mm方钻杆，钻压3～4t,转速30～40rpm，排量32L/s。
水平段是浅层大位移水平井控制的重要井段,其主要目的是使水平段尽可能在油层中穿行，同时控制井眼曲率和井眼横向偏移，使井眼尽可能光滑，确保完井套管下至预定位置。
3.4钻井液技术
3.4.1钻井液配方
4%水化般土+0。
5％纯碱+0。
3%KPA+1％铵盐+1%HA树脂+1％防塌润滑剂+1%ORH+1％DYRH—3+0.08％XC
3.4.2润滑技术
（1）采用低固相钻井液技术，维护钻井液的润滑性。
在配浆时，采用适当的低般含或无般含原浆；钻进过程中,充分利用固控设备最大限度的清除钻屑，控制固相含量最低，满足设计要求。
（2）加入足量的大分子聚合物,配以适量的小分子聚合物，调整泥饼质量，保证泥饼润滑性。
（3）加入润滑剂，提高钻井液的润滑性能。
控制全井段摩阻系数小于0.08.
3。
4。
3携岩技术
(1）维持钻井液中3%左右的般土含量，保证当加入聚合物时,钻井液形成足够的结构力。
（2）使用xc提高钻井液的动切力，提高其携岩能力。
在大井眼段，适当的提高钻井液的动切力，特别是当井斜角在45～60°时,动切力的提高梯度为3。
5～6.0~13.5Pa，满足了携岩要求。
另外工程上利用开转盘，上下活动钻具、短起钻等措施，破坏岩屑床。
利用清洗液破坏岩屑床。
3.4.4井壁稳定技术
（1）保持合理的钻井液密度性能，维护井壁的力学稳定。
(2）大分子聚合物、小分子聚合物结合，形成高质量泥饼.
（3）维护钻井液的滤失性在设计范围内。
（4）利用抑制剂，保证钻井液的抑制能力。
3。
4。
5油层保护技术
（1）采用复合暂堵技术，控制固相颗粒进入油层
选用两种超细碳酸钙作为暂堵剂和加重剂.一种为灰质碳酸钙可实现暂堵和降失水作用,另一种为颗粒碳酸钙，暂堵直径较大的孔隙。
（2）钻井液中加入非渗透处理剂进行油层保护，以控制钻井液和水泥浆液相进入油层.
3.5固井完井技术
3。
5.1固井水泥浆、隔离液及外加剂优选
上部领浆为G级油井水泥原浆，下部尾浆为常规密度低温低失水水泥浆。
上部G级油井水泥原浆能够携带残留泥饼和岩屑,下部常规密度低温低失水水泥浆在低温条件下具有高早强、零析水和低失水性能，能够防止水泥浆失水发生水窜。
双凝结构避免水泥浆失重,防止层间窜流或高压地层水窜入井筒,保证油水层段封固良好；双密度结构减轻水泥浆液柱静压力和顶替动压力，防止水泥浆漏失，保证水泥浆返至地面，防止套损。
3。
5.2下套管技术措施
（1）斜井段每两根套管安放一只扶正器，其中刚性滚轮扶正器和弹性扶正器交错使用.
(2)短起钻，并大排量洗井2周以上，以清除岩屑床，并用清扫液将井内岩屑携带干净。
(3）下套管通井后，加入一定量的油基润滑剂。
（4）如果下套管阻力大，在井口施加一定压力。
4结论及认识
(1）浅层大位移水平井钻井的成功，为吉林油田高效开发地面受限位移达800m以上的浅藏，寻求了一条切实可行的尊长途径；
（2）研究的低固相聚合物水基钻井液体系及其配套技术成功地解决了浅层大位移水平井的润滑、携岩、破坏岩屑床等技术难题；
（3）科学合理的井身剖面和钻具组合设计是实现浅层大位移水平井优化控制的关键；
(4）每次起钻时采用10m3漏斗粘度大于150s的钻井液和XC混合清扫液洗井一次,可有效清除井眼中残留岩屑;
（5)采用刚性滚轮扶正器即可满足水平段套管居中的要求，又可减少套管下入阻力，是提高浅层水平井固井与完井成功率的有效手段；
(6）低温低失水水泥浆配方与相应的隔离液相配套,应用于浅层水平井中，可有效地保护浅层油气层和提高固井质量。
2006-12-11。