长水平段水平井钻井技术难点分析及对策

郭元恒 何世明 刘忠飞 敬承杰

（1.中石化石油工程技术服务有限公司，北京 100101；2.西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500； 3.塔里木油田塔中项目部，新疆库尔勒 841000）

随着国内外石油与天然气勘探开发的不断深入，一些油气藏的开发效果很不理想，如：低孔低渗、垂直裂缝、小型圈闭、多层系、海上等油气藏，底水或气顶油藏、页岩气藏［1］。而长水平段水平井技术具有更大限度地提高产量和采收率的技术优势，对上述油气藏具有显著的开发效益。因此国内外各油气田广泛地实施长水平段水平井技术，以提高对特殊油气藏的勘探开发效益。然而长水平段水平井的技术难点多、钻井工艺复杂、对装备和工具要求高，所以加大对长水平段水平井技术的研究力度已成国内外石油工业的必然趋势。

1 长水平段水平井技术现状

1.1 技术优势

长水平段水平井技术已经被广泛地应用在世界各类油气田，其技术优势体现得很明显。对于稠油油气藏、低孔低渗油气藏、薄层油气藏，长水平段增加了渗流面积，提高了产量；垂直裂缝性油气藏，长水平段可垂直钻穿多条裂缝，使多条裂缝同时产油产气；边底水、气顶油气藏，长水平段可以减缓水、气的锥进问题，提高油气产量；天然气藏在高渗透层水平段可以降低近井区域的产气速度，降低近井地区的紊流现象，改善高渗气层的产能；注水注气井，长水平段能够增加注入流体的波及体积，延伸到油气层深部，提高注水气井的效果［2］；较长的水平段可以穿越距离陆上较远的海上油气藏，减少海上钻井成本。此外，同直井和一般的水平井相比，长水平段水平井节省了井场用地、钻机搬迁安装等费用。近年来，长水平段水平井钻井成本已降至直井的2～2.5 倍，甚至更低，而产量却是直井的5～8 倍甚至更高。

1.2 技术进展

面对有明显技术优势的勘探开发技术，国外早已大力开展长水平段水平井技术的研究，尤其是近几年现代钻井技术、地质导向工具、闭环钻井系统、新型钻井液、先进完井工具和随钻测量系统的应用推动了长水平段水平井技术的进展［3］。挪威国家石油公司在Gulfaks 油田钻的Gulltopp 井，10 000 m 长的井段大多是水平段。目前世界上水平位移10 000 m 以上的井有：英国Wvtch 油田的M11 和M16 井，阿根廷Ara 油田的CN-1 井［4］。而国内长水平段水平井技术主要受一些核心工具的研发和钻完井技术的限制，使得我国的长水平段水平井技术远远落后于其他国家。但是国内也正积极研究长水平段水平井技术，其水平段长度也不断攀升：广安002-H1井，水平段长2 010 m；垣平1 井，水平段长2 660 m；苏里格苏76-1-20H 井，水平段长2 856 m。目前我国长水平段水平井的水平段长度大多在2 000 m 左右，与国外差距还很大。因此，急需对长水平段水平井技术难点做出分析，并针对这些难点找出具体的对策，提高该技术在特殊油气藏的应用效果。

2 长水平段水平井钻进难点分析与对策

长水平段水平井在钻进过程中，水平段长给钻进带来了很多技术难题。如水平段长度和位置的确定、井眼轨迹的控制、摩阻扭矩的降低、岩屑床的清除、润滑防卡和井壁稳定等技术难题。分析这些技术难题的原因并提出相应的处理措施对提高长水平段水平井的钻进技术是很有必要的。

2.1 水平段合理长度和位置确定的难点与对策

长水平段水平井的所有技术优势都是源于水平段较长，但是水平段合理长度和位置的确定受到产量、钻井成本、钻完井技术等因素的综合影响而成为技术难题。通常从产量上考虑：随着水平段长度的增加，井筒与油气藏的接触面积增加，但同时井内流体流动的摩擦阻力也增加，前者利于单井的产量，而后者却相反。一般地，长水平段水平井的合理长度等于井筒内摩擦损失使单井产能显著减少（减少量超过20%产能）时的长度。对于水平段的合理位置，水平段越靠近油藏或气藏顶部，底水驱油气藏中水平井渗流阻力增大，产能越低。一般认为，水平段在底水油气藏中最佳位置为Zw=0.9 h［5］。（Zw为水平段到油水或气水界面的距离，m；h 为油气层厚度，m）。

2.2 井眼轨迹控制难点与对策

长水平段水平井在井眼轨迹控制上的主要难点有：造斜段和稳斜段的设计难度较大；水平段合理位置的要求决定了水平段轨迹的控制精度要高；随着水平段的延伸，井眼摩阻随之增加，导向工具钻压传递困难，造成井眼轨迹控制难度大；钻遇岩性的多样性增加了井眼轨迹的控制难度。针对以上技术难点，一般采用的技术措施有：

（1）优选造斜点。造斜点应该选在成岩性好、岩层比较稳定的地层，利于较快实现造斜并确保井眼稳定。

（2）优选造斜段类型。一般选择圆弧形，利于降低摩阻扭矩和防止套管磨损。

（3）优选钻具组合。优选“钻头+单弯螺杆动力钻具+欠尺寸扶正器+无磁钻具+MWD”的单弯柔性倒装钻具组合，利于加压、造斜和井眼轨迹控制。

（4）复合钻进与滑动钻进交替进行。坚持“少滑动、多旋转、微调勤调”原则，保证井眼规则、井壁稳定。

（5）应用随钻测量工具。利用MWD 随时监测井眼轨迹，实时分析底部钻具组合与地层岩性的关系，合理调整滑动钻进与复合钻进的时间和比例，控制井眼轨迹。

（6）实时计算摩阻扭矩。利用相关软件实时计算钻进时的摩阻扭矩，及时调整钻具组合和钻进参数［6-9］。

2.3 钻具摩阻扭矩大的原因与对策

在长水平段水平井钻井过程中，钻具与井壁之间的摩擦阻力主要由钻柱的轴向摩擦阻力及周向摩擦扭矩组成。摩阻扭矩大的原因有：钻进所需管柱的结构复杂，易与井壁底部接触；钻具与井壁底部岩屑的相互作用；固相含量高的钻井液混入细小岩屑后，润滑效果下降；水平段长、井壁稳定性差、易发生卡钻，致使钻具上提下放困难、承压严重、加压困难。因此在长水平段水平井的施工过程中，能否预测及降低钻井摩阻问题是其成功与否的关键。为降低钻具的摩阻扭矩，应采取以下技术措施。

（1）使用斜坡钻杆。在斜井段使用柔性斜坡钻杆，减少钻具与井壁的接触面积，降低互相间的摩擦阻力。

（2）优化钻具结构。尽量采用加重钻杆代替钻铤，将加重钻杆接于井斜较小的井段，斜坡钻杆置于斜井段和水平段或采用倒装钻具组合，以保证钻压能有效地传递到钻头上，并减少黏卡的机会。使用无磁承压钻杆加长无磁环境，提高测量数据的精确性［10-11］。

（3）优化钻井液性能。钻井液应具有较好的携岩性能和润滑性能，降低钻进过程中的摩阻扭矩。

（4）使用计算软件。使用莫尔和landmark 等软件对摩阻扭矩进行较为准确地预测，为钻进过程中提供理论依据。

2.4 稳斜段及水平段极易形成岩屑床的原因与对策

长水平段水平井在钻进过程中在稳斜段和水平段极易形成岩屑床，给钻进带来很多技术难题。岩屑床的成因主要有以下几个：在稳斜段和水平段，钻具在井眼中靠向下井壁，岩屑易沉在下井壁且不易清除；井眼中部的环空较大、钻具偏心、环空返速降低、携岩效果变差；在造斜段，岩屑返出难度增大，岩屑在此处易堆积；钻井液的性能差和钻具结构复杂，影响钻井液的携岩效果，易形成岩屑床。因此稳斜段和水平段井眼净化效果不佳，现场施工时必须采用合理的井眼净化技术。

（1）增大排量，控制环空返速。环空返速是影响井眼净化的主要因素，但过高的环空返速将会对井壁造成较严重的冲蚀作用，所以在利于减缓岩屑床形成的同时需要控制环空返速和排量。

（2）改善钻井液性能，提高钻井液的动切力。钻进中要随时补充高分子聚合物，增强钻井液的悬浮、携岩能力。

（3）钻井过程中配合短程起下钻、分段循环和划眼等措施。当井斜角超过30°后，要根据岩屑床的情况，适时做短程起下钻，有效清除岩屑；在起下钻换钻头时，分段循环钻井液，利于清除岩屑；如果岩屑床比较严重，则需要多次划眼以清除岩屑床。

（4）优化井眼轨迹设计。该措施以控制造斜率和稳斜段的长度，防止岩屑在造斜段堆积。

（5）简化钻具结构。在满足钻进工艺条件下，钻具结构越简单越好，一般不连接过多的大钻具。

2.5 润滑防卡和井眼稳定的难点与对策

对长水平段水平井而言，随井深的增加，钻进过程中摩阻扭矩逐渐增大，极易发生卡钻事故；同时由于短程起下钻和划眼次数多，造斜、增斜、稳斜和扭方位等工序复杂，全角变化率较大，极易形成键槽而发生键槽卡钻；另外，随着井深的增加井眼受到力学和化学两方面的影响加剧，其稳定性能变差。因此在钻井液的设计上必须注重其润滑防卡和保护井眼稳定的性能，主要技术措施有以下几个方面。

（1）加入润滑剂降低滤饼摩阻因数。该方法通常是使用润滑防卡钻井液体系，一般是液体润滑剂原油和固体润滑剂塑料小球的组合，其润滑防卡效果最好。这种方法在确保润滑防卡效果的同时，有利于携带岩屑，为钻长水平段水平井提供了一种良好的钻井液体系。

（2）严格控制滤失量及滤饼厚度。滤失量过大导致形成的滤饼太厚，井眼缩径，起下钻不畅通，并影响固井质量。

（3）严格控制钻井液的含砂量。含砂量高会增大滤饼摩擦因数，造成黏附卡钻。另外，形成的滤饼厚且松，胶结性差，起钻时易造成井眼垮塌。现场应采用五级净化设备，彻底清除钻井液中的有害固相，保证较低的含砂量。

（4）选择合适的钻井液密度。钻井液密度要根据压力剖面进行合理地选择，既要平衡地层压力有效支撑井壁，又要防止井漏，保护储层。

（5）使用必要的添加剂。如降失水剂，控制钻井液滤失量，减少滤液进入地层；大分子包被剂，充分包被岩屑，增强钻井液抑制性，防止地层造浆；防塌剂甲酸钾，使形成的滤饼致密坚韧，有效封堵和保护储层等［12-13］。

2.6 套管磨损严重的原因与对策

套管磨损在所有钻进过程中都存在，容易导致套管挤毁，严重时会使一口几乎要完成的井报废。引起套管磨损的各种因素，在钻长水平段水平井过程中表现得尤为明显，使得套管磨损尤为严重，其原因主要有：钻进时几乎所有钻柱都躺在套管壁上，造成钻柱对套管的正压力大；起下钻和划眼次数多、钻进时间长、固井时套管不居中、钻具结构复杂；钻具与套管在材料性能（如硬度、刚度、表面性质）上有较大差异；钻井液的类型、固相含量、腐蚀作用会加剧套管的磨损程度。针对以上引起套管磨损的原因，常采用的技术措施有以下几个方面。

（1）钻杆保护器。用特殊的材料（橡胶护箍、钻杆保护器）固定在钻杆上，减小或避免套管与工具接头直接接触的机会，减小套管与接触材料的摩擦因数，从而减少套管磨损。

（2）减磨接头。用特殊的接头接在钻杆上，钻杆旋转时减小或避免套管与钻杆接头接触的机会，将钻杆接头与套管的相对运动变为钻杆与减磨接头套筒的相对运动，从而减少套管磨损。

（3）钻杆接头耐磨带。用特殊的工艺措施对钻杆接头表面进行化学处理，使其表面的材料具有很好的耐磨性，减小钻杆接头与套管接触时的摩擦因数，这样在减小套管磨损的同时也可以有效地保护钻杆。

（4）钻井液工艺措施。通过使用不同类型的钻井液和添加剂来改善润滑性能，从而减小钻具与套管的摩擦因数，减小套管的磨损。

（5）钻井工艺措施。简化钻具结构，提高套管居中度，利于减小套管磨损［14-16］。

3 长水平段水平井固井技术难点分析与对策

长水平段水平井的固井技术难题主要由水平段的延伸方向与套管和水泥浆的重力方向垂直或近似垂直造成。由此带来了套管下入难、水泥浆顶替效率低、套管偏心、水泥浆性能要求高等技术难题。

3.1 套管安全下入难的原因与对策

套管顺利通过弯曲段进入水平段，并不断向水平方向延伸是套管安全下入的目标。影响套管下入的三大因素：摩擦重量损失、力学重量损失、套管重量［17-19］。有些井靠套管自身重量便能下入，如果不能则需要推力推动套管下行，所施加的推力就是摩擦重量损失。力学重量损失是由岩屑、井壁坍塌、台肩、压差黏卡、稳定器陷入地层等因素导致的重量损 失［20］。显然对长水平段水平井而言，减少力学重量损失是下套管技术的关键。

（1）保证优质的井眼，下套管前认真通井。

（2）漂浮下套管技术。该技术是利用密封装置在套管内密封一定的气体或轻质液体，以减轻整个管柱在钻井液中的重量。

（3）下套管专用工具。把套管柱分成两段，其减小下套管过程中的摩擦力的关键是用套管重力移动上部套管柱，通过施加钻井液压力移动下部套管柱。

（4）边下边循环技术。利用套管循环头工具，在下套管的同时循环钻井液减小摩擦力，提高管柱下入能力，并降低卡套管的可能性。

（5）套管抬头下套管技术。在靠近引鞋位置固定1～2 个刚性扶正器，使引鞋翘起离开井壁，减小摩擦阻力。

（6）利用旋转管柱来降低摩阻、提高下入能力；用游车或大钩的自重往井下推动套管。

3.2 水泥浆顶替效率低的原因与对策

在长水平段水平井固井作业中，水泥浆顶替效率低主要由以下几方面引起：岩屑和重晶石沿着水平段环空下部沉淀堆积；套管的偏心使套管低边钻井液驱动困难，容易窜槽；水泥浆重力的存在，致使井眼上侧的钻井液难于顶替；油基钻井液的使用；井壁的虚滤饼和井眼的不规则。针对以上降低了水泥浆顶替效率的问题，主要采用以下技术措施。

（1）活动套管（旋转或上下活动套管）。活动套管有助于破坏钻井液的静切力，利于顶替可能残留在偏心环空窄边一侧的钻井液。

（2）有效循环钻井液。该措施能彻底将井底和水平井段沉积的岩屑清洁干净，并清除井壁和套管壁上的虚滤饼。

（3）油膜冲洗—润湿反转技术。采用冲洗液、隔离液加先导液的程序提高井壁清洁程度。

3.3 套管偏心严重的原因与对策

套管在自身重力作用下易靠近井壁下侧，引起套管偏心，严重影响岩屑携带和注水泥驱替效果，加剧套管磨损。美国石油协会规定偏心程度不超过33.3%。目前解决套管偏心的主要措施是在套管上安装套管扶正器，具体做法有以下方面。

（1）提高井眼质量。防止井径急剧变化、出现不规则井眼。

（2）选择安装扶正器的最优间距。在安装扶正器时，应从井况和施工条件出发，选择最优间距，使扶正器所受的侧向合力尽可能地减小，扶正效果最好，套管居中程度最高。

（3）选择合适的扶正器类型。尽可能选择高弹性比例常数的扶正器，使其达到最好的扶正效果。

（4）核对扶正器安装位置的合理性。

3.4 水泥浆性能要求高的原因与对策

由于长水平段水平井的水平段较长，在钻进过程中钻具与已固井井段的作用时间长而且复杂，所以对固井质量的要求很高，进而对水泥浆性能要求也高。因此要求水泥浆的稳定性、稠化时间、流变性能、失水量等性能要满足长水平段水平井的固井要求。

（1）水泥浆具有良好的稳定性。对水泥浆要做沉降稳定性评价，保证水泥石上下密度差小于0.03 g/cm3。

（2）水泥浆具有较好的流变性能。具有较好流变性能的水泥浆有助于提高顶替效率，流性指数最好控制在0.6～0.8，水泥浆屈服值要稍大于钻井液屈服值。

（3）水泥浆游离液要少。水泥浆游离液多会形成游离液通道，降低封固质量。水平井固井中API 标准：在45°斜放方式时水泥浆自由液为0 mL。

（4）水泥浆失水量要少。水平井固井中API 标准：水泥浆失水低于50 mL 甚至更低。

（5）控制好稠化时间。稠化时间不合适对固井质量会造成严重的损害，甚至固井失败。

4 结论与认识

（1）长水平段水平井的钻进技术难题主要是由水平段过长造成的。水平段长导致井眼轨迹控制难、钻压施加难、钻井液携岩难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差等问题。

（2）长水平段水平井的固井技术难题主要是由水平段延伸方向与套管和水泥浆的重力方向垂直或近似垂直造成的。由此导致了套管下入难、水泥浆顶替效率低、套管偏心严重、水泥浆性能要求高等技术难题。

（3）针对长水平段水平井在钻进和固井中的技术难题，应在井身结构、井眼轨迹、钻井液（水泥浆）性能、钻井工具、工艺措施上优化选择，并结合相应的计算软件和技术装备来提高长水平段水平井钻井技术。

（4）在解决长水平段水平井技术难题的时候，要综合考虑多种因素，并结合本地区、本区块的特点制定合理有效的技术措施。

［1］ 唐洪林，唐志军，闫振来，等.金平1 井浅层长水平段水平井钻井技术［J］. 石油钻采工艺，2008，30（6）：11-15.

［2］ 靳海鹏，田世澄，李书良.国内外水平井技术新进展［J］. 内蒙古石油化工，2009（22），92-95.

［3］ 朱全塔.孤平1 井超长水平段水平井钻井技术［J］. 石油钻探技术，2005，33（6）：68-71.

［4］ JOSHI S D. Production forecasting methods for horizontal wells ［R］. SPE 17580，1987.

［5］ 符奇，张烈辉，胡书勇，等.底水油藏水平井水平段合理位置及长度的确定［J］. 石油钻采工艺，2009，31（1）：51-55.

［6］ 牛洪波.大牛地气田长水平段井眼轨迹控制方法［J］. 天然气工业，2011，31（10）：64-67.

［7］ 秦永和.大港油田大位移井钻井实践和技术最新进展［J］. 石油钻探技术，2006，34（4）：30-33.

［8］ 崔海林，曹树生，杨春旭，等.DP19 小井眼欠平衡水平井井眼轨迹控制技术［J］. 石油钻采工艺，2010，32（3）：18-22.

［9］ 何军，董国昌，庞绪英，等.小井眼丛式井井眼轨迹控制技术［J］. 石油钻采工艺，1999，21（3）：33-37.

［10］ 娄铁强，杨立军.乌兹别克斯坦巨厚盐层水平井钻井技术［J］. 石油钻采工艺，2008，30（6）：16-20.

［11］ 苏义脑，窦修荣.大位移井钻井概况、工艺难点和对工具仪器的要求［J］. 石油钻采工艺，2005，33（4）：6-10.

［12］ 赵金州，赵金海，薛玉志，等.胜利油田保护储层的水平井钻、完井液技术［J］. 石油钻采工艺，2009,31（6）：64-69.

［13］ DUTRA E S S, NACCACHE M F. Dynamics of fluid substitution while drilling and completing long horizontalsection wells［R］. SPE 94623，2005.

［14］ 周劲辉，林凯，覃成锦.套管磨损对钻井安全的影响及减磨技术对比［J］. 安全与环境工程，2007，14（2）：79-81.

［15］ 韩秀明，樊建春.钻杆防磨技术的现状和发展［J］. 石油矿场机械，2007，36（3）：17-22.

［16］ JOHN G M obley. Hardbanding and its role in deepwarter drilling［R］. SPE 52882，1999.

［17］ 陈建兵，安文忠，马健.套管漂浮技术在海洋钻井中的应用［J］. 石油钻采工艺，2001，23（5）：19-22.

［18］ 李维，李黔.大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析［J］. 石油钻探技术，2009，37（3）：53-56.

［19］ 刘伟，陶谦，丁士东.页岩气水平井固井技术难点分析与对策［J］. 石油钻采工艺，2012，34（3）：40-43.

［20］ 闫阵来，牛洪波，唐志军，等.低孔低渗气田长水平段水平井钻井技术［J］. 特种油气藏，2010，17（2）：105-108.