渭北油田高水垂比水平井钻井设计与应用

闫吉曾

(中国石化华北分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006)

渭北油田高水垂比水平井钻井设计与应用

闫吉曾

(中国石化华北分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006)

为解决渭北油田长3储层埋深浅、水平井水垂比高带来的摩阻大、井眼轨迹控制难等问题，开展了浅层高水垂比水平井钻井设计研究。在分析主要钻井技术难点的基础上，对不同尺寸井眼的摩阻和扭矩进行了数值模拟，将待钻井设计为三开井身结构，三开水平段采用φ215.9 mm钻头钻进；为了确保准确着陆入靶，根据长3储层的地质特征，采用双增井眼剖面；根据各开次钻遇地层的特征和钻井要求，一开井段采用塔式钻具组合，二开和三开井段采用倒装钻具组合，加重钻杆放在井斜角为45°～60°的井段内；根据渭北油田钻遇地层的特点，采用钾铵基聚合物钻井液，水平段控制钻井液滤失量小于5 mL；为降低钻井成本，充分利用现有钻井设备，选用ZJ30型非顶驱钻机。现场应用表明，利用常规钻井装备，采用上述钻井设计，解决了渭北油田长3储层浅层水平井钻井中存在的问题，实现了长3储层的有效开发。

浅层 水平井 井身结构 井眼轨道 钻具组合 聚合物钻井液 渭北油田

渭北油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，面积2 028.9 km2，石油资源量1.46×108t[1]，主要目的层为三叠系延长组长3储层，埋深295.00～550.00 m，属于超浅层油藏，孔隙度3.64%～15.72%(平均12.78%)，渗透率0.33～1.59 mD(平均0.71 mD)，压力系数0.60～0.90(平均0.72)。长3储层为岩性油藏，油气分布主要受沉积相带、岩性及物性因素的控制，砂体分布较稳定且构造发育宽缓，采用水平井开发，水平段长必须达到800.00～1 000.00 m才能实现经济有效开采，但渭北油田长3储层埋深较浅，水垂比均高于2.00，钻井过程中摩阻和扭矩大，管柱托压严重。针对钻井中摩阻大、钻头加压困难、井眼轨迹控制困难等技术难点，通过优化工程设计，按照由易到难的原则，采用ZJ30型非顶驱钻机等常规钻井装备，成功钻成了一批水垂比不低于2.48的浅层水平井，形成了渭北油田浅层高水垂比水平井钻井技术，为产能建设提供了技术支持。

1 主要技术难点

1) 水平段摩阻、扭矩大，钻头加压困难。由于造斜点浅，一般为50.00～150.00 m，直井段钻柱重量轻，大斜度井段和水平段钻头加压困难[2-4]。对于水平位移过大的高水垂比水平井，在水平段滑动导向钻进中，管柱紧贴下井壁，与井壁的接触面积大，导致水平段施工后期摩阻升高、扭矩增大，水平段延伸困难。

2) 造斜率选择范围窄。由于靶前位移的限制，造斜率可选择范围比较窄，因此给造斜工具的选择和井眼轨迹控制带来难度。造斜段一般在侏罗系地层中上部，地层压实程度低，造斜工具的实际造斜率难以确定，使井眼轨迹控制难度进一步增大。

3) 对钻井液性能要求高。定向造斜井段地层疏松，多为细砂岩和粉砂岩并发育有灰色泥质粉砂岩，砂泥岩互层频繁，井壁稳定性差，易发生井壁坍塌、掉块[5]，甚至卡钻；水平段长达800.00～1 000.00 m，润滑防卡、降摩减阻难度大，需要钻井液具有良好的携岩能力、润滑性及防塌性。

4) 储层非均质性强，入靶点着陆困难。渭北油田长3储层是河流道沉积，地层非均质性强，造成入靶点预测垂深与实钻垂深存在偏差，在着陆过程中垂深调整余量小，井眼轨迹难于控制，给着陆入靶带来困难。

2 工程设计

针对上述主要技术难点，通过分析摩阻和扭矩，将待钻井设计为三开井身结构，采用φ215.9 mm钻头钻水平段；为能顺利着陆、准确入靶，针对储层的非均质性特点，将井眼剖面设计为双增剖面；为了有效给钻头加压，二开和三开井段采用倒装钻具组合；为防止井壁失稳，减少储层伤害，采用钾铵基聚合物钻井液；选用不带顶驱的ZJ30型钻机，既能满足施工要求，又可降低钻井成本。

2.1 井身结构设计

高水垂比水平井在钻进过程中易出现钻头不能有效加压的现象，为此，利用Landmark钻井软件对常见的φ152.4 mm和φ215.9 mm两种井眼在钻进中的摩阻和扭矩进行了分析。结果表明，当垂深大于739.50 m 时，φ152.4 mm井眼二开钻具最大扭矩小于扭矩极限值，满足安全钻进条件，但井口钻具张力接近0，已无法施加钻压；当垂深小于739.50 m时，φ215.9 mm井眼既满足安全钻进要求又能实现加压，因此水平段采用φ215.9 mm井眼。

一开井段采用φ444.5 mm钻头钻至第四系地层下部，一开井段井深不小于51.00 m，φ339.7 mm表层套管下深50.00 m，封固第四系黄土层和志丹群、直罗组上部的砂砾层和泥岩互层，采用内插法固井工艺固井，水泥浆返至地面。二开井段采用φ311.1 mm钻头钻至入靶点后再钻30.00 m，以保证测井时能准确测到储层，φ244.5 mm技术套管下至入靶点，水泥浆返至地面，为三开水平段安全施工提供有利条件，降低水平段施工风险。由于技术套管封固段存在油层，因此采用双凝水泥浆体系全井封固工艺固井，尾浆返至油气层顶界以上200.00 m，低密度水泥浆返至井口。三开水平段采用φ215.9 mm钻头钻至设计出靶点，下入多级管外封隔器压裂完井。

2.2 井眼轨道设计

2.2.1 设计原则

1) 尽量降低造斜点，增加直井段长度，以增大直井段钻柱的重量，在水平段钻进时，方便给钻头加压和保证套管顺利下入；

2) 保证合理的造斜率，既可以实现斜井段的复合钻进，提高机械钻速，又可降低摩阻和扭矩，保证水平段有效延伸；

3) 剖面设计以有利于入靶点着陆控制和水平段井眼轨迹调整为原则，在实际钻井过程中，应保证控制靶点符合地质设计要求[6-7]。

2.2.2 井眼剖面优选

渭北油田长3储层属于河流道沉积，地层非均质性强，地质预测入靶点垂深与实钻垂深一般存在2.00～8.00 m的误差，地质设计要求入靶点纵向偏移1.00 m、横向偏移5.00 m。因此，进行井眼轨道设计时，要充分考虑在着陆过程中留有垂深余量，为此，优选“直—增—稳—增—平”双增井眼剖面(见图1)。根据实际钻井过程中地层的变化，稳斜段可适当调整，以确保准确着陆入靶。

2.2.3 井眼剖面参数优化

定向造斜段采用φ311.1 mm钻头钻进，单弯单稳钻具组合的造斜率为(6.5°～8.5°)/30m，为了增加直井段段长，有效缩短钻遇泥页岩段长，根据不同靶前距、稳斜段长、稳斜段井斜角和造斜率等参数组合进行了计算。根据计算结果，确定靶前距为270.00～320.00 m，第一造斜率为(6.2°～7.5°)/30m，第二造斜率为(5.5°～6.0°)/30m，稳斜段段长为25.00～35.00 m，稳斜段井斜角为60°～70°，这样既能满足φ244.5 mm技术套管(钢级N80壁厚7.72 mm)下入要求，也能满足后期下入压裂管柱的需要。

2.3 钻具组合设计

2.3.1 钻头选择

一开井段主要钻遇第四系黄土层，部分井区含有砾石，为了降低钻井成本，选用牙轮钻头。二开井段由于直井段很短，已经开始定向造斜，为了提高造斜率，也选用牙轮钻头。三开水平段在长3储层穿行，各个控制靶点之间的井眼曲率一般小于2°/30m，为提高机械钻速，采用PDC钻头。

2.3.2 一开井段钻具组合

一开井段较短，一般不超过100.00 m，主要是防斜打直，采用φ444.5 mm钻头+φ244.5 mm钻铤+φ203.2 mm无磁钻铤+φ203.2 mm钻铤+φ177.8 mm钻铤+φ127.0 mm钻杆的塔式钻具组合。钻压控制为100～150 kN，排量为50～65 L/s。

2.3.3 二开井段钻具组合

二开直井段很短，已经开始定向造斜，为减少起下钻次数，要加上螺杆和随钻测量工具，采用φ311.1 mm钻头+φ203.2 mm×1.75°螺杆+MWD+φ203.2 mm无磁钻铤+φ165.1 mm钻铤+φ127.0 mm斜坡钻杆+φ127.0 mm加重钻杆+φ127.0 mm钻杆的倒装钻具组合。泵压为18～20 MPa，排量为45～55 L/s。在定向斜井段每钻进100.00～150.00 m进行短起下钻一次，以清除岩屑床。

2.3.4 三开井段钻具组合

三开水平段井眼曲率一般为2°/30m，在钻进过程中根据地质显示，进行井眼轨迹调整，因此选用1.00°单弯螺杆，为了给钻头加压，采用φ215.9 mm钻头+φ172.0 mm1.00°螺杆+ MWD+φ165.1 mm无磁钻铤+φ127.0 mm斜坡钻杆+φ127.0 mm加重钻杆+φ177.8 mm钻铤+φ127.0 mm钻杆的倒装钻具组合。钻压20～60 kN，排量15～17 L/s。加重钻杆放在井斜角45°～60°的井段内，以确保有效加压。每钻进100.00～200.00 m，短起下钻一次，以清除岩屑床，短起下钻井段长度100.00～500.00 m。

2.4 钻井液设计

根据渭北油田上部地层特点及储层特征，进行钻井液优选，最大限度降低对储层的伤害，维护井壁稳定。直井段选用聚合物钻井液，二开井段至出靶点采用低成本的钾铵基聚合物钻井液。钾铵基聚合物钻井液主要是通过K+和NH4+的晶格固定和离子交换作用来抑制泥页岩水化膨胀，稳定井壁[5]。定向斜井段以提高钻井液的抑制性为主，并利用封堵剂封堵地层的层理裂隙，防止钻井液漏失。水平段提高钻井液的携岩性和润滑性[8]，并将钻井液的滤失量严格控制在5 mL以内。不同井段钻井液的性能要求见表1。

二开井段主要钻遇直罗组、延安组和延长组地层，延安组地层存在煤夹层，将钻井液密度提高至1.07～1.10 kg/L可防止煤层垮塌；钻进煤层段时，在钻井液中加入2%单向封堵剂，封堵煤层裂隙；将钻井液的滤失量严格控制在5 mL以内，黏度保持在40～60 s，以保持井壁稳定。三开水平段选用钾铵基钻井液，控制其密度最高不超过1.08 kg/L，滤失量控制在5 mL以内，在水平段钻进400.00 m以后，加入2%～3%无荧光防塌剂和3%～5%润滑剂，以保持钻井液的防塌抑制性和润滑性[9-10]。

表1 不同井段钻井液的性能要求

Table 1 Requirement of drilling fluid properties in various well sections

2.5 钻机优选

对于渭北油田的浅层水平井，选择钻机时，要求提升系统能满足起下钻更换钻头和可下入完井预置管柱。渭北油田以长3储层为目的层的水平井的井深一般为1 700.00 m，水平段长约1 000.00 m，水垂比一般高于2.50，钻井施工难度大。因此，选择钻机时还应考虑到钻机处理事故的能力和成本等因素，所以选用不带顶驱的 ZJ30型钻机。

利用专业软件进行模拟计算，钻至三开水平段末，旋转钻进时的扭矩约为17.0 kN·m，滑动钻进施加20 kN钻压时，最大摩阻约为250 kN，井口拉力约为5 kN，因此ZJ30型钻机能满足现场钻井施工的要求。

3 现场应用

3.1 WB2P1试验井

WB2P1井是渭北油田长3储层第一口浅层水平井，设计垂深539.50 m，靶前距300.00 m，水平段长800.00 m，入靶点(A点)与出靶点(B点)之间共15个控制靶点，采用裸眼管外多级封隔器压裂完井,其详细井眼轨道设计结果见表2。

通过优化设计与现场施工，该井完钻井深1 720.00 m，垂深530.66 m，水平位移1 315.13 m，水垂比2.48，三开水平段长1 028.00 m，水平段一趟完钻，A点、B点及各控制靶点均在设计靶框要求范围之内。由于储层显示较好，水平段长度进行了调整，加之钻了导眼，钻井周期偏长(78.96 d)，机械钻速为4.47 m/h。图2所示为WB2P1井实钻井眼轨迹。

从图2可以看出，WB2P1井地质预测长3储层砂岩砂顶和砂底均较实钻存在误差，误差大约为8.00 m，由于设计时充分考虑了储层的不确定性，采用双增剖面设计，实钻过程中井眼轨迹控制合理，准确着陆入靶，为水平段钻进创造了有利条件。

3.2 推广应用情况

WB2P1井成功完钻后，在渭北2井区又钻了WB2P6井、WB2P3井等6口浅层高水垂比水平井，钻井过程顺利，全部按照设计要求完钻，水垂比均不低于2.48(见表3)。其中，WB2P27井垂深346.39 m，水平位移1 300.33 m，水垂比3.75，创造了渭北油田浅层水平井水垂比新纪录。

随着浅层高水垂比水平井钻井技术的不断成熟，机械钻速不断提高，钻井周期不断缩短(见表3)，所钻水平井的水平段均为一只PDC钻头完钻，提高了钻井效率，降低了钻井成本，实现了渭北油田长3储层的有效开发。

4 结论与认识

1) 渭北油田浅层水平井采用三开井身结构、倒装钻具组合和钾铵基钻井液，并采用φ215.9 mm钻头钻水平段，能有效传递钻压、降低摩阻，保证钻井作业顺利进行。

2) 采用“直—增—稳—增—平”双增剖面，在储层预测与实钻存在较大误差的情况下，能顺利实现浅层水平井着陆入靶，为水平段顺利钻进创造条件。

3) 渭北油田浅层高水垂比水平井成功实施表明，采用常规钻井装备，通过优化井身结构、井眼轨道和钻具组合并优选钻井液，钻成了水垂比不低于2.48的浅层水平井，为其他类似油田实施浅层水平井提供了借鉴和参考。

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[编辑 刘文臣]

The Design and Application of Horizontal Well Drilling
with High Dep/TVD Ratio in the Weibei Oilfield

Yan Jizeng

(ResearchInstituteofPetroleumEngineeringTechnologyofHuabeiBranch，Sinopec，Zhengzhou，Henan,450006，China)

To solve drilling difficulties in the Chang-3 Reservoir of the Weibei Oilfield that displayed high friction and difficult well trajectory control caused by shallow burial depth and high ratio of horizontal departure and true vertical depth(Dep/TVD)，the research on horizontal drilling technology with high ratio of Dep/TVD in shallow reservoir was conducted.Based on an analysis of the primary drilling technology difficulties in the oilfield,a numerical simulation for friction and torque was made in different hole sizes.Three spudding well sections were adopted,andφ215.9 mm drill bits were used to drill the last horizontal section.In order to ensure accurate landing and targeting,a double build hole profile was adopted according to the geological characteristics of the Chang-3 Reservoir.According to characteristics and drilling requirements of the formations drilled in the three sections,the first section adopted a tapered bottomhole assembly,the second and the third spudding sections adopted inverted BHA that the heavy weight drill pipe was applied in the hole section with a deviation angle of 45° to 60°,a potassium ammonium-based polymer drilling fluid was used and the fluid loss less than 5 mL in the horizontal section.To reduce drilling cost, the existing drilling rig ZJ30 without a top drive was selected.Field practice shows that,the conventional drilling equipment and drilling technology mentioned above can be used to solve the drilling difficulties of shallow horizontal wells,so as to achieve the effective the development for the Chang-3 Reservoir of the Weibei Oilfield.

shallow formation；horizontal well；casing program；hole trajectory；bottomhole assembly;polymer drilling fluid；Weibei Oilfield

2014-09-22；改回日期：2015-02-02。

闫吉曾(1975—)，男，山东德州人，1998年毕业于北京化工大学机械电子工程专业，2007年获中国石油大学(北京)油气井工程专业硕士学位，高级工程师，主要从事钻完井工程设计与研究工作。

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”之课题“鄂尔多斯盆地大牛地致密低渗气田开发示范工程”(编号：2011ZX05045-03)资助。

◀现场交流▶

10.11911/syztjs.201502023

TE22；TE243+.1

A

1001-0890(2015)02-0130-05

联系方式：(0371)86001383，yan1975@126.com。