华北油田雁63断块水平井提速潜力分析

徐恒元 李红燕 刘天峰 宁　军 韩向阳 魏英辉 刘广辉



华北油田雁63断块水平井提速潜力分析

徐恒元 李红燕 刘天峰 宁军 韩向阳 魏英辉 刘广辉

雁63断块水平井是华北油田重点产能区，能够有效实现钻井速度是提高效益的重要措施。而雁63平15井的成功实施对提高雁63断块水平井钻井速度有着实质作用和重要意义。

雁63断块水平井施工现状及提速潜力分析

到目前为止，雁63断块在2012-2013年雁63平15井完成前共完成水平井7口，平均钻井周期21.94d。雁63断块所钻水平井均为二开井，目前在该断块因馆陶组砾岩层发育的比较好，但PDC钻头经过合理的控制依然可以将其穿过，砾岩层穿过后钻头均达到报废标准，需要在井深1830m左右起钻换钻头。经实钻及调研分析，穿过砾岩后影响此断块水平井提速的关键因素有以下几方面。

（1）水平井要求的造斜率较高。一般集中在（4～7）o/30m，单根造斜率接近甚至超过2º，需选用1.25º或1.5º单弯螺杆进行造斜施工，然而1.25º单弯螺杆有可能因钻进中的种种困难造成造斜率不足；1.5º单弯螺杆在大段及长时间的复合钻进中可能提早损坏。这两方面原因都有可能导致增加起下钻次数而延长钻井周期。

（2）造斜点较深。一般在2200m以下，定向难度较大，在定向造斜后有数口井因造斜率不足或拖压严重而起钻将PDC钻头更换成牙轮钻头，而造斜结束后还要将牙轮钻头换成PDC钻头，不但钻速慢而且增加了起下钻的次数，严重影响了钻井周期。

（3）钻井过程中的复杂较多。油页岩垮塌导致钻进负荷过重影响钻进速度甚至造成卡钻及岩屑床导致拖压严重加大定向难度甚至造成卡钻等，严重影响了钻井周期。

实钻井设计情况

井基本情况

雁63平15井是华北油田冀中地区的一口开发水平井，位于冀中坳陷饶阳凹陷蠡县斜坡北段雁63断块雁63～80井区，地面海拔：6.2m，磁偏角：-4.87º；用于开发动用雁63断块雁63-80井区Es1下段油层储量，增加产能；设计垂深：2803.7m，完钻层位：Es1；完钻原则：靶点间井身轨迹与设计线纵向上下摆动不超过0.5m，A、B靶点横向左右摆动均不超过15m，B靶中靶后留足口袋完钻；完井方法：套管完成。

设计井身结构（见图1）

设计剖面节点数据表（见表1）

技术应用

上直段技术应用

图1　井身结构示意图

（1）本井上直段较长，井身轨迹的好坏对下部定向影响较大，因此上直段的防斜打直要求较高。在上直段的施工过程中采用大钟摆复合钻具组合钻进：D215.9mm（TH1942D）PDC。

钻头+D172mm直螺杆+托盘+ D165mmNDC×1根+D213mm扶正器+ D165mmNDC×1根+ D165mmDC×4根+ D127mmWDP×24根+D127mmDP。

（2）钻井参数：钻压≤30KN，排量34～35L/S，泵压12～17Mpa。

（3）措施及效果：坚持150～200m定点测斜一次，在井斜出现即将超标时加密测斜并采取轻压吊打的方式进行有效控制，钻进至1854m穿完砾岩，井斜控制在2º以内，位移不大于20m，为下部的定向钻进奠定了基础。

表1　设计剖面节点数据表

增斜段技术应用

换LWD之前（即井斜60º以前）

（1）井段1854～2755m。钻具组合为：D215.9mm（TH1942D）PDC钻头+D172mm×1.5º单弯螺杆+D165mmNDC×1根+MWD短节+D165mmNDC×1根+D127mmWDP×36根+D127mmDP。

（2）钻井参数：钻压30～60KN，排量32～34L/S，泵压15～18Mpa。

（3）措施及效果：由于1.5º单弯螺杆在大段的复合钻进中易过早损坏，因此在1854～2390m井段将钻压控制在30KN以内，降低了钻压对螺杆产生的伤害，同时为下部定向钻进的安全施工提供了保障。将造斜点提前10m开始定向，并对原设计轨迹进行优化处理，将造斜率优化至平均4.2º/30m，并对此井段采用1.5º单弯螺杆进行施工，实际造斜率不但满足了此井段的要求更加长了复合钻进的长度，加快了定向效率的同时也提高了钻井速度，设计要求在井斜60º以前将MWD更换成LWD，但由于在预计井底井斜在55º左右时定向难度明显加大，固在此及时起钻将钻具组合进行倒装同时将MWD更换成LWD。

着陆前

（1）井段2755～3000m。钻具组合为：D215.9mm（F251）PDC钻头+D172mm×1.5º单弯螺杆+LWD+D127mmNWDP×1根+D127mmDP×96根+D127mmWDP×25根+D159mm随钻震击器+D127mmWDP×11根+ D127mmDP。

（2）钻井参数：钻压50～80KN，排量30～32L/S，泵压16～18Mpa。

（3）措施及效果：此组合的倒装钻具将下部钻杆长度设定为920m，目的是着陆后不起钻，直接用此组合钻至完钻。该井段井斜由55.1º增至82.77º，实际平均造斜率3.77º/30m。本井设计要求在井斜85º左右时为探油顶井段，但由于甲方根据实钻分析，为提高油层钻遇长度决定在井斜82º～83º时提前找到油顶再快速将井斜增至产状井斜88.8º。

在此井段的钻进过程中，井斜角61º～77º井段为油页岩井段，其段长近150m，为防止油页岩垮塌影响钻井周期或发生井下复杂，因此在此之前便将泥浆密度提至设计上限，并加入足量的防塌剂同时为降低增斜期间的困难更是投入了足量的润滑剂，固控设备的使用率达到100%，控制泥浆固相含量的同时补充密度始终处于设计上限，为此井段及后期的安全及速度提供了重要保障。在井斜角达到82.77º时，现场人员经过分析比对，确认在此着陆即钻达A点，并要求在40m内将井斜角增至88º。

水平段

（1）井段3000～3477m。此井段采用滑动及转动钻进相结合的方式，钻井参数：钻压60～80KN，排量28～30L/S，泵压17～19Mpa。

（2）措施及效果：应甲方要求，在着陆后40m内将井斜角增至88º后正式进入水平段的施工。在此期间，通过调整钻压来控制井斜的变化，虽然其变化不是很稳定，但几乎都是增斜效果，复合钻进增斜率在0.57º～1.59º/30m之间。在需要降斜时通过滑动钻进进行降斜控制，其造斜率在1.43º～5.99º/30m，完全可以满足井身轨迹控制的要求。

由于此井段受到泵压过高的限制，在复合钻进期间排量30L/S时泵压会接近20Mpa，因此只能降低排量来控制泵压，这样就出现了严重的携砂问题，并且水平段产生的砂子携带到井斜30º～60º井段时会形成岩屑床，这样不但会造成滑动钻进时拖压严重，更有可能造成卡钻。为防止以上情况的发生，在此期间采取了以下控制措施。

①时间24h以内，井段100m以内，在满足以上任一条件时及时进行短起下，并且每次短起下的长度都达到井斜30º以内。

②滑动钻进期间为防止粘卡，定时对钻具进行大幅度

10.3969/j.issn.1001-8972.2016.01.008