页岩油水平井钻井技术

胡达平

（大庆钻探工程公司钻井四公司，吉林松原138000）

新389井现场技术员和导向人员密切配合，使用LWD导向技术，合理控制轨迹走向，做到轨迹平滑顺畅，实现了水平井定向段243m，水平段704m“一趟钻”的既定目标，极大地提高了机械钻速，平均机械钻速22.54m/h，缩短了钻井周期。导眼井和水平段施工应用油包水钻井液体系，该体系流变性较好，特别是在井壁稳定、抑制泥页岩水化造浆、润滑防卡以及快速钻进方面都具有明显优势。

1 上部井段施工情况

一开井深280m，表套下深278.2m，二开井深937m，技套下深935.5m。上部钻进应用聚合物钻井液体系，由于本井位于新北油田黑帝庙油层开发井区，邻近开发井较多，注水多年，存在圈闭压力，其次由于本区块在嫩三段都有气体产出，钻进过程中要预防浅气层，所以施工过程中合理控制钻井液密度尤为重要,二开完钻钻井液密度1.80g/cm3。由于新389井口距离新380井仅为7m，增加防碰绕障难度，在测深350m开始朝45°方向定向，500m增到6°，开始降斜，800m降到0°，稳斜钻进至导眼。

2 导眼井施工情况

导眼井钻具组合：钻头（4刀翼PDC）+ø172mm耐油动力钻具+定向接头+ø165mm无磁钻铤+ø165mm钻铤×3+ø127mm加重钻杆×15+ø127mm钻杆。导眼井应用油包水钻井液体系，密度1.26g/cm3，粘度70s，塑性粘度35mPa·s，动切力12.5Pa，破乳电压465V，油水比85∶15。导眼井完钻井深1810m，在1750m，出现轻微渗漏，导眼回填到技套底部，回填固井施工正常，前置液2.6m3柴油，水泥浆18.03m3，平均密度1.90g/cm3，替量用1m3柴油后用油包水钻井液，最大限度防止固井混浆。通过导眼井的施工，确定目的层的层位、钻井液密度窗口以及井壁稳定情况和漏失情况。

3 水平井段施工措施及现场情况

由于389井水平井是吉林油田第一口泥岩油水平井，国内缺少泥页岩水平井施工经验，钻井工程技术以及钻井液技术还不是很完善，水平段施工是困难的焦点。

3.1 水平段施工技术措施

（1）采用倒装钻具组合，钻具组合尽量简化，有利于钻进加压和井眼轨迹控制。水平段钻具组合：PDC(5翼SFE1455)+1.5°耐油动力钻具ø172mm+LWD+ø127mm加重钻杆×6+ø127mm钻杆+ø127mm加重钻杆×15+ø127mm钻杆。

（2）利用耐油单弯螺杆和LWD实现轨迹的连续控制，复合钻进与滑动钻进交替使用，坚持“少滑动、多旋转、微调勤调”的原则，水平段井眼轨迹控制的关键是保证井眼的圆滑，避免大幅度调整轨迹。

（3）做好井眼的净化工作。水平井段易形成岩屑床，特别是45°～60°的井段，具体措施是增加排量，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严重的冲蚀作用，本井排量控制在30～32L/s。

（4）减小水平井的摩阻和扭矩。水平钻进时钻具多以躺在井筒的下井壁为主，下井壁容易形成岩屑床，导致钻具在上提下放乃至旋转时表现出较大阻力和扭矩。因此在水平井的施工过程中，要适时地进行短起下钻作业，破坏岩屑床，增强钻井液悬浮携岩能力来减小摩阻和扭矩，如果岩屑床十分严重可适当地进行洗井作业。

（5）对裂缝储层进行预防井漏工作，以及做好井壁稳定工作。邻井新380井在1678～1767m出现漏失，总计漏失钻井液70m3，并且在1657～1706m青山口组出现严重掉块划眼现象。因此在进入储层前，在钻井液中添加堵漏材料，保障在储层施工作业安全，同时加强坐岗，发现有掉块或摩阻扭矩增大现象，及时分析并处理。

（6）地质导向技术的应用。利用伽马、电阻率等先进随钻录井仪器，并结合地质、综合录井准确检测地层的变化，确保水平井轨迹钻中油层，找准裂缝，并在产层中最有利的方向钻进。

3.2 水平段施工现场情况

在井深1548m，井斜31°，下入旋转导向工具，钻进至1581m，由于地层松软，旋转导向工具造斜率达不到设计造斜率6.25°/30m，被迫采用应急备用方案进行施工，钻具组合：PDC(5翼SFE1455)+1.5°耐油动力钻具ø172mm+LWD+ø127mm加重钻杆×6+ø127mm钻杆+ø127mm加重钻杆×15+ø127mm钻杆。由于油层裂缝段极大可能存在坍塌掉块，所以在油层裂缝储层顶部2m入窗开始水平段钻进，了解地层稳定情况，随后下调垂深，揭开储层，水平段延伸至500m，继续下探，在钻穿第2层后，水平段长度680m，电阻、气测值变差，地质构造变陡，判断接近断层，综合考虑动力钻具、摩阻扭矩等工程情况，决定完钻，此时水平段施工长度704m。在进入a点前，钻井液中加入1%超细碳酸钙，0.5%随钻堵漏剂，0.5%非渗透堵漏剂，钻井液密度执行下限1.26g/cm3，随着堵漏材料的消耗，在水平段依然发生渗漏，漏速0.3～0.5m3/h,及时向钻井液中补充堵漏材料，控制漏失量，总计漏失30m3。

4 油包水钻井液配制及性能维护

4.1 油包水钻井液配制

油包水钻井液配方：基础油+3.5%～5%DQGC+1.5%～3%DQNS+4%有机土HY619+5%DQHA+3%CaO+CaCl2(40%水溶液）。

首先在基础油中加入主乳化剂DQGC、辅助乳化剂DQNS，充分循环剪切，循环时间控制在3h左右，然后按顺序依次缓慢加入有机土HY619、降滤失剂DQHA、生石灰，加完后进行充分的搅拌剪切和循环，使所有油溶性药品完全溶解，搅拌剪切时间控制在3h左右。最后将配制好的40%的CaCl2水溶液以缓慢的速度均匀地加入到油相中，最好在配制水相时，氯化钙溶解发热未冷却之前就加入到油相中乳化，这可以避免冷的油相引起水相析出氯化钙结晶而降低乳状液的稳定性，要边加注，边观察，保证油水两相完全溶合，形成稳定的乳状液。

4.2 油包水钻井液性能控制

（1）密度控制。新389井三开设计密度为1.26～1.34g/cm3，根据甲方要求密度控制走下限，在施工中充分使用固控设备，振动筛目数控制在150～200目，除砂器保证24h正常运转，每天开启离心机2～5h，清除有害固相，防止岩屑进一步分散，确保钻井液密度控制在1.26～1.27g/cm3。

（2）粘度的控制。当粘度偏低，主要是通过加入有机土来提高粘度；当粘度过高时，主要是采取加入柴油和配稀释液的方法进行调整，,配稀释液配方：85%柴油+3.5%主乳化剂+1.5%辅助乳化剂+40%CaCl2水溶液+2%降滤失剂+3%CaO维护，本井粘度控制在55～75s。

（3）滤失量的控制。由于油包水乳化钻井液具有低滤失量的特点，在乳化状态良好的情况下API滤失量为0mL，HTHP滤失量在4mL以下，如果滤失量偏大，可在钻井液中再加入油基降滤失剂。

（4）油水比与活度的控制。随着油水比减小，乳状液的破乳电压降低，乳状液越不稳定，这是由于水相的增加使乳状液滴的密集程度增大，更容易发生碰撞聚集，导致乳状液失稳，本井在实际应用过程中油水比控制在85∶15。当钻井液与地层水接触时，由于两者所含的盐分浓度不同，钻井液中水分便向地层运移，地层岩石吸水膨胀，导致其结构被破坏，从而造成井壁失稳。活度平衡原理就是通过适当增加水相中无机盐（本井采用氯化钙）的浓度，使钻井液和地层水中活度保持近似相等，从而达到阻止钻井液中水向地层运移的目的，每次在补充的新浆中都会添加氯化钙水溶液。

（5）电稳定性的控制。本井段的破乳电压始终在400～1000V，所采取的措施是维持体系中乳化剂的有效含量，发现不足及时补充，使体系始终保持良好稳定的乳液状态。

新389井三开导眼及水平段应用油包水钻井液体系，该体系易于维护，流变性较好，滤失量较小，性能稳定、抑制泥页岩水化造浆能力强，返出岩屑整洁规则，纹理清晰。

5 结论与下步想法

（1）新389井顺利施工为吉林油田产能建设揭开了新篇章，为下步页岩油水平井施工提供了宝贵的经验。

（2）油包水钻井液流变性能好，抑制性强，性能稳定，导眼井井径扩大率不超过5%。

（3）为及时跟踪储层，确保储层有效进尺最大化，随钻测量技术是关键，因此应加强近钻头随钻测井（LWD),旋转导向技术的研发。

（4）今后施工长水平段的井，实验有利于套管下入的油基润滑材料，确保套管安全下入。

（5）对于上部地层相对稳定且不存在井控风险的页岩油水平井，基于快速钻井，可尝试简化为深表套二开井身结构。