油田开发后期薄差油层长裸眼段水平井钻井技术

陈佳磊

（大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆163413）

国内老油田开发后期，主力油层含水率骤升，为保证油田产量兼顾开发效率，所有的老油田到了开发后期，都会选择水平井进行薄差油层的开采，但是老油田薄差油层开采往往会有地层条件差、绕障难度大、投资低等问题。本文通过S 平401 井施工介绍了薄差油层长裸眼水平井的施工。

1 概述

1.1 地质概况

本井位于ZY 盆地中央坳陷区DTS 构造西北端。西接G凹陷，东邻S凹陷，主体从北向南发育L、S等七个三级构造，是ZY盆地最大的正向构造单元。

1.2 施工难点

（1）该区浅部地层发育气层，邻近区块部分已钻井在H、S、P 油层气测录井见气测异常显示，多口井在H浅气层获工业气流，钻井过程中注意防喷。

（2）注水注气层、异常高压。该区P 油层已注水，且P 油层地层孔隙压力较高；S 油层存在异常高压，注意观察油气水显示，预防井喷。

（3）第S 系、第N 系T 组地层胶结疏松注意防漏、防塌。

（4）N 组一、二段发育大段泥岩，吸水水化膨胀易剥落，易泥包钻具，井塌卡钻。

（5）N 三、N 四段H 气层发育，钻井过程中注意防喷。

（6）S、P油层地层异常高压，注意防油气水侵。

（7）邻井P油层产气，注意防气侵。

（8）本井位于多条断层围成的断块上，且造斜后钻遇断层，注意防漏。

2 井眼轨道优化

对于长裸眼水平井，在轨道设计中尽可能让设计的轨道平滑，以降低摩阻。通常做法是：

（1）适当提高造斜点，可以减少长裸眼水平井的造斜率；

（2）可以由三段制变为五段制，降低造斜率同时避免大段稳斜段；

（3）采用变曲率设计轨道，降低井眼轨道的摩阻力。

通过模拟对比发现，变曲率（准悬链线）法优于其他两种，因此对井眼轨道进行优化，以降低摩阻。同时采用较低造斜率可以使用小角度螺杆，提高顶驱转速。

3 钻具结构的优选

针对不同井段的施工难点、特点分析，通过优选钻具结构和降摩减阻工具，针对不同工况使用不同钻具结构提高复合钻进比例。

3.1 ∅311mm井眼钻具组合

增斜段钻具组合：∅311mmPDC 钻头+∅217mm螺 杆(1.5°)+∅205mm 浮 阀+∅205mm 无 磁 钻 铤+∅178mm 钻铤2 根+∅165mm 钻铤3 根+∅127mm 加重钻杆×20根+∅127mm钻杆。

使用该钻具组合进行大井眼造斜段施工，能够保证大井眼造斜的造斜率，缩短造斜井段的施工段长，减少滑动钻进，大大提高钻进速度。

稳斜段施工段钻具组合：∅311 mmPDC 钻头+∅217mm 螺杆(1.25°)+ ∅305mm 螺扶+∅205mm 浮阀+∅205mm无磁钻铤+∅178mm钻铤2根+∅165mm钻铤3根+∅127mm加重钻杆×20根+∅127mm钻杆。

使用该套双螺扶钻具组合施工稳斜段，能够最大限度地增加复合钻进比例，有利于提高钻速。

3.2 ∅215mm井眼钻具组合

钻具组合：∅215mmPDC 钻头+∅170mm 螺杆(1.25°)+∅210mm 螺扶+浮阀+∅165mm 无磁钻铤×1根+∅165mm 螺旋钻铤×4 根+∅127mm 加重钻杆×10根+∅127mm斜坡钻杆。

该套钻具造斜率较高，穏斜段施工时复合钻进井斜微降，穏斜时方位较稳定。实际施工时可以根据现场具体情况进行一定的微调，以满足施工需求。

4 现场施工措施

4.1 直井段重点措施

该井为3口平台井，一直、一平、一斜，且水平井位于中间，为确定水平井的着陆层位，直井、斜井均已施工完毕，水平井距离直井、斜井不足6m，因此直井段施工过程中严格执行测斜程序和防碰作业程序，避免井眼相碰，必要时表层钻具配无磁钻铤。

4.2 ∅311.2mm井眼重点措施

采用∅311.2mm 井眼造斜段，钻遇地层为NJ 组，其上部为绿灰、灰绿色泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩呈不等厚互层，中部为灰绿、深灰、黑灰色泥岩与灰色粉砂岩呈不等厚互层，下部为大段黑灰、灰黑色泥岩、含介形虫泥岩夹黑褐色油页岩。

（1）拟选用∅311mm的五刀翼或六刀翼PDC钻头施工。

（2）若造斜率无法满足待钻要求，更换牙轮钻头进行定向施工，牙轮钻头选用∅311.2mm牙轮钻头。

（3）螺杆的选用按照比设计造斜率高15%～25%的原则，现场备有2 根∅217mm1.5°单弯螺杆钻具，2根∅217mm1.25°单弯螺杆钻具。

（4）钻井液使用四级固控，∅311mm井眼排量达到50L/s以上。

4.3 ∅215mm井眼施工重点措施

（1）钻头选用NVP-5 钻头或者是R626 五刀翼钻头。两种钻头在水平井上的施工效果比较好。

（2）螺杆选用∅170mm1.0°或1.25°单弯螺杆钻具，搭配∅210mm 螺扶组成双螺扶稳平钻具组合施工，保证长稳斜段稳斜效果。优选长寿命螺杆，使用时间保证在300h以上。

（3）通过调整钻压、钻速和转盘转数等钻井参数，控制复合钻进井斜变化量，保证稳斜段稳斜效果。减少定向进尺，提高平均机械钻速。

（4）施工后期排量提升困难，可考虑使用5-1/2″钻杆代替5″钻杆。

（5）施工中后期，进入长稳斜段时，每个单根转盘划眼不少于2 遍，上下通井不少于1 遍，每遍不少于5min，如遇岩屑返出不充分及岩屑返出延迟时间过长，建议司钻每钻完一个单根后多循环一段时间，保证岩屑及时返出，防止过多岩屑附着井壁，形成较大泥环，进而引起起下钻不通畅。

（6）施工中及时短起下破坏岩屑床，短起下后充分循环返砂，净化井眼。保证每钻进150～200m 进行一次短起下作业，500m进行一次长起作业（起钻至技套）及时修整井壁，以及增加循环时间，使井底岩屑充分返出，保证井眼通畅。在摩阻扭矩过大时，可进行通井作业，必要时下入岩屑床破坏工具。

（7）通井起下钻要控制速度，特别在曲率变化大的位置，需要将井眼修整平滑。起下至胶结欠致密地层将速度控制最低，保持液柱压力平稳。循环时排量要逐步提升，避免薄弱地层因压力波动过大引发失稳，严禁定点循环冲蚀井壁。

（8）∅215mm井眼排量达到35L/s以上，地面管汇承压25MPa以上。

4.4 携岩性和岩屑床处理

强化钻井液的携岩性，使用聚合物提高钻井液动塑比，动塑比不低于0.48。

前期在泵压允许情况下，尽可能保持大排量，全井排量不低于35L/s，泵压异常过高，及时起钻通井，清洗岩屑床。

保持良好的井眼条件，防止局部大井眼过大，返速过低，造成返砂困难。

坚持水平井技术规范，两短一长技术措施，及时破坏岩屑床，防止形成的岩屑床，在钻具的反复拍打下拍实。

若发现振动筛返砂量变少，及时检查振动筛布和钻井参数是否异常。或进行短起下钻或长起，破坏岩屑床，清洁井眼。

4.5 预防钻具泥包

按照要求保证好钻进排量，尽可能采用小水眼，提高钻头自洗能力。

配浆即加入2%润滑剂，降低泥岩在钻具的吸附性；保持钻井液粘切合理，及时清除有害固相。

接单根时，坚持“早开泵，晚摘泵”技术措施，提前将岩屑冲离井底。

在短起下钻，如有遇阻显示，要及时开泵划眼，下钻到底前，提前两柱开泵划眼下放。

5 存在问题、原因分析及应对措施

（1）直井段结束后，下入造斜钻具过程中有遇阻现象。主要是由于造斜钻具（1.25°螺杆）角度偏大，直井段井眼扩大率偏小所致。通过上下活动、循环等措施可通过。

（2）造斜段钻进到816m 时钻速变慢，钻进到井深827m起钻检查，钻头泥包。主要原因是钻遇泥岩段地层造浆严重，且井斜偏大返砂困难。可通过增强钻井液抑制性、调整流变性能、增加单根钻完后的循环时间、增加短起下的频次等措施解决。

（3）井深986.85m，对比层位发现靶A 由953.87m上提到945m，经现场研究，调整待钻轨道，全力追层，设计靶点垂深应为953.87m，实际靶点垂深944.08m，比设计上移9.79m，实钻最大曲率10.74°/30m。主要是由于地质设计不准确所致。可通过临井资料调查、施工导眼井、多预留造斜空间等措施解决。

6 结论

（1）多套纸上钻井方案保证了钻进速度，钻进周期较纸上方案缩短1.56d时间。

（2）水平段使用旋转导向仪器，提高了机械钻速，全井平均机械钻速17.74m/h，

井眼轨迹更加光滑。

（3）为公司施工薄差油层长裸眼水平井提供了技术保障。