液压钻机钻超浅层大位移水平井钻完井技术

刘少剑

摘要：目前主要使用斜井钻机和常规直井钻机施工浅层稠油水平井，实际应用表明斜井钻机作业费用昂贵，使用的斜采油树、斜抽油机和斜修井机给采油和修井增加了困难，增大了成本，无法实现经济开发;直井钻机存在拖压严重、管柱下入困难、井眼控制精度要求高等技术难题。应用液压钻机钻成完钻井深1245.67m、垂深164.28m、水平位移1139.06m、水平段长959.67m、水平位移与垂深比（简称水垂比）为6.93：1的目前国内最大水垂比的超浅层大位移水平井-JX2井。开展了表层定向、浅层松散地层中曲率井眼轨迹控制、中曲率井眼的入井管柱加压、钻井液体系优化等施工工艺研究。它的试验成功为其他同类油田的开发提供了经验。

浅层稠油资源丰富，部分区块浅层油藏埋深150-300m，使用水平井开采稠油，能增大油层裸露面积，扩大蒸汽热驱效果，提高采收率。使用斜井钻机施工斜直水平井，初始井斜角30°左右，实际应用表明斜井钻机钻成的浅层稠油斜直水平井存在一些明显不足：斜井钻机作业费用昂贵;由于斜井钻机本身的设计问题，使得444.5mm钻头和扶正器的连接下入困难，同时339.7mm表层套管和244.5mm技术套管的井口丝扣连接作业困难;需应用斜采油树、斜抽油机及斜修井机，给采油和修井带来诸多不便，而且大大增加了采油和修井的成本，后期管理困难[1]。

因为井口距离目的层垂直井段短，钻具悬重轻，直井钻机施工水平段长受限，新疆油田HWTxx SAGD井组，完钻井深864.51m，完钻垂深174.8m，水平位移752.61m，水垂比4.3：1。使用液压钻机能有效克服以上难点，钻成一口超浅层大位移水平井，完钻井深1245.67m、垂深164.28m、水平位移1139.06m、水平段长959.67m、水垂比6.93：1，该井的试验成功，对同类型浅层大位移水平井施工具有重要的指导意义。

1、施工技术难点

由于垂深浅，造斜段、水平段钻柱及完井套管柱的有效延伸难度大，给钻完井施工带来了很大难度，具体表现在以下几个方面。

地层可钻性好，导致造斜率低。目的层垂深为164m，地层疏松、胶结差，提高了对工具造斜能力的要求。

地层胶结差，导致井壁稳定性低。由于欠压实，泥岩、砂岩之间胶结程度低，井壁容易失稳，导致坍塌。

垂直段短，垂直段的钻柱悬重轻，在大斜度井段和水平段钻进、下套管时，钻具平躺在下井壁，钻具与井壁的接触面积大，施工过程中摩阻高、扭矩大，下钻阻力大，造成施工中工具面摆放困难，钻进中托压严重，导致钻进时加不上压，钻速低[2]。

2、施工设计

2.1 井身结构设计

该井井身结构设计综合考虑了以下几个方面的因素：上部地层胶结差，以黄土、砂砾岩、泥质粉砂岩等为主;表层套管主要封隔地表水层和易漏疏松层，下入最小垂深55～65米;技术套管下至A点，水泥返至地面，以利于三开下部地层安全钻进和完井作业;水平段悬挂177.8mm尾管加筛管完井，悬挂于技术套管内。井身结构见图1。

2.2 井身轨迹设计

考虑到稠油热采的工艺要求：电潜泵下至技术套管鞋上方15～20m处，因此对轨迹提出了明确要求，电潜泵工作位置的井眼狗腿度小于3°/30米。在井眼轨道优化设计过程中，能够有效减少局部增斜以及降斜井段，以此来缩小钻柱与井壁之间的接触面积，而且能够在这个基础上，降低全井摩阻和扭矩[3]。結合目前钻井技术、设备和工具性能，设计采用“直-增-稳-增-稳”二维五段制井眼剖面，设计造斜段造斜率是15.5°/30m，设计方位角是296.5°。该井设计井眼轨迹数据见表1。

2.3钻井液设计

一开钻井液采用普通水基般土钻井液，二开采用粘弹性高性能水基钻井液体系，配方：井浆+ 0.5%-1%聚胺抑制剂 + 0.3%-0.6%NH4-HPAN + 1%-2%抗降滤失剂NFC-1 + 1%-2%改性淀粉+ 0.2%-0.3%PAC-HV + 0.8%-1.2%PAC-LV +0.2%-0.3%XC + 0.3%-0.5%聚胺 + 0.5%-1%聚合醇 + 2%乳化沥青 + 2%超细碳酸钙+ 1%石灰石（40目） + 1%石灰石（80目）+1%石灰石（200目）+ 2%超低无渗透 + 1.5%承压堵漏剂 + 润滑剂 + 烧碱。具体性能指标见表2。

该体系优点在于能够通过提高泥饼粘弹性，进一步降低钻井液及泥饼产生的摩阻，形成致密且具有足够韧性的薄泥饼，有效降低钻井液中自由水向地层中的渗透作用，提高钻井液井壁稳定性。通过加大淀粉类处理剂的使用量（1.5%-2%），控制水平段失水4-5ml，更好的形成粘弹性泥饼，用来稳定井壁;形成致密泥饼降低定进过程摩阻;提高护胶类材料的配伍含量，提高钻井液稳定性。加入聚胺抑制剂，升级体系规格，保证钻井液的抑制能力，提高钻井液稳定性，有利于顺利施工。

3、施工工艺及效果

3.1液压钻机

由于垂直段短，井眼曲率大，水平段长，管柱的悬重轻，管柱紧贴井壁，摩阻大，井深达到一定深度后下压力降为0，无法保证继续施工。因此必须借助外力为管柱下行提供动力，确保管柱顺利下入。改进使用液压钻机，该钻机最大提升力为1200KN，最大加压力为260KN，114mm钻杆具备施工3000m井深的能力。

实际下套管悬重及负压变化情况：从0至320m为40-90KN，320m至410m为0-60KN，410m开始出现负压，410m至520m为0至负压80KN，随后负压逐渐增大至160KN。下至井深983m时负压130-160KN，下至设计深度，负压达到200KN。

3.2轨迹控制

一开：钻具组合：444.5mm三牙轮钻头+1.75°螺杆+1°弯接头 +定位接头+177.8mm无磁钻铤+127mm加重钻杆。为确保造斜效果，控制水力冲击，控制施工排量在1-1.2m3/min，采用连续定进，避免划眼和定点循环，直接接单根测斜。

二开：第一个井眼采用311mm三牙轮钻头+2°螺杆+1.8°弯接头，定钻进至185.51m，井斜：33.4°，方位：304.9°，最大造斜率12.98°/30m，未达到设计要求。第二个井眼采用领眼钻进的方式，215.9mm三牙轮钻头+1.75°特制螺杆+2°弯接头，68-89m井段平均造斜率20.31°/30m，89-108m井段平均造斜率13.34°/30m，108-166m井段通过控制钻压和划眼频率，控制平均曲率在18.3°/30m，达到设计要求。考虑后期曲率太大，大弯度螺杆+弯接头复合钻进井下风险较大，起钻甩弯接接头。领眼钻进至193.6m，181.35m测得井斜77°，预测井底井斜85°，垂深148m，在垂深150m可以进入水平段，起钻先进行扩孔施工。

三开：钻具组合：215.9mm三牙轮钻头+1.25°螺杆+定位接头+无磁钻铤+倒装钻具组合。在572m-1160m井段施工过程中更换1.25°螺杆进行定向，单根造斜率最大5.4°/30m，复合钻进降斜率4.57°/30m，较1.5°螺杆情况有所改善。此段基本采用滑动钻进4m+复合钻进5m或略微调整的方式配合，能达到稳斜效果。在1160m-1245.67m井段，由于钻具组合中无大直径工具，地层岩性变化，水平段长，增斜无支撑点，出现持续降斜的现象。

3.3钻井液

为了能够合理造斜，采取低排量（最小环空返速0.18m/s）的方式进行定进，无法充分的携岩造壁。通过提高钻井液膨润土含量，提高钻井液动切力和悬浮能力，保证钻井液稠度系数K≥500mPa.sn，终切力不得低于10Pa，进一步提高对岩屑的悬浮能力，实现层流良好携沙的目的，同时降低大井斜段岩屑床的形成，避免了局部摩阻大，划出新井眼的可能，保证了起下钻作业的通畅。

3.4完井

本井215.9mm钻头，下177.8mm套管，环空间隙小，套管刚性大，套管下入困难。接箍上下45°倒角，减少套管下入摩阻。水平段套管下入摩阻持续增加，最大负压200KN，按照本井液压钻机加压能力260KN计算，还剩60KN加压余量。可以为更长水平段套管下入提供保证。

根据新型液压钻机的施工能力，按照额定下压力260KN计算，通过对JX2井下尾管施工过程分析。通过10根7寸钻铤增加配重，尾管送入悬重可以增加14T，最大下压力可以增加至57.85T，套管最大下深1857m，水平位移1752m，水垂比：10.66。

4、结论及认识

1、应用液压钻机钻成垂深仅164.28m、水平位移1139.06m、水平段长959.67m、水垂比6.93：1的超浅层稠油大位移水平井，在国内属于首次，该井的成功实施表明使用液压钻机钻超浅层大位移水平井是可行的。

2、应用液压钻机可以有效解决钻具拖压、管柱下入困难等技术难题，同时，采用加重钻杆配重输送尾管，尾管坐挂在上一级套管内，有效解决长水平段管柱下入困难的问题。

3、使用特制螺杆配合弯接头，控制钻压和划眼频率，可以控制平均曲率达到18.3°/30m，符合设计要求。

参考文献：

[1]王新，宋朝晖，林晶，鱼永云.直井钻机钻超浅层稠油大位移水平井钻井完井技术.石油钻探技术，2006，31（1）：20-23.

[2] 薛愛信，刘燕娥，宁振堂，等.大位移井完井及采油工艺技术.特种油气藏，2005，12（6）：74-77.

[3] 王伟.浅层大位移水平井轨迹控制技术.钻采工艺，2013（01）.