长庆油田气区靖平55―5―2井长水平段钻井技术

摘 要：针对鄂尔多斯盆地长庆气区靖平55-5-2井，在分析该区气井生产情况的基础上，采用152.4mm井眼钻长水平段并下入114.3mm的筛管完井方案来保障采收率；优选长半径水平井剖面，应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°＼30m，满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求，应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动，将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦，有效地降低了摩阻和扭矩，改善了钻压传递，提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺，采用的羟基铝胺基聚合醇聚磺钻井液体系既能满足保护储层，又能满足长水平段防卡和泥岩防塌的需要，该井的顺利实施为长庆气区产能建设奠定了基础。

关键词：鄂尔多斯盆地 随钻地质导向 防摩减阻 水力振荡器 长水平段

靖边气田平均储量丰度为0.56×108m3/km2，邻井陕308、靖平55-4、G52-6的马五1平均储量丰度为0.46×108m3/km2，预测靖平55-5-2井储量丰度0.46×108m3/km2，地震、地质综合分析表明，该水平段马五13发育气层，且厚度较大，物性较好。因此，靖平55-5-2井选择马五13为水平段的主要目的层，通过优化设计及施工方案，采用了先进的随钻地质导向和防摩减阻技术，并选用了合理的钻井液体系，成功完成了该井的现场施工，完钻井深5990m，水平段长2000m，为长水平段井推广应用奠定了基础。

一、地质特征与井身结构

靖边气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，区域构造为一宽缓的西倾单斜，坡降3～10m/km，在宽缓的单斜上发育多排北东―南西走向的低缓鼻隆，鼻隆幅度10m左右，南北宽5～15km，长10～20km。勘探开发实践证实这些低缓的鼻隆构造对气藏的圈闭不起主导作用，但对天然气的相对富集具有一定的贡献。靖平55-5-2井井口处位于K1构造的鼻凹部位，预测马五14底海拔为-2252.0m，沿水平段方向的坡降梯度为-5.8m/km，地层倾角约-0.3°，该井奥陶系出露层位为马五11，目的层马五13垂深3726～3729.4m，厚度3.4m，测井综合解释马五13含气层1.1m，气层温度113.0℃，投产前地层压力20.8～31.6MPa之间，压力系数0.9，该区为岩性圈闭气藏，弹性驱动。

根据靖平55-5-2井地质条件及水平段钻进方向，结合构造、奥陶系顶面起伏、马五1+2各小层地层厚度和气层厚度等因素，确定靶前距为500m，水平段长度为2000m，方位60°，设计水平段钻进地层轨迹，根据直导眼井实施情况，决定从马五13气层顶部入靶，水平段位于马五13气层的中部。设计水平段靶点位置如下：入靶点B为马五13气层顶部，轨迹控制靶点C、D、E、F在马五13气层中部，G点在地层底部。

二、井眼轨道设计及摩阻分析

1.井眼轨道设计原则

以最短时间、最低消耗、最大复合钻进比例入窗的优化设计理念，采用长半径水平井剖面，靶前距优化500m，为本井顺利下入177.8mm套管固井创造良好的井眼条件，确保后续施工2000m水平段顺利进行。水平段轨迹控制尽可能平滑，水平段全角变化率小于等于4°/30m，以确保114.3mm水平段筛管顺利下到位。

2.水平段钻具扭矩摩阻扭矩分析

长水平段小井眼水平井钻柱优化设计的核心是在对下部钻具组合的特性和造斜能力能满足井眼轨迹控制需要的前提下，如何降低摩阻和扭矩，如何减少井下钻柱可能产生的疲劳失效问题，随着井眼水平段的延长，加上地质导向的要求，摩阻、扭矩变化较大，大大增加了钻具失效风险。

为了降低井眼水平段摩阻的影响，防止岩屑床的形成，对水平段大部分井段都要求采用复合钻进方式，而复合钻进在钻柱旋转时产生的交变应力容易导致钻柱产生疲劳破坏，因此，在长水平段钻井中进行较准确的摩阻和扭矩计算分析，是实现安全钻进的前提和保障。

三、长水平段主要钻井技术

长庆油田气区靖平55-5-2井长水平段钻井技术

蔡 勇1 乔 立1 王 男1 吴晓川2

（1.中石油长城钻探西部钻井有限公司，辽宁盘锦 124010；2.中石油长城钻探钻井一公司新疆项目部，辽宁盘锦 124010）

摘 要：针对鄂尔多斯盆地长庆气区靖平55-5-2井，在分析该区气井生产情况的基础上，采用152.4mm井眼钻长水平段并下入114.3mm的筛管完井方案来保障采收率；优选长半径水平井剖面，应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°＼30m，满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求，应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动，将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦，有效地降低了摩阻和扭矩，改善了钻压传递，提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺，采用的羟基铝胺基聚合醇聚磺钻井液体系既能满足保护储层，又能满足长水平段防卡和泥岩防塌的需要，该井的顺利实施为长庆气区产能建设奠定了基础。

关键词：鄂尔多斯盆地 随钻地质导向 防摩减阻 水力振荡器 长水平段

靖边气田平均储量丰度为0.56×108m3/km2，邻井陕308、靖平55-4、G52-6的马五1平均储量丰度为0.46×108m3/km2，预测靖平55-5-2井储量丰度0.46×108m3/km2，地震、地质综合分析表明，该水平段马五13发育气层，且厚度较大，物性较好。因此，靖平55-5-2井选择马五13为水平段的主要目的层，通过优化设计及施工方案，采用了先进的随钻地质导向和防摩减阻技术，并选用了合理的钻井液体系，成功完成了该井的现场施工，完钻井深5990m，水平段长2000m，为长水平段井推广应用奠定了基础。

一、地质特征与井身结构

靖边气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，区域构造为一宽缓的西倾单斜，坡降3～10m/km，在宽缓的单斜上发育多排北东―南西走向的低缓鼻隆，鼻隆幅度10m左右，南北宽5～15km，长10～20km。勘探开发实践证实这些低缓的鼻隆构造对气藏的圈闭不起主导作用，但对天然气的相对富集具有一定的贡献。靖平55-5-2井井口处位于K1构造的鼻凹部位，预测马五14底海拔为-2252.0m，沿水平段方向的坡降梯度为-5.8m/km，地层倾角约-0.3°，该井奥陶系出露层位为马五11，目的层马五13垂深3726～3729.4m，厚度3.4m，测井综合解释马五13含气层1.1m，气层温度113.0℃，投产前地层压力20.8～31.6MPa之间，压力系数0.9，该区为岩性圈闭气藏，弹性驱动。

根据靖平55-5-2井地质条件及水平段钻进方向，结合构造、奥陶系顶面起伏、马五1+2各小层地层厚度和气层厚度等因素，确定靶前距为500m，水平段长度为2000m，方位60°，设计水平段钻进地层轨迹，根据直导眼井实施情况，决定从马五13气层顶部入靶，水平段位于马五13气层的中部。设计水平段靶点位置如下：入靶点B为马五13气层顶部，轨迹控制靶点C、D、E、F在马五13气层中部，G点在地层底部。

二、井眼轨道设计及摩阻分析

1.井眼轨道设计原则

以最短时间、最低消耗、最大复合钻进比例入窗的优化设计理念，采用长半径水平井剖面，靶前距优化500m，为本井顺利下入177.8mm套管固井创造良好的井眼条件，确保后续施工2000m水平段顺利进行。水平段轨迹控制尽可能平滑，水平段全角变化率小于等于4°/30m，以确保114.3mm水平段筛管顺利下到位。

2.水平段钻具扭矩摩阻扭矩分析

长水平段小井眼水平井钻柱优化设计的核心是在对下部钻具组合的特性和造斜能力能满足井眼轨迹控制需要的前提下，如何降低摩阻和扭矩，如何减少井下钻柱可能产生的疲劳失效问题，随着井眼水平段的延长，加上地质导向的要求，摩阻、扭矩变化较大，大大增加了钻具失效风险。

为了降低井眼水平段摩阻的影响，防止岩屑床的形成，对水平段大部分井段都要求采用复合钻进方式，而复合钻进在钻柱旋转时产生的交变应力容易导致钻柱产生疲劳破坏，因此，在长水平段钻井中进行较准确的摩阻和扭矩计算分析，是实现安全钻进的前提和保障。

三、长水平段主要钻井技术

1.随钻地质导向技术

本井应用的斯伦贝谢随钻地质导向仪器能够随钻实时测量井斜、方位和传输伽马曲线为现场地质导向提供随钻地质参数。

钻井过程中实时利用随钻测井与综合录井，协助地质工程师进行地层精细评价，准确判断地层，同时通过加强现场随钻地质导向能力，在水平段的钻井过程中及时准确地确定地层倾角和储层的地质走向，通过井斜、方位、伽马值，建立地层预测数学模型，避免井眼轨迹的较大幅度调整。在确保了长水平段有效延伸的前提下，实现了在储层中钻进，使水平段的储层钻遇率达到最大化，实时指导井眼轨迹的几何走向。

2.防摩减阻技术，应用水力振荡器

小井眼长水平段存在摩阻大，加压困难，钻压不能有效传递等技术难点，水力振荡器是一种提高钻压传递有效性及防摩减阻的新技术工具，其主要由水力振荡器和振荡器短节组成。

钻井液流经水力振荡器时，通过其产生压力脉冲，置于其上的振荡短节在钻井液压力脉冲的作用下，产生轴向的蠕动，并带动钻具产生温和振动，从而将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦，降低摩擦力并改善钻压传递，最终明显降低钻进中的摩阻，提高机械钻速。

3. 钻井液技术

针对气层的高保护要求，选用羟基铝胺基聚合醇聚磺钻井（完井）液体系，该体系使用了可溶性有机、无机盐类，从而具有较低的固相、较高的矿化度和较强的抑制性，有效克服了泥岩的水化分散，选用降滤失剂和暂堵剂提供的可变形粒子和刚性粒子，在正压差的作用下形成薄而致密泥饼，能够有效地保护储层、降低PDC钻头泥包，有利于提高机械钻速，加入QS-2、PB-1改善泥饼质量和增强封堵能力，使Kf值≤0.07，使泥浆具有良好的性，确保井壁平滑坚韧，进而防止粘附卡钻，保证井下安全。

储层压力系数低，为了保护气层，有效防漏，保证井控安全的前提下，水平段钻井液密度尽可能控制到较低数值，并保持低粘度，降低循环压力，避免压差性渗漏发生，降低发生压差卡钻风险，如发现有泥页岩夹层的掉块，采取调节流变性及强化抑制性等解决措施，如发现摩阻和扭矩较大，采取加入剂、短程起下钻及加强固控设备等处理措施。根据井下情况，用高粘“清扫液”彻底清洗井底一次，尤其在起钻前，保证井眼畅通，减少岩屑床的形成。

4.安全钻进技术

优化钻具组合，灵活改变井下钻具组合，减少转换接头，同时采用预备应力槽接头，避免出现应力集中，加强现场探伤，坚持起下钻每趟探伤的探伤制度，确保钻具安全，坚持勤倒换钻具制度，避免钻柱疲劳损坏，加强水力参数监控，及时发现问题，及时更换钻具，避免钻具刺、断事故。

根据具体施工情况，采取短程起下钻、分段循环等技术及时清除岩屑床，必要时更换柔性钻具组合进行通井，保障长水平段的施工安全。强化四级固控设备，提高固控效率，使用高频直线式振动筛和高速离心机，提高了钻井液的固控能力，降低了有害固相，促进了钻井液的性能优化。

四、结论

合理的井身结构和井眼轨迹设计是长水平段水平井钻井成功的前提，选用性能优越的防摩减阻工具及摩阻扭矩分析软件是长水平段水平井顺利施工的有效手段，具有良好抑制性、携砂性、性、防塌性和屏蔽暂堵性的钻井液体系是确保井眼轨迹有效控制和水平段延伸的重要保证。1.随钻地质导向技术

本井应用的斯伦贝谢随钻地质导向仪器能够随钻实时测量井斜、方位和传输伽马曲线为现场地质导向提供随钻地质参数。

钻井过程中实时利用随钻测井与综合录井，协助地质工程师进行地层精细评价，准确判断地层，同时通过加强现场随钻地质导向能力，在水平段的钻井过程中及时准确地确定地层倾角和储层的地质走向，通过井斜、方位、伽马值，建立地层预测数学模型，避免井眼轨迹的较大幅度调整。在确保了长水平段有效延伸的前提下，实现了在储层中钻进，使水平段的储层钻遇率达到最大化，实时指导井眼轨迹的几何走向。

2.防摩减阻技术，应用水力振荡器

小井眼长水平段存在摩阻大，加压困难，钻压不能有效传递等技术难点，水力振荡器是一种提高钻压传递有效性及防摩减阻的新技术工具，其主要由水力振荡器和振荡器短节组成。

钻井液流经水力振荡器时，通过其产生压力脉冲，置于其上的振荡短节在钻井液压力脉冲的作用下，产生轴向的蠕动，并带动钻具产生温和振动，从而将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦，降低摩擦力并改善钻压传递，最终明显降低钻进中的摩阻，提高机械钻速。

3. 钻井液技术

针对气层的高保护要求，选用羟基铝胺基聚合醇聚磺钻井（完井）液体系，该体系使用了可溶性有机、无机盐类，从而具有较低的固相、较高的矿化度和较强的抑制性，有效克服了泥岩的水化分散，选用降滤失剂和暂堵剂提供的可变形粒子和刚性粒子，在正压差的作用下形成薄而致密泥饼，能够有效地保护储层、降低PDC钻头泥包，有利于提高机械钻速，加入QS-2、PB-1改善泥饼质量和增强封堵能力，使Kf值≤0.07，使泥浆具有良好的性，确保井壁平滑坚韧，进而防止粘附卡钻，保证井下安全。

储层压力系数低，为了保护气层，有效防漏，保证井控安全的前提下，水平段钻井液密度尽可能控制到较低数值，并保持低粘度，降低循环压力，避免压差性渗漏发生，降低发生压差卡钻风险，如发现有泥页岩夹层的掉块，采取调节流变性及强化抑制性等解决措施，如发现摩阻和扭矩较大，采取加入剂、短程起下钻及加强固控设备等处理措施。根据井下情况，用高粘“清扫液”彻底清洗井底一次，尤其在起钻前，保证井眼畅通，减少岩屑床的形成。

4.安全钻进技术

优化钻具组合，灵活改变井下钻具组合，减少转换接头，同时采用预备应力槽接头，避免出现应力集中，加强现场探伤，坚持起下钻每趟探伤的探伤制度，确保钻具安全，坚持勤倒换钻具制度，避免钻柱疲劳损坏，加强水力参数监控，及时发现问题，及时更换钻具，避免钻具刺、断事故。

根据具体施工情况，采取短程起下钻、分段循环等技术及时清除岩屑床，必要时更换柔性钻具组合进行通井，保障长水平段的施工安全。强化四级固控设备，提高固控效率，使用高频直线式振动筛和高速离心机，提高了钻井液的固控能力，降低了有害固相，促进了钻井液的性能优化。

四、结论

合理的井身结构和井眼轨迹设计是长水平段水平井钻井成功的前提，选用性能优越的防摩减阻工具及摩阻扭矩分析软件是长水平段水平井顺利施工的有效手段，具有良好抑制性、携砂性、性、防塌性和屏蔽暂堵性的钻井液体系是确保井眼轨迹有效控制和水平段延伸的重要保证。