水平井钻井技术在镇泾油田的应用

镇泾油田是中石化是华北分公司在西部的重要石油生产基地，勘探开发面积为2515.6平方公里，主力油层为长812油层，孔隙度主要分布在4-16%之间，平均为9.6%；渗透率在0.1-0.8×10-3μm2之间，平均为0.41×10-3μm2，自然建产较低。因此，如何利用水平井钻井工艺技术，增加油层的面积，追踪储层自然裂隙从而提高油田产量达到有效开发是该油田的主要研究内容。

镇泾油田水平井钻井技术难点分析

1.镇泾油田地层可钻性好，但地层复杂，构造变化大，易于井斜，防斜打快问题突出，上

直段井身质量控制难度大，钻井速度慢，周期长。

2.安定、直罗组地层受成岩影响，易于剥落、掉块，井壁不稳定，易于造成遇阻、卡钻

等事故，钻井风险高。

3.地层相对欠压实，罗汉洞组，洛河组及目的层延长组都易于发生井漏，钻井液密度选

择空间小，井壁稳定难于控制。

4.延安组地层含有大套煤层，且厚度不一，钻进时极易引起煤层坍塌、掉块，极易形成大肚子井眼，造成井内复杂。

不同井段钻具组合优选与轨迹控制技术

1.二开上直段防斜打直技术与钻具组合及钻井参数的优选

直井段防斜打直是确保井身质量和顺利施工水平井的关键因素之一。根据实钻资料和测井资料分析，镇泾油田志丹群地层岩性以砂岩和砂砾岩为主，地层软硬交错，变化大，易发生井斜。在钻遇此井段时，地层可钻性高，机械钻速快，稍有不慎，就会发生井斜角变大、位移增大。宜采用钟摆钻具组合，即￠241.3mmPDC钻头+￠203mm（无磁钻铤1根）+￠203mm钻铤2根+￠238mm扶正器+￠203mm钻铤3根+￠165mm"钻铤（18）根+￠127mm钻杆串，在钻进至地层交界面时控制钻压钻进，加强井斜监控，每钻进100米及时进行测斜，特别是在钻进地层交界面时，每进入下一组地层30米时及时进行测斜，遇到井斜角增大趋势时加密测斜次数，及时调整钻压，确保直井段打直，为下部造斜井段打下基础。

钻井参数的选择上采取高转速低钻压钻进，在钻遇软硬地层交界面时钻压控制在20KN-40KN，待钻头和扶正器完全进入下一组地层后，适当调整钻井参数钻进确保直井段打直。中途更换钻头下钻到底后，用10KN-20KN钻压修整井底，钻进30米后进行测斜，确定新钻头的稳定性，从而确定合理的钻井参数钻进。钻井操作时均匀平稳送钻，避免在地层交界面上长时间冲孔，形成大肚子井眼，使得再恢复钻进时导致轨迹漂移，造成人为井斜增大。

2.斜井段钻具组合的优选与轨迹控制技术

造斜段井斜角大，造成施工时摩阻大，扭矩大，首先用加重钻杆代替钻铤加压。使用单弯单稳柔性钻具组合：￠241.3mm牙轮钻头+￠178mm1.5°螺杆+￠178mm定向接头+￠178mm"无磁钻铤1根+WMD+￠127mm无磁承压钻杆（1根）+￠127mm18°坡加重钻杆（45根）+￠127mm18°坡钻杆串，在钻进井斜30°后根据钻井扭矩与摩阻情况对加重钻杆倒装。侧钻钻进时使用三牙轮钻头钻进，保证工具面的稳定和对井壁侧向有效切削，配合1.5°单弯螺杆和WMD无线随钻测量系统，保证井眼轨迹的连续控制，使滑动钻进与复合钻进有效及时交替，从而提高钻井速度。每钻进1根钻杆单根进行测斜一次，以便及时进行调整井眼轨迹。每起钻时投放电子多点，校正井斜与方位数据，保证井眼轨迹与设计的符合性，同时加强与地质密切沟通与配合，及时调整和校正井斜与方位，保证A点准确着陆至目的层。

3.水平段轨迹控制技术

水平段施工简化钻具组合采用：φ152.4mm钻头+φ120mm1°单弯动力钻具+φ120mm无磁钻铤9m+MWD+φ88.9mm无磁承压钻杆9m+φ88.9mm斜台阶钻杆+φ88.9mm加重钻杆+φ88.9mm钻杆，在水平段施工中，密切与地质沟通，确定轨迹的位置与走向，避免大幅度调整轨迹，采取少调微调的原则保证井内轨迹圆滑和施工安全。

降摩阻降扭矩技术与岩屑床清除措施

在斜井段和水平段施工时，随着井斜角的增大，钻具对井壁的载荷也相应增大，导致钻具运动的阻力增大，同时由于在钻进过程中岩屑床不能够得到有效清除，岩屑在上返过程中不断堆积，发生井眼局部变形，使钻进过程中扭矩增大，起下钻摩阻增大，因此有效清除井内岩屑床，保证井眼干净是保证能否顺利施工和保证井内安全的主要问题之一。为防止因形成岩屑床造成井内复杂，在施工中采取了以下措施。

1.加强钻井液性能维护，确保钻井液有良好的性，改善泥饼质量，减少泥饼与钻具

的粘滞系数，加强钻井液中有害固相的清除，从而降低起下钻摩阻和钻井扭矩。

2.在造斜段施工时每钻进100～150m坚持短程起下钻1次，井斜大于45°后每钻进50m

-100m或钻进每24小时短程起下钻1次，及时清理粘附在井壁上的岩屑和对新钻井眼的修整，及时破坏和清除岩屑床。

3.冲孔时尽可能开启转盘冲孔，防止靠钻井液层流后岩屑不能彻底上返形成岩屑床。

4.在造斜段和水平段施工时，应提高泥浆泵排量，保证有足够的返速，将岩屑带出井眼

消除岩屑床。

5.加强观察并记录井内扭矩与上提下放摩阻情况，判断井内岩屑床问题，以便及时采取措施清除。

钻井液性能维护与使用技术

1.二开上直段钻井液维护处理措施

二开上部井段地层复杂，岩性变化大，罗汉洞组与洛河组地层是工区内最易发生井漏地层，安定、直罗组地层泥岩易于剥落、掉块。本井段选用钾基聚合物钻井液，二开前，将沉砂罐清理干净，对一开钻井液进行二开前的预处理，配制钻井液100m3。使钻井液性能达到粘度40-55S，失水5-8ml，因井眼井径大，岩屑上返速度低，地层可钻性高，岩屑量多，在钻井过程中坚持补充K-PAM和K-PAN胶液，提高钻井液的携岩能力，加强固控设备的使用，使比重控制在1.05-1.08之间，防止因比重过高压漏地层，同时低比重有利于提高钻井速度，保证此段快速穿过，减少井壁浸泡、冲刷时间，从而有效地保护井壁。在钻进过程中发生漏失后，及时采取措施进行堵漏，堵漏完后做地层承压试验，使地层有1-3Mpa的地层承压能力，为下步施工斜井段和钻遇煤层在钻井液比重选择上提供保障。

2.二开斜井段钻井液维护处理措施

二开斜井段使用钾铵基钻井液体系，造斜前及时调整钻井液性能，钻进过程中根据井内摩阻与扭矩，滑动钻进情况及时补充 1-3%剂与防塌剂，使钻井液粘滞系数控制在0.06-0.08之间。严格控制钻井液失水在5ml之内，防止因失水过大，造成大斜度井段井壁长时间浸泡引起井壁失稳。保持钻井液动塑比在0.4～0.5之间，使钻井液有一定的携带和悬浮岩屑能力。

延安组钻进时会遇到大套煤层，厚度不一，在钻进时加强与地质、定向人员沟通，确定钻遇煤层时井斜角度数，提前调整好泥浆性能，井斜达到30°后，随着井深与井斜角的不断增加，井壁掉块与垮塌现象也比较明显，在钻进时适当提高钻井液比重，增加液柱侧向力，平衡煤层与井斜大的地层垮塌压力。析，在钻遇此井段时，为防止钻井液比重过高，使上部地层再次发生漏失，根据实钻钻井液比重控制在1.10-1.13g/cm3。同时加强人员操作水平，禁止在煤层处冲孔，起下钻时在煤层处控制起放速度，防止压力激动引起井下复杂情况。

3.三开水平段钻井液维护处理措施

三开水平段钻井液处理以低比重，好的性为主，防止因钻井液比重过高和有害固相对目的层的污染。三开前扫完水泥塞后，利用固控设备清除固相和采取逐步分段替换的方法，严格控制钻井液比重在1.05-1.07g/cm3之间，钻进时增加剂的加量减少摩阻和扭矩，保证水平段快速钻进，及时补充坂土浆和CMC胶液，使钻井液有良好的流变参数，增加钻井液悬浮、携带岩屑能力，加强固控设备的使用，保证井眼清洁，顺利钻至B点。

现场应用情况

2010年华北分公司为了提高镇泾油田单井产量，验证地质评价成果，在油气富集区红河37井区针对长812油层组，追踪自然裂缝部署了红河37P1井，水平段长450米，采用裸眼分级压裂技术，压裂初期实现了日产原油31吨，为红河373井产量的6倍以上，初步验证了利用水平井钻井技术开发长8油层组的可行性。2011年为了进一步扩大利用水平井技术开发长8油层组成果，继续在红河37井区部署了第二口水平井红河37P2井，水平段长542米，经过裸眼分级压裂后，初次首日获得了日产110.5吨的高产油流，井口压力达3.2兆帕，标志着利用水平井钻井技术开发镇泾油田低压、低孔、低渗透油气田取得了较好效果。

认识与建议

1.水平井钻井技术开发油田内长8油层组已经取得了较好效果，应继续利用水平井技术

优选油田内油气富集区展开对长6、长9油层组进行工艺实验。

2.在水平井施工中，应对地质评价和油层富集区进行筛选，对水平井设计和施工进行整

体优化，实现水平井施工整体提速，使镇泾油田百万吨产能建设早日建成。

（作者单位：甘肃中石化华北分公司镇泾采油厂）