水平井提速技术在鸭K区块的应用

[摘 要]水平井作为提高单井产量、降低油田开发成本的有效手段，正日益在国内各油田得到广泛应用。在玉门鸭儿峡油田鸭K区块，钻探目的层主要是白垩系，一直都是靠打直井来实现油田增储上产。近年来，随着玉门油田勘探开发的不断深入，相继在鸭K区块部署了3口水平井，水平井的数量将不断增加，钻井难度不断增加，安全、优质、快速完成水平井施工已经作为提高油气勘探开发最有效的的手段之一， 越来越被广泛的应用，并且水平井钻井技术对油田持续发展，减少占地和其它工程建设费用，有效地降低了油田综合成本，具有较好的经济效益。

[关键词]水平井 机械钻速 安全钻进

中图分类号：P634.4+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）21-0399-02

1 鸭K区块水平井钻井难点分析

（1）第三系地层在2500m以前，地层倾向在200-250度之间，且倾向稳定；第三系地层倾角为10-15度。地层造斜力强，倾向稳定，造成钻进中井斜不易控制，并且方位稳定始终朝一个方向，易造成直井段位移超标。

（2）造斜段定向方位与地层自然方位相反，定向前产生较大负位移，311mm大井眼定向段平均机速1m/h左右，且定向过程托压严重，托压在160KN以上。

（3）水平段管柱受力复杂，由于井眼的井斜角大，井眼曲率大，管柱在井内运动将受到巨大的摩阻，致使起下钻困难，下套管困难，给钻头加压困难。同时在钻进时由于井眼倾斜，岩屑在上返过程中将沉向井壁的下侧堆积起来形成“岩屑床”。特别是在井斜角45°～60°的井段，已形成的“岩屑床”会沿井壁下侧向下滑动，形成严重的堆积，造成起下钻困难。

2 提速技术对策

2.1 直井段技术对策

2.1.1在直井井段钻井过程中，保证井身质量，钻进中做好防斜打直，利用成熟的PDC+弯螺杆最大限度地控制直井段的井斜、位移，加强对直井段的监测，确保直井段的井身质量符合设计要求，直井段井斜角越小、水平位移越短、方位角越接近设计定向方位，这样就越有利于下部定向钻进的轨迹控制。

2.1.2应用垂直钻井工具极大的解放了钻压，相同井段，使用垂直钻井工具最大钻压至150KN，常规钻具一般在80-120KN，机械钻速大幅提高从井斜控制角度来看，并且井斜控制的效果良好，基本在0.5°左右，对防斜打快有极大的促进作用。垂钻工具在鸭K1-1H井钻进井段720-2707m，进尺1987m，纯钻时间313.92h，平均机速6.4m/h。

2.1.3在钻头选型方面选择使用成熟的百施特、DBS钻头，与地层匹配好，攻击能力强，对可能钻遇砾石层要选用抗研磨性强的钻头。

2.2 定向段技术对策

2.2.1鸭K区块由于地层原因，定向钻进时拖压严重，工具面不稳定，增斜效果差，根据区块地层特性正确选择钻井液体系，使泥浆保持低固相、低失水，并具有较强的抑制、封堵性，出现拖压时及时混入原油确保泥浆有良好的性能、强的悬浮携砂能力和防塌效果，有力地保证井眼稳定，避免井下的事故和复杂，为定向钻进创造条件。

2.2.2增斜段优选高速牙轮或高抗研磨性16mm PDC钻头，简化钻具结构，减少钻具与井壁的接触面积，优选工艺技术、优化工艺参数等方面进行攻关，解决拖压难题，实现定向段提速。2014年承钻的鸭K1-3H井从2420m下入311mmMD517（高速牙轮）+MWD仪器定向钻进，定向时提前在泥浆中混入原油，确保了泥浆良好的性，减少拖压和粘卡的可能，造斜段平均机速1.75m/h，最大狗腿度6.53°/30m，井斜增至72.86°后进入稳斜钻进。

2.3 水平段技术对策

2.3.1在水平段一般采用选择PDC钻头钻进，因为水平段主要以复合钻进为主，PDC钻头比牙轮钻头有机速快，使用时间长，可以减少起下钻的次数等的优点。水平段纠斜扭方位调整幅度不大，通常选择1°或者0.75°单弯螺杆，鸭K1-2H在井段3678-3813m下入Φ216mmPDC+Φ172mm 直螺杆稳斜钻进，稳斜效果不错，顺利完钻。

2.3.2在泥浆中混入原油是提高泥浆性、降低摩阻的有效途径之一。将原油乳化后，在储备罐中先搅拌均匀，然后再混入井内，并使原油在钻井液含量达到5%，达到了预期的目的。

2.3.3采用倒装钻具，减小钻具刚性和摩擦阻力，入靶和水平段选择短无磁加重钻杆，水平段选择合适的欠尺寸扶正器，并根据MWD仪器测的井斜、方位，随时预测，从而可以间接的对井底的实际井眼轨迹进行一定的把握，以便采取下一步的控制措施。

2.3.4在钻具组合中加入LWD仪器，实现由原来的几何钻井方式向地质导向钻井的质的转变。实现了“钻头跟着设计走”到“钻头跟着地层走”的转变。LWD的使用保证了地质目的的实现，确保了油层钻遇率，省掉了钻杆输送测井，减少了油层浸泡时间，大大节约了周期。

2.4 鸭K水平井安全钻进保障技术措施

2.4.1现场施工中要优化井眼轨迹，尽量避免“大狗腿”井眼的出现，以减少施工风险。

2.4.2在满井眼轨迹控制的前提下，尽量简化了钻具结构。

2.4.3制定详细的起下钻及短起下钻措施。

2.4.4严格钻具的管理，每趟钻对钻具进行倒换和探伤检查。

2.4.5选用优质螺杆钻具，既可以提高机械钻速又可减少井下风险。

2.4.6在井下出现蹩钻及扭矩增大，托压现象严重时，要起钻用牙轮钻头进行通井，一是把井眼拉光滑，清除岩屑床，保证井眼通畅，二是消除钻压自锁等复杂情况。

2.4.7良好的钻井液性能时保证井下安全的重要因素，制定具有针对性的钻井液技术措施以保证井下安全。

3 应用效果

3.1 直井段施工情况

已钻3口水平井中，鸭K1-1H在井段 700-2707m使用垂直钻井工具控制井斜在0.5°左右浮动，最大井斜为1°，井斜完全能达到设计要求，垂直钻井工具极大的解放了钻压，使得钻压加至150KN，平均机速达到了9.6m/h；鸭K1-2H、鸭K1-3H应用MWD+弯螺杆复合钻进，跟踪纠斜，井斜纠至反方位后采用“0-1”结构稳斜钻进，实现井斜检测与井身质量的控制，确保直井段水平位移不超出设计。

3.2 定向段施工情况

定向造斜段是整个定向井井眼轨迹控制的关键一环，如果定向造斜段的方位有偏差，则会给以后的轨迹控制造成巨大的困难。Ф311mm大井眼，地层可钻性差，造斜低率，拖压严重，定向难度大。造斜段主要选择牙轮钻头，牙轮钻头相比PDC钻头反扭矩小，工具面稳定，同时优选高转速和适合造斜的钻头类型。目前现场使用的造斜工具一般采用定向弯螺杆，定向弯螺杆的造斜率是不一样的，具体需要根据井身设计的造斜率来对螺杆进行选择。螺杆钻具优选1.25°或1.5°螺杆，实钻井眼轨迹与设计井眼轨迹总是存在差异的，在实际钻进中，由于具体条件的变化都会造成实钻轨迹与设计轨迹的偏差，因此需要及时对下部井段进行预测，选择最佳施工方案。

3.3 水平段施工情况

水平井井眼轨迹控制是水平井钻井的关键技术，水平段井眼轨迹控制的关键在于入A靶时的井眼轨迹状况，对于水平井轨道控制具有一定的控制精度、较强的应变能力、较高的预测精度，能对井眼轨迹连续控制，达到较稳、较快的施工水平。实钻过程中根据录井及LWD测量的地质参数，及时分析地层情况，及时对井眼轨迹进行调整，达到顺利进入目的层并沿油层的最佳位置钻进。

3.4 整体应用效果

鸭K区块完成三口水平井，相比往年水平井，平均井深增加756.73m，平均水平位移增加222.84m，同井深节约钻井周期13.83天。完成井对比情况见表1.

4 结论与建议

4.1直井段使用垂钻工具能有效的控制井斜，极大的解放了钻压，但需要提高工具的平均无故障时间，才能真正的提高平均机械钻速。

4.2定向钻具尽可能的用加重钻杆代替钻铤，在大斜度和水平井段需要使用“倒装钻具”，降低钻井风险。定向中加强检测，控制好井眼轨迹，稳斜段根据井斜变化率确定合适的钻压，保证井眼曲率在规定范围。

4.3加强钻具管理，预防钻具事故，入井钻具要做到每趟钻探伤、倒换，并结合钻时、转盘负荷、扭矩变化、使用时间、钻屑粒度大小，准确判断钻头工作情况。

4.3加强对复杂井段的预防。尽量避免在复杂井段开泵或长时间循环，以防止地层坍塌形成“糖葫芦”井眼，导致井下复杂。

4.4水平井实现安全钻井的关键技术，就在于对井内岩屑床的及时破坏，一般在在井斜角45°～60°的井段，已形成的“岩屑床”会沿井壁下侧向下滑动，形成严重的堆积，从而堵塞井眼，易发生卡钻事故。为预防卡钻，在定向段接单根前必须认真划眼1-2次，循环时间不能少于10分钟，确保井眼轨迹的光滑和携带干净；一般每连续钻进2小时或连续进尺达2米进尺时活动钻具拉通井眼，活动距离不少于10米，清除岩屑床；连续钻进24小时或进尺30米短拉，保证井下正常。

4.5在泥浆中混入原油是提高泥浆性、降低摩阻的有效途径之一。在鸭K区块的这三口水平均采取了混油措施，使原油在钻井液含量达到5%以上，减少了定向拖压情况及发生粘卡的可能性，并达到了预期的目的。

4.6实钻井眼轨迹与设计井眼轨迹总是存在差异的。在实际钻进中，由于具体条件的变化都会造成实钻轨迹与设计轨迹的偏差，因此需要及时对下部井段进行预测，选择最佳施工方案。

参考文献

〔1〕王远，陈勋.分支定向井钻井技术在沈阳采油厂边台区块的应用〔M〕.吉林.钻采工艺.2008

〔2〕周延军.金平1浅层大位移井定向井钻井工程设计及应用. 〔M〕.吉林.钻采工艺.2008

作者简介：王虎（1985―― ），男（汉族），甘肃酒泉，2008年毕业于西安石油大学安全工程专业，工程师，现从事钻井工程技术服务。