安14平1水平井的钻井工艺探讨

马　飞，刘建忠，周隆超，彭静然，王真毅（延长石油集团油气勘探公司钻井工程部，陕西延安　716000）



安14平1水平井的钻井工艺探讨

马飞，刘建忠，周隆超，彭静然，王真毅
（延长石油集团油气勘探公司钻井工程部，陕西延安716000）

摘要：安14平1井是延长石油集团油气勘探公司钻井工程部5001队在延安区块承钻的一口水平井，该井地处典型的鄂尔多斯盆地伊陕斜坡。本文首先分析了安14平1井在施工过程中的难点，其次针对难点分别提出了钻井液技术及井眼轨迹控制技术等工艺措施，并通过这些措施的实施取得了良好的效果，该井的顺利完井为同类油气田钻井施工工作提供了良好的技术参考。

关键词：鄂尔多斯盆地；钻井；水平井；钻井液体系；井眼轨迹

1　安14平1井概况

1.1地层特点

安14平1井是延长石油集团油气勘探公司钻井工程部5001队在延安区块承钻的一口水平井，该井地处典型的鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，是一个低渗、低压、低丰度、大面积分布的岩性气藏[1]。该处地层复杂多样，刘家沟组的砂岩地层易发生漏失；古生界二叠系石千峰组、石盒子组地层，主要岩性为砂岩、泥岩、含砾砂岩，局部含煤层。该井施工目的层为山西组，设计垂深为2 656 m。

1.2水平井井深结构

安14平1井为三开井深结构，表层套管尺寸Φ244.3 mm，封过延长组；二开采用Φ222.25 mm钻头，钻直井段、导眼段及回填侧钻段，钻至井深2 950 m后，下Φ177.8 mm技术套管至2 947.29 m；三开以Φ152.4 mm钻头钻水平段至完钻井深3 707 m，具体井深结构（见图1）。

图1　安14平1水平井井深结构图

2　施工难点分析

（1）安14平1井所处地层复杂多变，和尚沟组和刘家沟组地层存在区域性漏失问题；石千峰组和石盒子组地层易发生井壁坍塌，上塌下漏，钻井液不易控制；山西组发现有大段泥岩、碳质泥岩以及砂泥混层，极易垮塌，这给施工带来了极大的困难。

（2）三开钻头直径为Φ152.4 mm，为了降低环空压耗，使用的是Φ101.6 mm非标钻杆，但是钻杆循环压耗仍很大，导致后期钻进中泵压高达29 MPa。且由于环空容积小，排砂、排屑困难，钻屑床形成速度快。

（3）大斜度井段的钻具不能居中，同时加上岩屑的垂沉作用，造成岩屑上返困难，尤其在定向作业钻具不转动时，携砂难度更大，易形成岩屑床。

（4）大斜度井段的钻具由于刚性差，钻具紧贴井壁，加钻压后易与井壁形成多个支点，造成定向钻进中的拖压现象和送钻困难。

（5）由于水平裸眼段长，加之地质部门对地层认识不清，为了寻找水平段砂体，井斜变化幅度大，最大上调至94°，垂深上调近17 m，井眼轨迹极不平滑，造成了高摩阻和大扭矩，为下步的施工带来了极大的困难。

3　应对措施

3.1钻井液技术对策

根据鄂尔多斯盆地伊陕斜坡地层特点及以往施工经验[2]，采用不同地层选用不同钻井液体系的方法。定向前使用坂土-CMC钻井液体系，定向后优选KCl-聚磺钻井液体系。

3.1.1坂土-CMC钻井液体系一开及二开定向前的井段：钻井液使用坂土-CMC体系，配制坂土浆，充分预水化24 h，加入CMC（高）并使其充分溶解、搅拌均匀，正常钻进中钻井液的维护以水化好的坂土浆和CMC（高）胶液为主，并以细水长流的方式加入，具体配方为：5 %～8 %坂土+0.4 %Na2CO3+0.4 % CMC（高）。该井段钻井液性能（见表1）。该钻井液体系抑制了泥岩水化分散、稳定了井壁，能很好的满足井壁稳定及快速钻进的需求。

表1　一开及二开定向前井段钻井液性能

3.1.2 KCl-聚磺钻井液体系机理KCl-聚磺钻井液体系主要由抑制剂、降滤失剂、润滑剂、包被剂及封堵材料组成，以KCl作主抑制剂，聚胺为次抑制剂。该体系依靠K+的嵌入作用、聚磺的抑制性及包被剂的包被封堵协同作用保持岩屑的完整性，减少岩屑的崩散，有效降低泥岩水化的高膨胀压；同时加入降滤失剂和封堵剂，减少滤液侵入地层，达到良好的抑制作用，实现多元协同抑制的总体目标，从而保持井壁的稳定性[3]。

（1）二开定向后井段：钻井液为KCl-聚磺防塌钻井液体系，以HP和KCl加强包被、抑制泥岩水化膨胀，增强井壁的稳定性，以PL、COP等降低滤失量，以改性沥青、低荧光润滑剂改善滤饼质量、调整钻井液的润滑性和流变性。具体配方为：4 %坂土+0.2 %Na2CO3+ 0.2 %NaOH+5 %～7 %KCl+0.3 %～0.5 %HP+0.5 %～0.7 %NH4HPAN+0.5 %～0.7 % COP+0.5 %～1.0 %PL+ 2.0 %～3 %FT-342+2 %～3 %乳化石蜡+3 %～5 % CGY+0.3 %～0.5 %聚胺抑制剂+0.2 %～0.3 %胺基聚醇+石灰石粉+0.5 %～0.7 %HV-CMC。钻井液具体性能（见表2）。通过以上强抑制材料的加入增强了井壁的稳定性，使易发生漏失的和尚沟组和刘家沟组未发生漏失现象；同时降滤失剂、改性沥青和润滑剂的加入减少了钻头泥包概率并提高了机械钻速，该井段基本未发生钻头泥包现象。故认为该钻井液体系能有效解决泥岩的井壁垮塌及钻头泥包难题。

表2　二开定向后井段钻井液性能

（2）三开水平段：由于地层的隆起变化，三开水平段岩性复杂多变，出现了大段泥岩、碳质泥岩及砂泥混层等非砂岩。其中泥岩、碳质泥岩等非砂岩井段占了全部水平段长度的27.4 %，砂岩井段长度只占了水平段长度的72.6 %。泥岩、碳质泥岩为敏感地层，极易垮塌，所以具有良好防塌性能的KCl-聚磺钻井液体系发挥了显著作用。该体系的强抑制性保障了三开泥岩、碳质泥岩等非砂岩井壁的稳定性，钻井液良好的流变性和润滑性减小了不平滑井眼的摩阻和扭矩，大大降低了托压的影响及井眼轨迹的控制难度，减少了岩屑床的形成概率。三开水平段钻井液的具体配方为：井浆+ 5 %～7 %KCl+0.6 %～0.8 %KPAM+0.3 %～0.5 %HP+ 0.5 %～0.7 %COP+0.5 %～1.0 %PL+2.0 %～3 %FT-342+ 2 %～3 %乳化石蜡+3 %～5 %CGY+0.3 %～0.5 %聚胺抑制剂+0.2 %～0.3 %胺基聚醇+石灰石粉+0.5 %～0.7 % HV-CMC，具体钻井液性能（见表3）。

表3　三开钻井液性能

3.2井眼轨迹控制技术对策

安14平1井的造斜点深（2 060 m），水平裸眼段长（777 m），摩阻、扭矩都较大，另外由于地层的变化影响，井眼曲率变化大，工具面不稳定，造成定向滑动时间长，造斜段及水平段井眼轨迹控制难度增大，井斜、方位变化快。在施工作业过程中，为保证井下安全，根据不同井段的情况采取相应措施，通过选择合理的钻具组合及特殊的工程措施，提高钻井参数的合理配置，有效控制了安14平1的井眼轨迹，加快了该井的钻井速度。

（1）定向段及入窗井眼轨迹控制技术，为能够对准确入窗及地层电性参数提供保障和依据，该井从造斜点（2 060 m）开始使用MWD+γ测斜仪器，准确测量井斜及方位参数，同时也为录井提供准确地层伽马参数。根据每个测点的井斜、方位数据和对比目的层位置及时做好预测和待钻设计，作出最佳施工方案。入窗之前，采取加密测量、准确计算和及时预测的方法，保障了顺利入窗，入窗井斜为89.8°，方位角334.6°，水平位移514.86 m。

造斜点（2 060 m）在石千峰组，该地层软硬交错、砂泥互层，且机械钻速较低。开始定向时，每个单根滑动钻进2 m～3 m基本可以满足设计要求的造斜率，定向上部井段平均造斜率为2.9°/30 m，满足设计要求；定向下部井段，当井斜达到60°时复合钻进平均增斜率高达4.1°/30 m，通过调整钻压参数，复合钻进可以基本满足设计的造斜率。在井斜较小时，复合钻进时的方位不易控制；井斜增至50°以上复合钻进方位较为稳定。入窗前地质部门根据现场的对比分析，将A靶点垂深定为2 656.16 m。定向井段钻具组合如下：Φ222.25 mm钻头+Φ172 mm（1.25°）螺杆+Φ165 mm短钻铤×2根+Φ213 mm扶正器×1根+Φ165 mm定向接头+Φ165 mm无磁×1根+ MWD-SUB+Φ127 mm加重×42根+Φ127 mm钻杆+旋塞阀+方钻杆。

在造斜段及入窗前的增斜段，由于井斜较大，易形成岩屑床，造成托压、卡钻现象，因此采取了每钻完1个单根划眼1～2次，坚持每钻进100 m～150 m进行一次短起下钻，及时清除岩屑床，保障井眼清洁；为了防止起钻时的抽吸作用，坚持灌浆，3柱一灌浆，5柱灌满浆；为了保证仪器的正常工作，下钻前做好仪器和螺杆的试验，在下钻中途开泵顶通循环，并做好中途仪器的试验。

（2）水平段井眼轨迹控制，水平段的井眼曲率的变化需严格控制，避免出现太大的狗腿度，以减少井下复杂事故的发生。

按照该井设计要求，在A靶点，井斜控制在89.5°～90°沿砂层稳斜钻进，稳斜钻进的平均增斜率为0.13°/30 m。但是在水平段钻进过程中，钻遇地层中有大段泥岩及碳质泥岩，地质部门多次要求进行垂深调整，要求井斜一直在90°以上，向上探砂钻进，入窗垂深2 656.15 m，完钻垂深2 640.26 m，井斜最大达到了94.86°，垂深上调了15.89 m，地层上倾严重，因此增加了轨迹控制难度。且由于轨迹的不平滑造成了摩阻高和扭矩大；托压造成了加钻压和定向的困难；加之该井段环空容积小，排砂、排屑困难，钻屑床形成速度快，环空压耗多，泵压最高达29 MPa，通过常规的滑动方式已不能满足井眼轨迹的调整，因此该井段在滑动钻进时，通过上下大幅度活动钻具、每钻完单根仔细划眼1～2次（杜绝定点划眼），坚持钻进80 m～100 m短起下钻拖拉井壁，及时清理岩屑床，减少了钻具的摩阻和托压现象，达到更好地滑动钻进效果。水平段钻具组合为：Φ152.4 mm钻头+Φ120 mm（1.0°）螺杆+Φ147 mm扶正器+Φ120 mm定向接头+Φ120 mm无磁×1根+ MWD-SUB+Φ101.6 mm加重×6根+Φ101.6 mm钻杆× 150根+Φ101.6 mm加重×48根+Φ101.6 mm钻杆+旋塞阀+Φ108 mm方钻杆。

4　施工成果

安14平1井通过应用以上钻井液体系及井眼轨迹控制工艺技术，克服了井壁易垮塌、钻头泥包、井眼轨迹变化幅度大、不平滑及垂深上提高等困难，已安全、顺利、高效的完成了完井作业。该井从开钻到完井复杂事故率少，电测成功率为100 %，井身质量合格率为100 %，固井及完井作业都非常顺利。该井提前工期完钻，为公司节约了大量成本。同时，极大丰富和夯实了公司钻井技术力量，为同类油气田钻井作业提供了良好的技术参考。

5　结论及建议

（1）安14平1井是延长石油集团自有井队独立完成的第一口水平井，也是地层复杂、水平裸眼段长、井斜变化大、垂深上调高、井眼轨迹极不平滑等施工难度非常高的一口水平井。

（2）具有良好抑制性、造壁性、防塌性、携砂性及润滑性的KCl-聚磺钻井液体系，是克服井壁易垮塌、钻头泥包、井眼轨迹难以控制等问题的重要保证。

（3）在施工作业过程中，针对不同井段采用优化钻具组合及特殊的工程措施，提高钻井参数的合理配置，有效保证了井眼轨迹的合理控制、预防了井下复杂情况的发生。

（4）通过理论探索和现场施工，形成了井身结构、井眼轨道的优化设计、钻井液体系、井眼轨迹测量与控制等的水平井钻井配套技术。因此，延长石油集团具备了应用常规设备实施水平井钻井的能力。

（5）建议加强对地层的认识，确定合理的入靶点；加强钻井随钻测量技术尤其是近钻头随钻测量、随钻测井等技术的研发，以确保最大化的有效进尺。

参考文献：

［1］李爽，等.水平井技术在苏10区块的应用［J］.特种油气藏，2011，18（3）：84-86.

［2］李文明，向刚，王安泰，等.苏里格气田大位移水平井钻井液技术［J］.天然气工业，2012，34（3）：33-35.

［3］夏林，何卫滨，戴万海，等.苏里格气田苏20-17-15H水平井钻井液技术［J］.钻井液与完井液，2010，27（3）：89-90.

作者简介：马飞，工程师，现任陕西延长石油集团油气勘探公司钻井工程部技术科副科长。

*收稿日期：2015－12-23

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.016

中图分类号：TE243

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0060-04