水平井技术在辽河油田杜84块的推广应用

1、89dddbf6d3de9635058a13117ccf6699.pdf水平井技术在辽河油田杜84块的推广应用第一章 概 述1.1水平井的发展历史水平井钻井技术的历史可追溯到19世纪末期，从20世纪80年代国际钻井界开始深入研究和发展该技术，90年代大规模推广应用。目前已作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏。随着该技术的不断发展完善，水平井钻井的成本已降至了直井的1.2-2倍,水平井产量是直井的4-8倍。水平井钻井技术已成为提高油气勘探开发综合效益的重要途径。随着水平井技术的进步和石油工业的不断发展，实践中对轨迹控制的精度要求越来越高。不仅一些特殊的油藏需要严格限制轨迹位置，同时，随着分支

2、井以及精确的水平井井网和形状设计研究的深入，即使油层厚的区块，从产能等要求出发，也对轨迹控制提出了更高的要求。另外，海上油田水平井开发，由于位移和精度的高要求也会遇到类似的问题，高精度水平井技术研究的内容是这些问题的集中反映。我国的水平井钻井技术发展较晚，特别是在薄油层方面。虽然一些油田根据勘探开发实际，正开始了这方面的工作，但目前多方面仍处于起步摸索阶段。特别是工具、仪器等硬件不能满足要求，急须改进，工艺上更需要有针对性的深入分析研究。我们钻井一公司在近半年该类井服务中不断探索实践，在作业方和合作单位的支持下，于高精度水平井轨迹控制技术方面取得了一些收获。1.2水平井施工的难度高精度水平井与

3、普通水平井主要区别在于：目的层薄，地层倾角和走向等变化大，轨迹设计要求高，轨迹控制调整频繁，难度大，这就要求在施工中优化剖面结构，最大限度减少磨擦阻力和扭矩，为后期水平段施工提供安全基础。同时，综合分析研究地层资料，优化入窗措施，卡准目的层，在轨迹控制中仪器的测量能力和钻具组合的调整能力必须保证，以上问题是高精度水平井轨迹控制的主要难题。受仪器、工具等硬件的限制，目前我国的定向井技术水平和世界先进国家存在一定的差距。先进的旋转导向和地质导向系统应用较少，在水平井施工中主要使用国产常规动力钻具和mwd仪器，我们结合我油田实际情况和我公司现有技术手段，还是很好的解决了高精度水平井中和一些技术难题，

4、在曙一区杜84块打出了5口难度较大的水平井。第二章 杜84块的钻井设计要求及施工难点2.1地质概况：曙一区杜84块位于辽宁省盘锦市东郭苇场苇田大队西南约3km。构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡的中段，北以杜32断层为界，东边界为杜79断层，西部以杜115断层为界，南以杜205井与曙127454井连线为界。整体上呈一长条状单斜构造。本次部署目的层为es3上段。该区块1990年上报兴隆台油层（es1+2、es3上）含油面积为6.2km2，地质储量为5647104t。本次部署的水平井均属于开发水平井，目的层为沙三段上部，即兴组油层。该油层岩性主要为灰色、深灰色泥岩和块状砂砾岩。薄片鉴定结果表明，杜84

5、块兴组油层以岩屑砂岩为主，该油层为高孔隙度、高渗透率的储层。其原油物性为：20时原油密度平均为1.001g/cm3；50地面脱气原油粘度是16.815104mpa.s；胶质沥青质含量平均为57.84%；凝固点平均为26.5；含蜡量平均为2.2%。按稠油分类标准，属于超稠油。杜84断区块兴隆台油层只有一口测压井，即杜42井，油层中深750m时，压力为7.35mpa，压力系数为0.98。由于该区块蒸汽吞吐开发多年，目前地层压力仅为2.53.5mpa。据杜845141井和杜844943井测温资料显示，750m处地温为34.7，地温梯度为3.3/100m。其中设计的杜84平44井和杜84平43井位于该

6、区块西北部，在sagd试验区杜84平45井东北70m处。其南部有一口取心井杜846567井，取心进尺142.7m，心长80.51m，岩心收获率56.6%。周围的直井于1997年初投入试采，目前大多数井处于吞吐10轮次以上，平均单井累采油1.15104t，接近吞吐末期。由于井间动用程度差，且附近的井间水平井杜84平45井和杜84平46井取得了第一周期平均累采油4041t的好效果。为了更合理的开发该区块兴隆台油层超稠油，因此进行直井与水平井组合sagd开发试验。油层埋深750780m，单井有效厚度最厚达79.8m，最小为20.6m，一般在25m77m之间，平均为52.7m，油层钻遇率为100%。其

7、中设计的杜84平25井和杜84平27井位于该区块东部，距取心井杜53井较近。杜53井取心段为770.59914.23m，取心进尺163.64m，心长110.92m，岩心收获率77.6%，油砂长57.4m。附近兴组（es3上）已有5口水平井于1997年底投入生产，平均吞吐10.5轮次，累计产油11.936104t，平均单井累产油2.387104t，目前平均单井日产24.3t/d，生产效果较好。该区兴组为底水油藏，油层发育较好，平面上连片分布。油层顶面埋深790m，油水界面为867m。单井解释油层最大厚度为80.6m，最小为33.7m，一般在40.2m76m之间，平均为54.9m，油层钻遇率为10

8、0%。2.2钻井设计2.2.1地质设计简况表1 杜84块构造地质分层及岩性地质分层底界深（米）主要岩性描述 平原组210棕色、棕黄色粘土层与灰白色细砂、含砾中细砂岩互层明化镇组340浅灰白含砾砂岩，砂砾岩及绿灰色泥岩管陶组670砂砾岩，砂岩，中粗砂岩和细砂岩不等厚互层沙一二段800浅灰色砂砾岩，砂砾岩与灰绿色泥岩互层沙三段1200（未穿）巨厚块状砂砾岩，砾状砂岩和灰色浅灰色泥岩2.2.2 工程设计简况2.2.2.1 5 口水平井井身结构设计表2杜84块水平井井身结构设计 序号井眼尺寸(mm)井深(m)套管尺寸(mm)套管下深(m)水泥返深(m)一开444.5212339.7210地面二开311

9、.19701010244.59691005地面三开215.911951230177.8(割缝筛管)11931228（不固井）2.2.2.2 5口水平井井眼轨迹设计数据表3 杜84块水平井井眼轨迹设计数据表井 号杜84平44井杜84平43井杜84平25井杜84平15井杜84平27井轨 迹 类 型直增稳增稳直增稳增稳直增稳增稳直增稳增稳直增稳增稳造 斜 点350m430m500m600m600m2.3工程施工难点井网密集，防碰难度大，防碰邻井套管至关重要，定向造斜时要采取三维绕障施工。造斜点350600m,出表层就定向，上部地层松散，造斜率极低，加之是用311.1mm的钻头、采用双泵大排量钻进，因

10、此造斜十分困难。上部地层为管陶组，其岩性主要为砂砾岩和粗砾岩，砾径非常大，对定向造斜极为不利，也给造斜段的井眼轨迹控制带来了相当难度。由于该地区是老区块，油藏已开采多年，油层地质胶结疏松，当钻头钻至油层后，造斜率非常低，对着陆前造斜非常不利，从而给入靶前着陆带来很大困难。该区块地层埋藏浅，地层岩性变化大，主要岩性为砂岩、砂砾岩和砾岩，但其中有不等厚度的泥岩夹层，由于在砂岩、砂砾岩和砾岩里定向钻进时实际井眼曲率很低，而在泥岩里钻进时实际井眼曲率很高，因而给工具造斜率的控制和估计带来了很大的麻烦。入靶点窗口高度只有2m，这就要求测量和计算精度非常高，再加之测量探管到钻头的距离还有1314m测不到，

11、因此给井眼轨迹的准确入靶增加了相当难度。设计244.5mm的技术套管要下至水平段窗口，由于技术套管直径大，刚性强，这就要求实际井眼的狗腿度不宜太大，否则技术套管就难以下到预定的位置，这也给井眼轨迹控制提出了更高的要求。由于地层埋藏浅，地层松散，因此，一旦下钻遇阻划眼，则很容易划出新井眼，给正常施工带来影响，而且上部井眼很容易出现“大肚子”现象，对固井质量影响很大。由于地层埋藏浅，地层松散，钻进速度非常快，而且管陶组粗砾岩砾径大，这就给泥浆的携岩性能提出了很高的要求，一旦井眼净化不好或净化不及时，那么很容易造成沉砂卡钻，和容易形成岩屑床，给下步施工带来困难。由于该区块的油藏属于稠油，所有生产井都

12、需要采取热注热采，采用蒸汽吞吐，因此地温剃度异常，给泥浆性能的维护带来很大影响。目的层岩石疏松，胶结性差，水平段钻进时井壁稳定性也是一个很大的问题。第三章 水平井钻井技术的应用3.1 三维绕障防碰邻井套管技术的应用该区块属于老区块，已打的开发直井、定向井、水平井数量多，设计井周围井网密集，防碰难度大，防碰邻井套管至关重要。一旦不小心把邻井套管钻漏，则很容易造成两口井报废，那么就会给甲方和钻井公司造成不可估量的损失。因此在定向造斜时要采取三维绕障施工。具体施工中在防碰问题上我们非常谨慎小心，主要采取了以下有效的措施：开钻前在设计时就将其周围的井与设计井进行防碰扫描，根据扫描结果确定出重点防范井，

13、以便在实际施工中加以重点防范。在钻井施工过程中，随时将实际井眼轨迹与周围井进行防碰扫描，随时确定出实钻井眼轨迹与周围井在同深度位置上的空间距离。一旦发现这个距离小于5m时，就需要采取绕障措施。同时在实际施工中，我们利用无线随钻仪器对其周围的磁场强度进行实施监视，一旦发现磁场强度有异常现象，说明仪器本身很可能距离邻井套管不远了，就立即停止钻进，召集相关技术人员研究对策，这时决不轻易多打一米。3.2 优化井身结构设计这5口水平井的井身结构设计综合考虑了杜84块的地质特点、油藏特征、采油工艺特点及钻水平井的难点等多方面因素。经优化后的井身结构设计结果如下：一开井眼444.5mm212m、表层套管33

14、9.7mm210m；二开井眼311.1mm1005m、技术套管244.5mm1003m；三开井眼215.9mm1220m、油层筛管177.8mm水平段长（悬挂于技术套管上）。这种井身结构设计既能满足稠油热采的要求，又能减少钻井过程中的摩阻和扭矩，以及保证井壁稳定的问题。3.3 优化井身剖面设计参考该区块在这之前施工的水平井的井身剖面及施工经验，优选这5口井的井身剖面为直增稳增稳标准五段制剖面。井身剖面设计结果数据见表6所示。在井身剖面设计时也同时考虑了甲方的要求：在垂深780800m、井斜在4050之间必须有至少25m的稳斜段，将来采油时就把采油泵下到该稳斜段位置，这是为了延长采油泵的使用寿命

15、。表6井身剖面设计结果表井名杜84-平43杜84-平44杜84-平25杜84-平15杜84-平27井段类型项目造斜点井段深度(m)430350500600598水平位移(m)00000累计水平位移(m)00000垂深(m)430350500600598井斜角()00000第一造斜段井段深度(m)628.88540.47647.11869.31805.98井段长(m)198.88190.47147.11269.31207.98水平位移(m)66.361.0236.95137.9485累计水平位移(m)66.361.0236.95137.9485垂深(m)613.28526.75640.73814

16、.32780.65井斜角()39.7838.0929.4265.5349.91造斜率(/30m)6667.37.2稳斜段井段深度(m)734.81729.53723.39895.57830.78井段长(m)105.93189.0676.2826.2624.8水平位移(m)67.78116.6437.4723.918.98累计水平位移(m)134.08177.6674.42161.84103.98垂深(m)694.7675.54707.17825.19796.62井斜角()39.7838.0929.4265.5349.91造斜率(/30m)00000第二造斜段井段深度(m)966.71975.5

17、71007.761012.75981.55井段长(m)231.9246.04284.37117.18150.77水平位移(m)203.31213.51233.29113.61138.57累计水平位移(m)337.39391.17307.71275.45242.55垂深(m)790780846850848井斜角()909089.469089.46造斜率(/30m)6.56.56.57.58水平段井段深度(m)1270.171228.431219.831224.821193.6井段长(m)303.46252.86212.07212.07212.05水平位移(m)303.46252.86212.06

18、212.07212.04累计水平位移(m)640.85644.03519.77487.52454.59垂深(m)790780848850850井斜角()909089.469089.463.4导向复合钻井技术的应用在现场我们一般根据实际情况选用下述两套井斜可调整导向钻具组合。第一套钻具组合：311.1mm或215.9mm三牙轮钻头197mm或165mm单弯螺杆钻具变扣接头mwd定位接头203.2mm或177.8mm或158.75mm无磁钻铤2根127mm18斜坡钻杆2045根+127mm加重钻杆3040根+158.75mm钻铤9根+127mm18斜坡钻杆第二套钻具组合：311.1mm或215.9

19、mm三牙轮钻头197mm或165mm单弯螺杆钻具变扣接头311mm或215mm球形扶正器mwd定位接头203.2mm或177.8mm或158.75mm无磁钻铤2根127mm18斜坡钻杆2045根+127mm加重钻杆3040根+158.75mm钻铤9根+127mm18斜坡钻杆在杜84块的5口水平井的施工中，主要采用第一套钻具组合，尤其是在下244.5mm技术套管的311.1mm井眼的造斜井段的钻井中。这套钻具组合的优点在于，在稳斜段钻进中它可以通过钻井参数的变化来调整井斜，既可以增大井斜角，又可以减小井斜角；在造斜段钻进中它可以通过钻井参数的变化来调整井斜变化率，即增斜率，既可以增大增斜率，又可

20、以减小增斜率。第二套钻具组合的主要优点在于它稳斜稳方位的效果更好，它也可以通过钻井参数的变化来减小井斜角和减小增斜率。施工实践表明，第一套钻具组合通过钻井参数的调整可以使井斜增斜率从0/10m至0.6/10m之间变化，也可以使井斜降斜率从0/10m至0.8/10m之间变化；第二套钻具组合通过钻井参数的调整可以使井斜降斜率从0/10m至1.0/10m之间变化。在实际施工中，根据测斜监测结果，利用计算机跟踪计算，并随钻作图，随时预测井眼的发展趋势，及时调整钻井参数和钻井方式，以满足井眼轨迹控制的需要。若实际造斜率大于设计造斜率，则采用复合钻井方式即旋转钻井方式钻进，或改变钻井参数来减小造斜率，使实

21、钻井眼轨迹尽量接近设计井眼轨迹，确保井眼轨迹控制精度。3.5 精确井眼轨迹控制技术的应用井眼轨迹控制技术是水平井钻井技术的关键技术，水平井的井眼轨迹控制是水平井钻井中的关键环节。它的难点主要集中在着陆入窗技术和水平段的控制技术上。在5口水平井的施工中，全部采用无线随钻mwd跟踪测量井眼轨迹数据。在实际施工中，我们采用了勤测量、勤计算、勤分析、勤预测、勤发现和勤调整的精确井眼轨迹控制技术。所谓勤测量，就是要尽量缩短测量间距，尽可能及时测出距井底最近点的井斜方位数据，从而及时掌握井眼轨迹的最新发展趋势。所谓勤计算，就是每测出一点数据后，就要及时进行计算，从而掌握距井底最近井段的井眼曲率，以便根据该

22、数据准确预测测点以下未知井段的井眼曲率。所谓勤分析，就是每测出一点数据后，就要及时进行认认真真的分析研究，以便及时发现问题。所谓勤预测，就是每测出一点数据后，就要及时进行预测和对待钻井眼进行设计，以便及时发现目前井下钻具组合的造斜能力是否能够满足待钻井眼的设计造斜率的需要。所谓勤发现，就是根据测量、计算、分析、预测的结果，能够及时发现问题，从而能够及时解决问题。所谓勤调整，就是指根据发现的问题，从实际情况出发，及时调整钻井参数、改变钻井方式和改变钻具组合，以达到待钻井眼的轨迹设计的需要，从而确保实际井眼轨迹精确中靶。水平井施工中控制好实钻井眼轨迹，使其准确无误钻达设计目标靶区，是水平井施工成功

23、的关键和标志。我们根据该区块地层松软、造斜差的特点，选用了工具造斜能力较设计井眼轨迹曲率稍大的1.75和2的单弯中空螺杆。在实际施工中，根据造斜率的实际需要，通过平衡滑动钻井与旋转钻井的井段长度来获得需要的平均造斜率，由于该地区地层不稳定，岩性变化大，所以，有时也必须根据钻时和地质人员捞出的砂样来判断正钻地层的岩性，并根据岩性的不同，需要采用不同的钻井参数，以获得需要的平均造斜率。只有这样才能使实钻井眼轨迹的井斜方位达到设计需要的井斜方位，从而使实钻井眼轨迹尽量接近设计井眼轨迹。3.6 水平井井眼净化技术的应用水平井施工中，井眼净化问题是水平井能否顺利进行施工的最重要因素，它是水平井施工取得成

24、功的重要保障。一旦井眼净化有问题，严重时会造成环空憋堵、井漏、沉砂卡钻和井壁坍塌等一系列复杂情况的发生，给钻井施工将带来极大的危害。杜84块地层埋藏浅，岩性主要以砂岩、砂砾岩为主，地层极为疏松，平均机械钻速非常快，再加上该区块下面管陶组砾岩的粒径非常大，这就给水平井施工的井眼净化技术提出了更高的要求。在5口水平井的实际施工中，根据我们对大斜度井和水平井中岩屑输送机理的研究，着重从泥浆性能钻井参数和钻井操作三个方面同时下工夫来改善井眼的净化状况和提高泥浆清洗钻屑的效果。3.6.1 对大斜度井和水平井中岩屑输送机理的研究只有在对大斜度井和水平井中岩屑输送机理进行深入研究的基础之上，才能真正弄清楚影

25、响大斜度井和水平井井眼净化效率的各种因素，从而对症下药，采取相应的措施来有效地提高大斜度井和水平井井眼净化的效果。 岩屑输送力学分析在大斜度井和水平井中，岩屑在停泵时泥浆静止的情况下的受力分析。 岩屑在泥浆中悬浮的状况下的受力情况如图1所示。这种情况下，岩屑颗粒只受到两个力的作用，即岩屑颗粒在泥浆中的重力g和泥浆阻止岩屑颗粒下滑的粘滞力f。当g足够小，不足以克服泥浆本身的结构力时，则岩屑颗粒的下滑速度v0，即岩屑颗粒静止悬浮于泥浆中。相反，则岩屑颗粒就会以一定的速度向下滑动。由此可见，岩屑颗粒在静止泥浆中的下滑速度的大小与其自身在泥浆中的重量g、泥浆本身的结构力和粘滞力f有关。再来看看岩屑颗粒

26、在井筒内未接触到下井壁之前下滑的距离s。假定停泵时岩屑颗粒距下井壁的距离为s，那么根据几何关系有如下的等式 s = s / sin 式（1）从这个等式可以看出，岩屑颗粒要接触到下井壁必须向下滑移的距离s与井斜角有关。即井斜角越大，这个距离越小，那么停泵之后岩屑颗粒有可能很快就接触到下井壁。相反，井斜角越小，这个距离越大，停泵之后岩屑颗粒要接触到下井壁需要一定的时间，如果井斜角趋近于0，则岩屑颗粒只有下滑到井底才有可能接触到井壁。从上述分析不难发现，在停泵时泥浆静止的情况下要想使岩屑尽可能悬浮于泥浆中，可以采取如下措施：减小岩屑颗粒在泥浆中的重力g，这个力只与岩石密度和泥浆密度有关，岩石密度是我

27、们无法改变的，只能通过加重泥浆密度来减小岩屑颗粒在泥浆中的重力g。加强泥浆本身的结构力，可以通过增强泥浆的凝胶强度来增大这种结构力。增大泥浆对岩屑的粘滞力f，这个粘滞力f的大小与泥浆的粘度和结构、岩屑颗粒的几何形状和粒径有关，一般来讲，我们无法改变岩屑颗粒的几何形状和粒径，但是可以改善泥浆的结构和提高泥浆的粘度来增大泥浆对岩屑的粘滞力f。采取这些措施的目的就是要降低岩屑颗粒的下滑速度v。当岩屑颗粒的下滑速度v一定时，井斜角越小越有利于岩屑颗粒在泥浆中悬浮。反之，井斜角越大，岩屑颗粒越容易沉降至下井壁形成岩屑床。 岩屑在与下井壁接触的状况下的受力情况如图2所示。这种情况下，岩屑颗粒在与井眼平行的

28、方向上所受的合力为：f合 = gcos f= gcos ( f + f )= gcos ( f + gsin ) 式（2）式中g为岩屑颗粒在泥浆中的重力， 为井斜角，f为泥浆对岩屑的粘滞力，为岩屑颗粒与井壁之间的摩擦系数。当f合 足够小不足以克服静止泥浆的结构力n结构时，岩屑颗粒就停留在下井壁的某个位置上，此时有如下不等式 0 f合 n结构 式（2）即 0 gcos ( f + gsin ) n结构 式（3）这时，由于岩屑颗粒的下滑速度v=0，则泥浆对岩屑的粘滞力f也为0，因此上式变为 0 gcos gsin n结构 式（4）从上式分析可以得出如下结论：在停泵时泥浆静止的情况下，岩屑颗粒在下井

29、壁不下滑的最小井斜角为 gcos gsin 0 式（5） arcctg 式（6）而岩屑颗粒在下井壁下滑的最小井斜角由下面的等式决定 gcos gsin n结构 式（7） arcsin -n结构sqr(2- n结构2-1)/( 2+1) 式（8）综上所述，在大斜度井和水平井中，在停泵时泥浆静止的情况下，井斜小于式（8）所决定的井斜角井段的岩屑颗粒都趋于堆积在井斜为式（8）所决定的井斜角的井段。而这个临界井斜角的大小与岩屑颗粒本身的密度、形状、粒径以及泥浆的密度、结构力和井壁状况等因素有关。在大斜度井和水平井中，岩屑在开泵时泥浆循环的情况下的受力情况就变得比较复杂化了，在这里就不作具体的受力分析，

30、只对岩屑颗粒在受到各种力的合力时的输送流动方式进行简单分析，从而找出在大斜度井和水平井中影响泥浆携砂的主要因素。岩屑输送流动方式岩屑在开泵时泥浆循环的情况下，对泥浆携砂和井眼净化的起决定作用的力是泥浆对岩屑颗粒的粘滞力f，而这个粘滞力f的大小和方向是由泥浆性能、环空返速、环空尺寸和偏心度以及泥浆的实际流动特点所决定的。国外专家的研究发现，在大斜度井和水平井中，岩屑循环泥浆混合体在环空中的方式有以下三种方式： 非均匀悬浮：在这种流动方式中，较大的举升力足以克服使岩屑下沉的重力分量，可使岩屑离开下井壁悬浮在循环泥浆中。但此时环空断面岩屑的浓度呈梯度分布，下半部环空岩屑浓度较高。这种情况常发生在高流

31、速产生较大举升力和井斜角较小形成岩屑床的重力分量较小的条件下； 独立的岩屑床沙丘：当循环泥浆流速降低而井斜角增大时，举升力仍起作用但不能使岩屑保持悬浮状态。此时，与拖曳力相反的重力分量减小，拖曳力增强到足以带动岩屑前移，因而这种流动方式是举升力和拖曳力综合作用的结果。这种情况经常发生在循环泥浆粘度较低并且为紊流的条件下。连续移动的岩屑床：当循环泥浆粘度较高并为层流时，岩屑床同泥浆的粘滞力拖曳向前移动，在井眼下井壁形成可移动的岩屑床。如果泥浆流速进一步降低，举升力和拖曳力都不能使岩屑床向前移动，这种情况下就会形成不同厚度的稳定岩屑床，这是我们在钻井施工过程中要竭力避免的情况。3.6.2 现场应用

32、的井眼净化技术和解决措施在大斜度井和水平井中，井眼净化的任务和目的就是要将井筒内的钻屑清除干净，防止岩屑床的形成。由于在实际施工中我们不可能做到使井筒内彻底干净，一点残余钻屑都没有，因此，我们只能通过不断提高泥浆的携砂效果和尽量防止岩屑床的形成等措施来解决井眼净化问题。在对大斜度井和水平井中岩屑输送机理的研究中我们注意到，泥浆对岩屑颗粒的悬浮作用对提高泥浆的携砂效果和防止岩屑床的形成都具有非常重要的意义。提高泥浆对岩屑颗粒的悬浮能力，使岩屑颗粒尽量悬浮于泥浆中而不致接触下井壁，不但有利于提高泥浆的携砂效果，而且很明显可使止岩屑床的形成的可能性降至最小。增加泥浆对岩屑颗粒的悬浮能力的主要措施是提

33、高泥浆的凝胶强度、静切力和粘度。提高泥浆的凝胶强度的泥浆添加剂包括怀俄明土、某些聚合物增稠剂和一些不同的絮凝剂。同时，活动钻具包括旋转钻柱和起下钻也有助于岩屑颗粒在泥浆中的悬浮。为了提高泥浆的携砂效果，采取了以下措施： 改善泥浆性能 选用合适的泥浆类型。根据我们在杜84区块钻定向井使用泥浆的经验，使用聚合物混油钻井液非常适合钻该区块的地层，在此基础上对泥浆性能加以改善，就可以适用钻该区块的水平井了。 合理的泥浆性能设计。通常，在同一口井中，某一井段中的最优井眼净化参数不一定适用于另一井段。但是我们在进行泥浆性能设计时，为获得最佳井眼净化效果，充分考虑了使全井最关键井段即井斜角为40 60的井段

34、的井眼净化问题最小。 在井眼稳定性和其它方面允许的情况下，尽可能提高泥浆密度，以增加泥浆悬浮钻屑的能力，有助于井眼净化。 加入包括怀俄明土、某些聚合物增稠剂和一些不同的絮凝剂在内的泥浆添加剂来提高泥浆的低剪切率粘度和凝胶强度，以改善层流条件下井眼净化能力。 保持恰当的泥浆流变性。强化固控设备保证四级净化，确保固控设备的使用率，降低钻屑固相含量，有利于泥浆流变性的控制。 提高泥浆在环空中的流速和剪切速率从对大斜度井和水平井中岩屑输送机理的研究中不难发现，岩屑输送在很大程度上是环空流速的作用，钻屑在井眼内向上输送时的流动形态取决于泥浆的悬浮特性和泥浆流速。因此，提高环空返速总会增加井口或移动中的岩

35、屑浓度，从而能够改进井眼净化效果和降低岩屑床厚度。增大泵排量和钻具外径就能提高泥浆在环空中的流速和剪切速率。在地面机泵条件允许的情况下，现场采用两台3nb1300泵170mm和160mm双泵钻进，排量可达到4555l/s，保证环空返速控制在11.5m/s。 在不同井斜角的井段采用不同的泥浆流态在井斜角低于45的井段和冲蚀敏感性地层中，使泥浆在井眼环空内保持层流状态，并使泥浆的屈服值保持尽可能高，这样就能使泥浆在该井段产生最佳的井眼清洁效果。而在井斜角为5590的井段和坚硬地层中，采用紊流状态下的低粘度泥浆能够提供良好的净化效果。为了防止岩屑床的形成和尽可能破坏岩屑床，采取了以下措施： 在泥浆中

36、加入包括怀俄明土、某些聚合物增稠剂和一些不同的絮凝剂在内的泥浆添加剂来提高泥浆的凝胶强度和静切力，以提高泥浆对岩屑颗粒的悬浮能力，使岩屑颗粒尽量悬浮于泥浆中而不致接触下井壁。 降低钻进速度，并大排量充分循环钻井液，使用好固控设备，尽可能使井筒内的泥浆保持干净，控制泥浆内的岩屑固相含量。 尽可能多的活动钻具，包括旋转钻具和上下活动钻具，有利于岩屑颗粒在泥浆中的悬浮和泥浆携砂。 定期短起下钻和划眼，能起到搅动钻屑并将其从井眼中清除出来的作用。第四章 水平井钻井综合技术指标完成情况4.1 5口水平井的施工情况和综合技术指标完成情况如表4所示。表4 5口水平井施工情况表井 名杜84平43杜84平44杜

37、84平25杜84平15杜84平27一开日期5月18日6月5日5月25日6月19日7月9日二开日期5月19日6月6日5月27日6月22日7月10日三开日期5月30日6月15日6月8日7月4日7月20日完钻日期6月1日6月16日6月9日7月5日7月20日完井日期)6月3日6月19日6月13日7月7日7月23日实际井深(m)1273.741240121912171195.54钻井周期(d)1714.519.716.414.9建井周期(d)2015.525.72314.9机械钻速(m/h)14.1514.759.0715.6419.76纯钻进时间(h)91841157860起下钻时间(h)876315

38、414478使用钻头(只)334234.2 5口水平井靶点指标情况（表5）。5口水平井都精确入窗，轨迹达到了甲方地质要求。各井的靶点中靶数据见表5。表5各井靶点中靶情况井名杜84平43杜84平44杜84平25杜84平15杜84平27入靶井深(m)973.18987.451004.61998.06978.15入靶垂深(m)790.64779.01845.14850.52848.86水平位移(m)337.38389.52305.75274.29242.26纵距(m)下：0.64上：0.99上：0.86下：0.48下：0.86横距(m)右：2.07右：2.78左：0.22右：0.07左：0.014.3 5口水平井综合技术指标完成情况如下：井身质量、固井质量均为100%，事故率、复杂率为零。5口水平井总进尺6145.30m，平均井深1229.06m，平均钻井周期16.5d，平均建井周期19.82d，平均机械钻速14.67m/h，平均口井使用钻头3只。第五章 取得的成果及认识5.1 取得的成果在杜84块施工的5口水平井获得了巨大成功，并取得了丰硕成果，整个施工，周期短，钻井速度快，井身质量高。突出表现在以下几个方面： 通过多项新技术的应用，使得钻井一公司在杜84块施工的5口水平井达到了周期短、速度快、轨迹控制精度高、安全生产无事故的既定目标，创多项辽河钻井新纪录。把该区块水平井平均钻井周