坪北钻井技术探讨课件

江汉石油管理局钻井二公司坪北低渗致密砂岩水平井钻井技术探讨江汉石油管理局钻井二公司坪北低渗致密砂岩水平井钻井技术探讨

坪北油田位于陕北中部，为低渗、低压、低产油藏，从98年开发投产以来，地层能量不断下降，油井产量递减迅速，多年来虽然采取一些增产措施，但单井产能仍然较低。针对坪北油田开发的现状，为达到增油上产的目的，今年部署了PH9-1井，对其进行开发试验，以获得充分的地质资料和开发经验

，该井是坪北油田第一口非常规油气开采项目的水平井，旨在利用水平井的开发方式，增加油藏的泄油面积，通过分段压裂的增产措施来提高致密砂岩的开发效果。

坪北油田概况坪北油田位于陕北中部，为低渗、低压、低产油藏，

汇报提纲

PH9-1井基本情况介绍一二三PH9-1井技术难点分析

坪北水平井技术方案探讨汇报提纲PH9-1井基本情况介绍一二三PH9-1井技术难井别：评价井井型：水平井构造位置：鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部坪桥鼻褶带地理位置：井口位于坪北油田P199-19平台设计井深：导眼井：垂深1517米；水平井：A靶点垂深1494.0m，B靶点垂深1499.0m，水平段长479.89m。目的层：延长组长912完钻层位：导眼井长92；水平井长912完钻原则：导眼井钻穿91小层留足口袋完钻；水平井：钻至B靶留足口袋完钻。

１．基本情况PH9-1井基本情况介绍井别：评价井井型：水平井构造位置地层层序地层预测地层简述界系组层底深m厚度m新生界第四系137137浅黄色黄土。不整合覆盖于下伏白垩系志丹组洛河层之上。中生界白垩系志丹组洛河层19255桔红色中~细砂岩，泥质胶结疏松，大型交错层理发育，与下伏侏罗系安定组呈不整合接触。侏罗系安定组26068杂色钙质泥岩,泥灰岩,下部黑灰色泥岩夹浅灰色粉细砂岩。直罗组454194上部为灰绿、紫红色泥岩夹浅灰色粉细砂岩薄层，中下部为灰绿、紫红色泥岩与浅灰、灰白色中细砂岩互层，底部为厚层灰白色中粗砂岩。延安组679225深灰、灰黑色泥岩及浅灰色细砂岩夹薄层浅灰色砂质泥岩，泥质砂岩。富县组74162深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩。

2．地质分层PH9-1井基本情况介绍地层层序地层预测地层简述三叠系延长组长1870129深灰、灰黑色泥岩与浅灰色粉细砂岩互层，夹碳质泥岩及煤线。长21023153浅灰、灰绿色细砂岩、粉砂岩夹深灰、灰黑色泥岩、砂质泥岩。长31137114浅灰色细砂岩与深灰、灰黑色泥岩互层夹薄层泥质砂岩和砂质泥岩。长4+5121578浅灰、灰褐色细砂岩，粉细砂岩与深灰、灰黑色泥岩，砂质泥岩互层。长6131499浅灰、灰褐色细砂岩、粉细砂岩夹薄层深灰、灰黑色泥岩、砂质泥岩。长7136551深灰色泥岩与灰色细砂岩、泥质砂岩不等厚互层。长81477112暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩长911149013暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长912150717暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长92151711暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩

2．地质分层PH9-1井基本情况介绍三延长组长1870129深灰、灰黑色泥岩与浅灰色粉细砂岩互层靶点垂深(米)1493.00设计造斜点深度(米)1160.00设计方位(度)131.40设计造斜率(度/100米)18.00设计位移(米)150.00设计靶区半径(米)≤25.00设计井底垂深(米)1517.00设计完钻井深（米）1560.00直井段井身质量按Q/SH10350058—2004《钻井井身质量要求》执行。

3．井身质量要求——导井眼数据PH9-1井基本情况介绍靶点垂深(米)1493.00设计造斜点深度(米)1160.0

3．井身质量要求——侧钻水平井数据设计垂深(m)A点1494.00侧钻点（造斜点）深度(m)1330.00B点1499.00第一造斜率(°／100m)24.00设计方位(°)A点133.73第二造斜率(°／100m)22.00B点132.07水平段方位(°)段长(m)靶前位移(m)299.89A-B131.03479.89设计靶区水平段水平方向控制在6米以内，垂直方向控制在2米以内；井眼轨迹在Ａ－B段为4m×12m×479.89m矩形空间中运行。PH9-1井基本情况介绍3．井身质量要求——侧钻水平井数据设计垂深A点14

3．井身质量要求——井身剖面类型直井段增斜段稳斜段导眼井侧钻井段增斜段稳斜段侧钻

水平井增斜段水平井段PH9-1井基本情况介绍3．井身质量要求——井身剖面类型直井段增斜段稳斜段开钻

次序井段

(米)钻头系列套管程序环空水泥返深备注一开0～301φ346mm×301mφ273.1mm×300m地面二开导眼301～1560φ241.3mm×1560m水平井1330～1655φ241.3mm×1655mφ177.8mm×1653地面三开1655～2133φ152.4mm×2133mφ114.3mm裸眼完井管柱尾管悬挂

4．井身结构设计数据——基础数据PH9-1井基本情况介绍开钻

次序井段

(米)钻头系列套管程序环空水泥返深备注一开0井身结构PH9-1井基本情况介绍井身结构PH9-1井基本情况介绍第三阶段第二阶段

4．井身结构设计数据——施工说明及要求第一阶段一开及表层套管

二开及技术套管

三开水平段钻进及完井作业

PH9-1井基本情况介绍第三阶段第二阶段4．井身结构设计数据——施工说明及

第一阶段一开及表层套管

一开使用346mm钻头，下入φ273.1mm套管300m，套管下入原则：钻穿洛河层、安定组，进入直罗组40m左右，下入表层套管，封固洛河层和地表黄土层，建立井口。水泥返至地面。PH9-1井基本情况介绍第一阶段一开及表层套管一开使用346mm钻头

第二阶段二开及技术套管

导眼井：使用φ241.3mm钻头钻至取心层位；换φ215.9mm钻头进行取心作业。导眼回填：井段1000～1560m注水泥塞。PH9-1井基本情况介绍第二阶段二开及技术套管导眼井：PH9-1井基本情况

第二阶段侧钻水平井：使用φ241.3mm钻头钻水泥塞至井深1330m；下定向钻具进行水平井侧钻；钻达A靶点后，模拟下套管通井作业，下入φ177.8mm

生产套管，水泥返至地面。二开及技术套管

PH9-1井基本情况介绍第二阶段侧钻水平井：二开及技术套管PH9-1井基本第三阶段三开水平段钻进及完井作业①三开φ152.4mm钻头，完成水平段钻探作业；②进行水平段的测井作业；③模拟下完井管柱进行通井作业；④用套管刮管器对φ177.8mm套管进行刮壁；⑤用φ88.9mm钻杆将完井管柱送入水平段；⑥完成尾管悬挂器的坐挂和封隔器的坐封。

PH9-1井基本情况介绍第三阶段三开水平段钻进及完井作业①三开φ152.4mm钻头，

5．取心计划层位设计取心井段m取心

进尺m相当邻井井段m取心目的长9121490-150818相当于P63-1081568-1585储层含油性PH9-1井基本情况介绍5．取心计划层位设计取心井段m取心

进尺m相当邻井汇报提纲

一二三

PH9-1井基本情况介绍PH9-1井技术难点分析坪北水平井技术方案探讨汇报提纲一二三PH9-1井基本情况介绍PH9-1井技难点三难点二难点一井眼轨迹预控固完井复杂富县组的防垮PH9-1井技术难点分析难点四油气层保护难点三难点二难点一井眼轨迹预控固完井复杂富县组的防垮PH9-受在面条件限制，井口与目标点不在同一方位，相当于是三维水平井。摩阻大，定向时托压严重，工具面摆放难。地层不能确定，工具造斜能力不能确定，测量信息滞后，难以准确预测井底井斜、方位。测量工具存在盲区，测量点距钻头较远，钻头处井斜和方位不能直接测得，只能预测。兼顾技术套管安全顺利的下入，对全井造斜率要有总体的控制，严禁造斜率超过套管允许的最大弯曲曲率。

井眼轨迹预控难点一PH9-1井技术难点分析受在面条件限制，井口与目标点不在同一方位，相当于是三维水平井富县组岩层胶结差，易引起井壁失稳、垮塌。泥浆密度的波动，影响壁失稳、垮塌。富县组浸泡时间过长产生周期性垮塌。难点二PH9-1井技术难点分析富县组防垮富县组岩层胶结差，易引起井壁失稳、垮塌。难点二PH9-1井技增斜段造作率较高，井眼轨迹不规则;井眼不易净化，形成岩屑床;套管管体与井壁间的摩擦增大。

套管不易居中，影响顶替效率。间隙小，狗腿度大，影响尾管的顺利下入。难点三固完井复杂的原因PH9-1井技术难点分析固完井复杂增斜段造作率较高，井眼轨迹不规则;难点三固完井复杂的原

难点四PH9-1井技术难点分析目的层属低压低渗油气藏，由于三开继续使用水基泥浆（钾基聚合物防埸钻井液），对油气层会造成较大污染。井眼轨迹预控难点四PH9-1井技术难点分析目的层属低压低渗油气藏，PH9-1井基本情况介绍一二三

PH9-1井技术难点分析坪北水平井钻井技术探讨汇报提纲PH9-1井基本情况介绍一二三PH9-1井技术难点分析坪北（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固井技术

坪北水平井钻井技术探讨（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预开钻

次序钻头直径（mm）

层位推荐PH9-1井一开346.0346.0直罗组二开222.25241.3长912

（A点）三开152.4152.4长912

——井身结构（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨开钻

次序钻头直径（mm）层位推荐PH9-1井一开34序号钻具组合备注1φ346.1mm钻头+φ203.2钻铤×3根+φ177.8mm钻铤×6根+φ158.8mm钻铤×9根+φ127mm钻杆一开2Φ222.25PDC+φ172mm直螺杆+φ158.8mmmm无磁钻铤×1根+φ214mm扶正器+φ158mm钻铤×5根+φ127mm加重钻杆×15根+φ127mm斜坡钻杆二开

直井段（一）井眼轨迹控制技术坪北水平井钻井技术探讨

说明：PH9-1一开原设计使用φ393mm钻头，实际施工时使用φ346mm钻头，使用效果良好。——钻具组合序号钻具组造斜段序号钻具组合备注3Φ222.25钻头＋Φ172mm1.25度单弯螺杆+φ218mm扶正器+MWD+Φ158.8mm无磁钻铤×1根+φ158mm钻铤×2根+φ127mm加重钻杆45根+Φ127mm钻杆4Φ222.25mmH517G＋Φ197mm1.25度单弯螺杆+φ218mm扶正器+LWD+Φ127mm无磁钻杆+Φ127mm钻杆+φ127mm加重钻杆45根+Φ127mm钻杆入窗增斜

井段（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——钻具组合造斜段序号钻具组合备注3Φ222.25钻头＋Φ水平段序号钻具组合备注5Φ152mmH126+Φ120mm钻铤×3根＋Φ101.6mm加重钻杆×15根+Φ101.6mm钻杆×30根+Φ101.6mm加重钻杆×30+Φ101.6mm钻杆钻塞Φ152mmPDC+Φ120mm1°单弯螺杆+φ148mm扶正器＋LWD短节＋Φ101.6mm加重钻杆×15根+Φ101.6mm钻杆×（30-60）根+Φ101.6mm加重钻杆×30根+Φ101.6mm钻杆水平段（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——钻具组合水平段序号钻具组合备注5Φ152mmH126+1、一开井眼原设计为393mm，PH9-1用346mm钻头施工顺利，说明346mm下273mm套管是可行的。2、二开用222.3mm钻头可以提高机械钻速，缩短钻井周期；3、缩短了富县组浸泡时间，减少井下故障复杂的发生。4、建议省略导眼井的施工，通过LWD曲线确定目的层。

（一）井眼轨迹控制技术探讨

坪北水平井钻井技术探讨1、一开井眼原设计为393mm，PH9-1用346mm钻头施

（一）井眼轨迹控制技术

增斜段直钻井段增斜段稳斜段增斜段水平井段采用直-增-稳-增-水平剖面，稳斜段用来调整工具造斜率误差和调整方位。

坪北水平井钻井技术探讨——井身剖面（一）井眼轨迹控制技术增斜段直钻井段增斜段稳斜段增斜段水（1）控制好直井段井斜，为下部施工创造良好的条件。（2）用MWD、LWD测量仪器监控井眼轨迹。（3）分析砂岩、泥岩地层对工具造斜能力的影响。（4）造斜率不能满足要求时，调整更换弯螺杆。（5）测量间距不超过1个单根，并掌握滑动与复合钻进两种方式的造斜率。

（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——轨迹控制措施（1）控制好直井段井斜，为下部施工创造良好的条件。（一）井眼（6）加重钻杆调节到井斜小于30°的井段，以便钻具重量能传递到钻头上。（7）在井斜50°以前，尽可能将方位调整至A、B靶方位连线上。（8）水平段根据LWD曲线、气测变化、砂泥岩含量等情况调整轨迹，保证油层钻遇率。（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——轨迹控制措施（6）加重钻杆调节到井斜小于30°的井段，以便钻具重量能传递

1、井位的选择要综合考虑：靶前位移、井口与靶方位的连线方位。

2、选择合适的靶前位移。靶前位移过大，钻具摩阻增加；靶前位移过小，造斜率高，定向难度增加，增加了后期套管的下入难度，也影响井的开采寿命。（一）井眼轨迹控制技术探讨

坪北水平井钻井技术探讨1、井位的选择要综合考虑：靶前位移、井口与靶方位的连线方位（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固井技术

坪北水平井钻井技术探讨（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预钻井液体系：膨润土浆基本配方：清水＋5～8％钠土＋0.1～0.3％HV-CMC维护处理措施：（1）钻至漏点附近，降低排量，钻井液失返时，投入适量的生石灰和复合堵漏剂堵漏。（2）开泵和起下钻要平稳操作，防止防止压力激动引起井漏、井壁坍塌等复杂情况。（3）表层进尺打完后，使用稠浆洗井，确保套管下入井底。（二）钻井液技术

坪北水平井钻井技术探讨一开钻井液体系：膨润土浆维护处理措施：（二）钻井液技术二开钻井液体系：钾基聚合物防塌钻井液基本配方：清水＋1～3％钠土＋0.1～0.3％LV-CMC＋0.3～0.6％K-PAN＋0.1～0.3％HV-CMC(K-PAM)+0.5～1％FT-1+0.5～1.5％固体润滑剂

维护处理措施：（1）进入富县组前改地面大土池循环为循环罐循环。（2）根据掉快情况,适当提高泥浆密度,调整使用K-PAN、K-PAM等增强泥浆的防塌能力。（3）根据摩阻和扭矩情况，使用固体润滑剂提高泥浆的润滑性。当泥浆中润滑剂含量达2%左右,摩阻仍超过150KN时,可考虑混油。（4）提高泥浆的润滑性，控制固相含量，确保套管下到井底。（二）钻井液技术

坪北水平井钻井技术探讨二开钻井液体系：钾基聚合物防塌钻井液维护处理措施钻井液体系：聚合物混油钻井液基本配方：清水＋1～3％钠土＋0.2～0.3％LV-CMC＋0.2～0.4％K-PAN＋0.1～0.3％HV-CMC+0.3～0.5％SPAN80+8～10％中质原油维护处理措施：（1）使用固控设备将二开钻井液密度降至1.08g/cm3左右、失水控制在10ml以内。（2）根据携砂情况，调整粘度、切力等参数，大排量，确保泥浆的携砂能力。同时避免因泥浆结构太强而引起过大压力激动蹩漏地层，污染储层。（3）控制含砂量小于0.3%，减少摩阻。（二）钻井液技术

坪北水平井钻井技术探讨三开钻井液体系：聚合物混油钻井液维护处理措施：（二）钻井液技术1、根据PH9-1井井眼摩阻和177.8mm套管下入情况，评价二开使用的钻井液体系的适用性，进一步优化钻井液体系。2、水基钻井液会对储层产生污染。根据PH9-1井水平段钻进、电测、下套管是否顺利，从保护油气层角度出发，建议使用欠平衡钻井或油基泥浆体系。（二）钻井液技术探讨

坪北水平井钻井技术探讨1、根据PH9-1井井眼摩阻和177.8mm套管下入（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固完井技术

坪北水平井钻井技术探讨（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预主要技术措施（三）固井技术严格按设计要求进行通井、模拟通井和下套管作业，制订出完善的技术措施，尽量保证在下套管过程中不发生井漏。采用足量优质前置液清洗井眼，提高界面胶结强度。使用性能稳定、与泥浆和水泥浆相容性良好的隔离液体系，环空过流时间在10min以上，有效冲洗固井界面和隔离钻井液与水泥浆，提高浆体的顶替效率和界面胶结质量。认真做好泥浆、水泥浆、隔离液间的污染性试验。采用双凝双密度水泥浆体系，降低固井液柱当量密度，防止固井漏失，确保水泥浆返至地面。

坪北水平井钻井技术探讨主要技术措施（三）固井技术严格按设计要求进行通井、模拟通井井眼准备为保证固井施工安全、连续、顺利，充分循环钻井液后，准确求取地层承压能力。１２３按技术要求进行下套管前通井划眼、模拟通井等工作，对缩径和井眼曲率变化大的井段进行认真划眼处理，充分循环洗井、带砂清除虚泥饼，保证套管安全顺利入井。循环过程中调整钻井液性能,降低其固相，钻井液进出口密度差控制在0.02g/cm3。在保证井下安全的情况下尽量降低粘切；降低含砂量，使之具有良好的稳定性和流变性。

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术井眼准备为保证固井施工安全、连续、顺利，充分循环钻井液后，准１２下管柱前，采用常规钻具分别加单、双扶正器的方式通井、洗井，破坏井壁虚泥饼/台阶、岩屑床，使井眼规则光滑干净。φ241.3mm钻头+φ238mm扶正器+φ177.8mm钻铤×6根+φ158.8mm钻铤×9根+φ127mm加重钻杆×15根+φ127mm钻杆

φ241.3mm钻头+φ38mm扶正器+φ177.8mm钻铤×2根+φ238mm扶正器+φ177.8mm钻铤×4根

+φ158.8mm钻铤×9根+φ127mm加重钻杆×15根+φ127mm钻杆

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术通井管柱１２下管柱前，采用常规钻具分别加单、双扶正器的方式通井、洗井套管串、扶正器位置可钻浮鞋+套管3根+浮箍+套管1根+承托环+套管串+联顶节扶正器位置：井斜45度以下每2根一个扶正器，45度以上每根1个扶正器，且刚、弹交错。

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术技术套管串设计套管串、扶正器位置可钻浮鞋+套管3根+浮箍+套管1根+承托环悬挂点的选择及对水平段的要求悬挂点选在井斜60度左右，要求悬挂点造斜率小于23.3度/100米，悬挂点井段井眼轨迹平滑。水平段要求：井眼轨迹平滑，井眼规则。152.4mm井眼准备

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术悬挂点的选择及对水平段的要求悬挂点选在井斜60度左右下钻到悬挂器坐挂位置，记录悬重：

1、在遇阻(遇阻不大于30KN）井段反复活动2-4次，进行划眼；

2、下钻到底用原钻井泥浆循环。

目的：修正井壁，降低井眼摩阻。管串结构1：6″钻头+4″斜坡钻杆

+4″加重钻杆+4″钻杆；柔性通井

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术152.4mm井眼准备下钻到悬挂器坐挂位置，记录悬重：目的：修正井壁，在缩径井段要缓慢通过，严禁旋转管柱；下钻遇阻，上下活动钻具，遇阻负荷控制在5t以内，每次可增加2t，最大下压负荷15t，顺利通过后在该遇阻井段再划眼2次，保证井眼光滑；管串结构2：6″钻头+4″斜坡钻杆1根+57/8″螺旋扩孔器1个+4″斜坡钻杆+4″加重钻杆+4″斜坡钻杆；

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术152.4mm井眼准备柔性通井在缩径井段要缓慢通过，严禁旋转管柱；管串结构2：（2）通井到井底后，上提2m，用原钻井泥浆循环（循环泥浆过筛），直到进出口泥浆性能一致；（3）裸眼井段短起1次，起钻到套管鞋处，再下钻通井到井底，用原钻井泥浆循环（循环泥浆过筛），直到进出口泥浆性能一致；（4）起出模拟通井管柱。管串结构2：6″钻头+4″斜坡钻杆1根+57/8″螺旋扩孔器1个+4″斜坡钻杆+4″加重钻杆+4″斜坡钻杆；

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术152.4mm井眼准备柔性通井（2）通井到井底后，上提2m，用原钻井泥浆循环（循环泥浆过筛目的：检查井眼的刚性和井径的规则性。管串结构：

6″钻头+4″斜坡钻杆1根+57/8″螺旋扩孔器1个+4″斜坡钻杆2根+57/8″螺旋扩孔器1个+4″斜坡钻杆+4″加重钻杆+4″斜坡钻杆

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术152.4mm井眼准备刚性通井目的：检查井眼的刚性和井径的规则性。如果遇阻3t不能通过，则不能强行下放，起出模拟通井管柱；无阻卡时下钻速度40～50S/根，不宜过慢，也不宜过快；在狗腿度大的井段要特别注意，适当放慢速度，密切注意负荷的变化；措施

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术152.4mm井眼准备刚性通井如果遇阻3t不能通过，则不能强行下放，起出模拟通井管通井到井底后，上提2m，循环钻井液；短起至套管鞋处，再下钻到底，循环钻井液，直到进出口泥浆性能一致；

措施

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术152.4mm井眼准备刚性通井通井到井底后，上提2m，循环钻井液；措

根据PH9-1下套管和固井质量情况，重点从以下几个方面进行分析：1、优化通井钻具组合和通井程序，确保下套管顺利；2、优化水泥浆体系，确保固井质量；3、根据177.8套管水泥浆返高情况，是否采用双级固井；4、优选尾管悬挂器和悬挂井段，确保尾管悬挂成功。（三）固井技术探讨

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术探讨坪北水平井钻井技（一）（二）（三）(四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固井技术

坪北水平井钻井技术探讨（一）（二）（三）(四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复富县组的防垮进入富县组前100米，钻井液密度走上限，并密切注意返出的岩屑情况。加大防塌剂、降失水剂的用量，增强钻井液的抑制性，增强钻井液造壁性能。中途循环尽量避开易塌井段。（四）故障复杂预控方案

坪北水平井钻井技术探讨富县组的防垮进入富县组前100米，钻井液密度走上限，并密切注起下钻操作平稳，控制起下钻速度。开泵循环时，排量由小到大，逐渐恢复正常。起钻时及时灌浆，防止井内液面下降压力失衡造成井垮。加快钻井速度，减少钻井液浸泡时间，避免地层浸泡时间长导致地层周期性垮塌。（四）故障复杂预控方案

坪北水平井钻井技术探讨富县组的防垮起下钻操作平稳，控制起下钻速度。开泵循环时，排量由小到大，逐防止大井斜段摩阻大引起的卡钻防止大井斜段岩屑床引起的卡钻在大斜度井段降低摩阻，破坏岩屑床，防止卡钻（四）故障复杂预控方案

坪北水平井钻井技术探讨防卡钻防止大井斜段摩阻大引起的卡钻防止大井斜段岩屑床引起的卡钻在大水平井斜度大，钻具紧贴下井壁，摩擦阻力大。优化钻具组合，斜井段采用柔性钻具；在托压严重时，简化钻具组合，采用加重钻杆代替钻铤；提高实钻轨迹的符合率，尽量减少曲率的忽增忽降，确保轨迹圆滑；提高钻井液的润滑性。１２３４（四）故障复杂预控方案

坪北水平井钻井技术探讨防卡钻水平井斜度大，钻具紧贴下井壁，摩擦阻力大。优化钻具组合，斜井水平井斜度大，易产生岩屑床，引起卡钻。改善钻井液性能，提高钻井液动切力，增强携岩能力和悬浮能力；采取短起下钻、分段循环、划眼等措施，破坏岩屑床，提高净化效果。１２（四）故障复杂预控方案

坪北水平井钻井技术探讨防卡钻水平井斜度大，易产生岩屑床，引起卡钻。改善钻井液性能，提高钻每趟钻坚持错扣，在起下钻时认真检查钻具。定向完后必须对钻铤、接头等进行探伤检查，防止钻具事故的发生。定期对钻铤、钻杆进行倒换。

（四）故障复杂预控方案

坪北水平井钻井技术探讨防钻具故障每趟钻坚持错扣，在起下钻时认真检查钻具。定向完后必须对钻铤、诚请领导、专家指正！诚请领导、专家指正！江汉石油管理局钻井二公司坪北低渗致密砂岩水平井钻井技术探讨江汉石油管理局钻井二公司坪北低渗致密砂岩水平井钻井技术探讨

坪北油田位于陕北中部，为低渗、低压、低产油藏，从98年开发投产以来，地层能量不断下降，油井产量递减迅速，多年来虽然采取一些增产措施，但单井产能仍然较低。针对坪北油田开发的现状，为达到增油上产的目的，今年部署了PH9-1井，对其进行开发试验，以获得充分的地质资料和开发经验

，该井是坪北油田第一口非常规油气开采项目的水平井，旨在利用水平井的开发方式，增加油藏的泄油面积，通过分段压裂的增产措施来提高致密砂岩的开发效果。

坪北油田概况坪北油田位于陕北中部，为低渗、低压、低产油藏，

汇报提纲

PH9-1井基本情况介绍一二三PH9-1井技术难点分析

坪北水平井技术方案探讨汇报提纲PH9-1井基本情况介绍一二三PH9-1井技术难井别：评价井井型：水平井构造位置：鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部坪桥鼻褶带地理位置：井口位于坪北油田P199-19平台设计井深：导眼井：垂深1517米；水平井：A靶点垂深1494.0m，B靶点垂深1499.0m，水平段长479.89m。目的层：延长组长912完钻层位：导眼井长92；水平井长912完钻原则：导眼井钻穿91小层留足口袋完钻；水平井：钻至B靶留足口袋完钻。

１．基本情况PH9-1井基本情况介绍井别：评价井井型：水平井构造位置地层层序地层预测地层简述界系组层底深m厚度m新生界第四系137137浅黄色黄土。不整合覆盖于下伏白垩系志丹组洛河层之上。中生界白垩系志丹组洛河层19255桔红色中~细砂岩，泥质胶结疏松，大型交错层理发育，与下伏侏罗系安定组呈不整合接触。侏罗系安定组26068杂色钙质泥岩,泥灰岩,下部黑灰色泥岩夹浅灰色粉细砂岩。直罗组454194上部为灰绿、紫红色泥岩夹浅灰色粉细砂岩薄层，中下部为灰绿、紫红色泥岩与浅灰、灰白色中细砂岩互层，底部为厚层灰白色中粗砂岩。延安组679225深灰、灰黑色泥岩及浅灰色细砂岩夹薄层浅灰色砂质泥岩，泥质砂岩。富县组74162深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩。

2．地质分层PH9-1井基本情况介绍地层层序地层预测地层简述三叠系延长组长1870129深灰、灰黑色泥岩与浅灰色粉细砂岩互层，夹碳质泥岩及煤线。长21023153浅灰、灰绿色细砂岩、粉砂岩夹深灰、灰黑色泥岩、砂质泥岩。长31137114浅灰色细砂岩与深灰、灰黑色泥岩互层夹薄层泥质砂岩和砂质泥岩。长4+5121578浅灰、灰褐色细砂岩，粉细砂岩与深灰、灰黑色泥岩，砂质泥岩互层。长6131499浅灰、灰褐色细砂岩、粉细砂岩夹薄层深灰、灰黑色泥岩、砂质泥岩。长7136551深灰色泥岩与灰色细砂岩、泥质砂岩不等厚互层。长81477112暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩长911149013暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长912150717暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长92151711暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩

2．地质分层PH9-1井基本情况介绍三延长组长1870129深灰、灰黑色泥岩与浅灰色粉细砂岩互层靶点垂深(米)1493.00设计造斜点深度(米)1160.00设计方位(度)131.40设计造斜率(度/100米)18.00设计位移(米)150.00设计靶区半径(米)≤25.00设计井底垂深(米)1517.00设计完钻井深（米）1560.00直井段井身质量按Q/SH10350058—2004《钻井井身质量要求》执行。

3．井身质量要求——导井眼数据PH9-1井基本情况介绍靶点垂深(米)1493.00设计造斜点深度(米)1160.0

3．井身质量要求——侧钻水平井数据设计垂深(m)A点1494.00侧钻点（造斜点）深度(m)1330.00B点1499.00第一造斜率(°／100m)24.00设计方位(°)A点133.73第二造斜率(°／100m)22.00B点132.07水平段方位(°)段长(m)靶前位移(m)299.89A-B131.03479.89设计靶区水平段水平方向控制在6米以内，垂直方向控制在2米以内；井眼轨迹在Ａ－B段为4m×12m×479.89m矩形空间中运行。PH9-1井基本情况介绍3．井身质量要求——侧钻水平井数据设计垂深A点14

3．井身质量要求——井身剖面类型直井段增斜段稳斜段导眼井侧钻井段增斜段稳斜段侧钻

水平井增斜段水平井段PH9-1井基本情况介绍3．井身质量要求——井身剖面类型直井段增斜段稳斜段开钻

次序井段

(米)钻头系列套管程序环空水泥返深备注一开0～301φ346mm×301mφ273.1mm×300m地面二开导眼301～1560φ241.3mm×1560m水平井1330～1655φ241.3mm×1655mφ177.8mm×1653地面三开1655～2133φ152.4mm×2133mφ114.3mm裸眼完井管柱尾管悬挂

4．井身结构设计数据——基础数据PH9-1井基本情况介绍开钻

次序井段

(米)钻头系列套管程序环空水泥返深备注一开0井身结构PH9-1井基本情况介绍井身结构PH9-1井基本情况介绍第三阶段第二阶段

4．井身结构设计数据——施工说明及要求第一阶段一开及表层套管

二开及技术套管

三开水平段钻进及完井作业

PH9-1井基本情况介绍第三阶段第二阶段4．井身结构设计数据——施工说明及

第一阶段一开及表层套管

一开使用346mm钻头，下入φ273.1mm套管300m，套管下入原则：钻穿洛河层、安定组，进入直罗组40m左右，下入表层套管，封固洛河层和地表黄土层，建立井口。水泥返至地面。PH9-1井基本情况介绍第一阶段一开及表层套管一开使用346mm钻头

第二阶段二开及技术套管

导眼井：使用φ241.3mm钻头钻至取心层位；换φ215.9mm钻头进行取心作业。导眼回填：井段1000～1560m注水泥塞。PH9-1井基本情况介绍第二阶段二开及技术套管导眼井：PH9-1井基本情况

第二阶段侧钻水平井：使用φ241.3mm钻头钻水泥塞至井深1330m；下定向钻具进行水平井侧钻；钻达A靶点后，模拟下套管通井作业，下入φ177.8mm

生产套管，水泥返至地面。二开及技术套管

PH9-1井基本情况介绍第二阶段侧钻水平井：二开及技术套管PH9-1井基本第三阶段三开水平段钻进及完井作业①三开φ152.4mm钻头，完成水平段钻探作业；②进行水平段的测井作业；③模拟下完井管柱进行通井作业；④用套管刮管器对φ177.8mm套管进行刮壁；⑤用φ88.9mm钻杆将完井管柱送入水平段；⑥完成尾管悬挂器的坐挂和封隔器的坐封。

PH9-1井基本情况介绍第三阶段三开水平段钻进及完井作业①三开φ152.4mm钻头，

5．取心计划层位设计取心井段m取心

进尺m相当邻井井段m取心目的长9121490-150818相当于P63-1081568-1585储层含油性PH9-1井基本情况介绍5．取心计划层位设计取心井段m取心

进尺m相当邻井汇报提纲

一二三

PH9-1井基本情况介绍PH9-1井技术难点分析坪北水平井技术方案探讨汇报提纲一二三PH9-1井基本情况介绍PH9-1井技难点三难点二难点一井眼轨迹预控固完井复杂富县组的防垮PH9-1井技术难点分析难点四油气层保护难点三难点二难点一井眼轨迹预控固完井复杂富县组的防垮PH9-受在面条件限制，井口与目标点不在同一方位，相当于是三维水平井。摩阻大，定向时托压严重，工具面摆放难。地层不能确定，工具造斜能力不能确定，测量信息滞后，难以准确预测井底井斜、方位。测量工具存在盲区，测量点距钻头较远，钻头处井斜和方位不能直接测得，只能预测。兼顾技术套管安全顺利的下入，对全井造斜率要有总体的控制，严禁造斜率超过套管允许的最大弯曲曲率。

井眼轨迹预控难点一PH9-1井技术难点分析受在面条件限制，井口与目标点不在同一方位，相当于是三维水平井富县组岩层胶结差，易引起井壁失稳、垮塌。泥浆密度的波动，影响壁失稳、垮塌。富县组浸泡时间过长产生周期性垮塌。难点二PH9-1井技术难点分析富县组防垮富县组岩层胶结差，易引起井壁失稳、垮塌。难点二PH9-1井技增斜段造作率较高，井眼轨迹不规则;井眼不易净化，形成岩屑床;套管管体与井壁间的摩擦增大。

套管不易居中，影响顶替效率。间隙小，狗腿度大，影响尾管的顺利下入。难点三固完井复杂的原因PH9-1井技术难点分析固完井复杂增斜段造作率较高，井眼轨迹不规则;难点三固完井复杂的原

难点四PH9-1井技术难点分析目的层属低压低渗油气藏，由于三开继续使用水基泥浆（钾基聚合物防埸钻井液），对油气层会造成较大污染。井眼轨迹预控难点四PH9-1井技术难点分析目的层属低压低渗油气藏，PH9-1井基本情况介绍一二三

PH9-1井技术难点分析坪北水平井钻井技术探讨汇报提纲PH9-1井基本情况介绍一二三PH9-1井技术难点分析坪北（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固井技术

坪北水平井钻井技术探讨（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预开钻

次序钻头直径（mm）

层位推荐PH9-1井一开346.0346.0直罗组二开222.25241.3长912

（A点）三开152.4152.4长912

——井身结构（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨开钻

次序钻头直径（mm）层位推荐PH9-1井一开34序号钻具组合备注1φ346.1mm钻头+φ203.2钻铤×3根+φ177.8mm钻铤×6根+φ158.8mm钻铤×9根+φ127mm钻杆一开2Φ222.25PDC+φ172mm直螺杆+φ158.8mmmm无磁钻铤×1根+φ214mm扶正器+φ158mm钻铤×5根+φ127mm加重钻杆×15根+φ127mm斜坡钻杆二开

直井段（一）井眼轨迹控制技术坪北水平井钻井技术探讨

说明：PH9-1一开原设计使用φ393mm钻头，实际施工时使用φ346mm钻头，使用效果良好。——钻具组合序号钻具组造斜段序号钻具组合备注3Φ222.25钻头＋Φ172mm1.25度单弯螺杆+φ218mm扶正器+MWD+Φ158.8mm无磁钻铤×1根+φ158mm钻铤×2根+φ127mm加重钻杆45根+Φ127mm钻杆4Φ222.25mmH517G＋Φ197mm1.25度单弯螺杆+φ218mm扶正器+LWD+Φ127mm无磁钻杆+Φ127mm钻杆+φ127mm加重钻杆45根+Φ127mm钻杆入窗增斜

井段（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——钻具组合造斜段序号钻具组合备注3Φ222.25钻头＋Φ水平段序号钻具组合备注5Φ152mmH126+Φ120mm钻铤×3根＋Φ101.6mm加重钻杆×15根+Φ101.6mm钻杆×30根+Φ101.6mm加重钻杆×30+Φ101.6mm钻杆钻塞Φ152mmPDC+Φ120mm1°单弯螺杆+φ148mm扶正器＋LWD短节＋Φ101.6mm加重钻杆×15根+Φ101.6mm钻杆×（30-60）根+Φ101.6mm加重钻杆×30根+Φ101.6mm钻杆水平段（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——钻具组合水平段序号钻具组合备注5Φ152mmH126+1、一开井眼原设计为393mm，PH9-1用346mm钻头施工顺利，说明346mm下273mm套管是可行的。2、二开用222.3mm钻头可以提高机械钻速，缩短钻井周期；3、缩短了富县组浸泡时间，减少井下故障复杂的发生。4、建议省略导眼井的施工，通过LWD曲线确定目的层。

（一）井眼轨迹控制技术探讨

坪北水平井钻井技术探讨1、一开井眼原设计为393mm，PH9-1用346mm钻头施

（一）井眼轨迹控制技术

增斜段直钻井段增斜段稳斜段增斜段水平井段采用直-增-稳-增-水平剖面，稳斜段用来调整工具造斜率误差和调整方位。

坪北水平井钻井技术探讨——井身剖面（一）井眼轨迹控制技术增斜段直钻井段增斜段稳斜段增斜段水（1）控制好直井段井斜，为下部施工创造良好的条件。（2）用MWD、LWD测量仪器监控井眼轨迹。（3）分析砂岩、泥岩地层对工具造斜能力的影响。（4）造斜率不能满足要求时，调整更换弯螺杆。（5）测量间距不超过1个单根，并掌握滑动与复合钻进两种方式的造斜率。

（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——轨迹控制措施（1）控制好直井段井斜，为下部施工创造良好的条件。（一）井眼（6）加重钻杆调节到井斜小于30°的井段，以便钻具重量能传递到钻头上。（7）在井斜50°以前，尽可能将方位调整至A、B靶方位连线上。（8）水平段根据LWD曲线、气测变化、砂泥岩含量等情况调整轨迹，保证油层钻遇率。（一）井眼轨迹控制技术

坪北水平井钻井技术探讨——轨迹控制措施（6）加重钻杆调节到井斜小于30°的井段，以便钻具重量能传递

1、井位的选择要综合考虑：靶前位移、井口与靶方位的连线方位。

2、选择合适的靶前位移。靶前位移过大，钻具摩阻增加；靶前位移过小，造斜率高，定向难度增加，增加了后期套管的下入难度，也影响井的开采寿命。（一）井眼轨迹控制技术探讨

坪北水平井钻井技术探讨1、井位的选择要综合考虑：靶前位移、井口与靶方位的连线方位（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固井技术

坪北水平井钻井技术探讨（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预钻井液体系：膨润土浆基本配方：清水＋5～8％钠土＋0.1～0.3％HV-CMC维护处理措施：（1）钻至漏点附近，降低排量，钻井液失返时，投入适量的生石灰和复合堵漏剂堵漏。（2）开泵和起下钻要平稳操作，防止防止压力激动引起井漏、井壁坍塌等复杂情况。（3）表层进尺打完后，使用稠浆洗井，确保套管下入井底。（二）钻井液技术

坪北水平井钻井技术探讨一开钻井液体系：膨润土浆维护处理措施：（二）钻井液技术二开钻井液体系：钾基聚合物防塌钻井液基本配方：清水＋1～3％钠土＋0.1～0.3％LV-CMC＋0.3～0.6％K-PAN＋0.1～0.3％HV-CMC(K-PAM)+0.5～1％FT-1+0.5～1.5％固体润滑剂

维护处理措施：（1）进入富县组前改地面大土池循环为循环罐循环。（2）根据掉快情况,适当提高泥浆密度,调整使用K-PAN、K-PAM等增强泥浆的防塌能力。（3）根据摩阻和扭矩情况，使用固体润滑剂提高泥浆的润滑性。当泥浆中润滑剂含量达2%左右,摩阻仍超过150KN时,可考虑混油。（4）提高泥浆的润滑性，控制固相含量，确保套管下到井底。（二）钻井液技术

坪北水平井钻井技术探讨二开钻井液体系：钾基聚合物防塌钻井液维护处理措施钻井液体系：聚合物混油钻井液基本配方：清水＋1～3％钠土＋0.2～0.3％LV-CMC＋0.2～0.4％K-PAN＋0.1～0.3％HV-CMC+0.3～0.5％SPAN80+8～10％中质原油维护处理措施：（1）使用固控设备将二开钻井液密度降至1.08g/cm3左右、失水控制在10ml以内。（2）根据携砂情况，调整粘度、切力等参数，大排量，确保泥浆的携砂能力。同时避免因泥浆结构太强而引起过大压力激动蹩漏地层，污染储层。（3）控制含砂量小于0.3%，减少摩阻。（二）钻井液技术

坪北水平井钻井技术探讨三开钻井液体系：聚合物混油钻井液维护处理措施：（二）钻井液技术1、根据PH9-1井井眼摩阻和177.8mm套管下入情况，评价二开使用的钻井液体系的适用性，进一步优化钻井液体系。2、水基钻井液会对储层产生污染。根据PH9-1井水平段钻进、电测、下套管是否顺利，从保护油气层角度出发，建议使用欠平衡钻井或油基泥浆体系。（二）钻井液技术探讨

坪北水平井钻井技术探讨1、根据PH9-1井井眼摩阻和177.8mm套管下入（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固完井技术

坪北水平井钻井技术探讨（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预主要技术措施（三）固井技术严格按设计要求进行通井、模拟通井和下套管作业，制订出完善的技术措施，尽量保证在下套管过程中不发生井漏。采用足量优质前置液清洗井眼，提高界面胶结强度。使用性能稳定、与泥浆和水泥浆相容性良好的隔离液体系，环空过流时间在10min以上，有效冲洗固井界面和隔离钻井液与水泥浆，提高浆体的顶替效率和界面胶结质量。认真做好泥浆、水泥浆、隔离液间的污染性试验。采用双凝双密度水泥浆体系，降低固井液柱当量密度，防止固井漏失，确保水泥浆返至地面。

坪北水平井钻井技术探讨主要技术措施（三）固井技术严格按设计要求进行通井、模拟通井井眼准备为保证固井施工安全、连续、顺利，充分循环钻井液后，准确求取地层承压能力。１２３按技术要求进行下套管前通井划眼、模拟通井等工作，对缩径和井眼曲率变化大的井段进行认真划眼处理，充分循环洗井、带砂清除虚泥饼，保证套管安全顺利入井。循环过程中调整钻井液性能,降低其固相，钻井液进出口密度差控制在0.02g/cm3。在保证井下安全的情况下尽量降低粘切；降低含砂量，使之具有良好的稳定性和流变性。

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术井眼准备为保证固井施工安全、连续、顺利，充分循环钻井液后，准１２下管柱前，采用常规钻具分别加单、双扶正器的方式通井、洗井，破坏井壁虚泥饼/台阶、岩屑床，使井眼规则光滑干净。φ241.3mm钻头+φ238mm扶正器+φ177.8mm钻铤×6根+φ158.8mm钻铤×9根+φ127mm加重钻杆×15根+φ127mm钻杆

φ241.3mm钻头+φ38mm扶正器+φ177.8mm钻铤×2根+φ238mm扶正器+φ177.8mm钻铤×4根

+φ158.8mm钻铤×9根+φ127mm加重钻杆×15根+φ127mm钻杆

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术通井管柱１２下管柱前，采用常规钻具分别加单、双扶正器的方式通井、洗井套管串、扶正器位置可钻浮鞋+套管3根+浮箍+套管1根+承托环+套管串+联顶节扶正器位置：井斜45度以下每2根一个扶正器，45度以上每根1个扶正器，且刚、弹交错。

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术技术套管串设计套管串、扶正器位置可钻浮鞋+套管3根+浮箍+套管1根+承托环悬挂点的选择及对水平段的要求悬挂点选在井斜60度左右，要求悬挂点造斜率小于23.3度/100米，悬挂点井段井眼轨迹平滑。水平段要求：井眼轨迹平滑，井眼规则。152.4mm井眼准备

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术悬挂点的选择及对水平段的要求悬挂点选在井斜60度左右下钻到悬挂器坐挂位置，记录悬重：

1、在遇阻(遇阻不大于30KN）井段反复活动2-4次，进行划眼；

2、下钻到底用原钻井泥浆循环。

目的：修正井壁，降低井眼摩阻。管串结构1：6″钻头+4″斜坡钻杆

+4″加重钻杆+4″钻杆；柔性通井

坪北水平井钻井技术探讨（三）固井技术152.4mm井眼