复杂地层水平井钻井技术研究应用

困难地层水平井钻井技术探讨应用付纪浩张希智雷华才张勇吐哈石油勘探开发指挥部钻井一公司摘要：由于地层困难、轨迹限制难度大、油层位置不确定、测量仪器落后等一系列问题的出现，导致困难地层水平井钻井中发生过多起事故与困难，针对吐哈油田水平井存在的问题开展系统探讨，形成一套完整的系统的困难地层水平井技术。关键词：困难地层、水平井、事故困难前言水平井以其产量高、能有效开发薄油藏、底水油藏和稠油油藏，经济效益明显的优点，越来越受人们的重视。吐哈油田从1994年起先探讨引进水平井钻井技术，吐哈油田自1994年到2005年共完成了21口水平井，其中10口井发生过事故与困难，占完成井的48%。因此针对吐哈油田水平井存在的地层困难、轨迹限制难度大、钻井风险高、油层位置不确定等一系列问题开展系统探讨。形成一套完整、系统的适合吐哈油田的困难地层水平井钻井技术。二、水平井钻井技术的现状调查国外：截止到2004年，国外水平井数量已经超过40000口。美国2000-2004年共完钻水平井6969口，2005年达到3100口左右；加拿大也超过1000口，美国年钻水平井数量已经超过总井数的7%，加拿大水平井数量占总井数的比例超过了10%。国外水平井钻井技术取得的一些主要指标是：水平井最大水平段达7200米，水平井最大垂深6062米；水平井最大单井进尺10172国内：四川、新疆、成功、塔里木油田都完成深井困难地层水平井的施工，塔里木油田先后实施了DH1一H1、DH1一H2、DH1一H3、DH1一H4等四口世界级超深水平井，东河1一H1井是当时全国水平井井深最深(6452.00m)、垂深最深(5784.00m)、裸眼段最长(4949.62m吐哈指挥部在哈萨克斯坦肯基亚克盐下油藏完成了6口井高压深井水平井施工，完钻井深超过4500m,2004年完成了该油田地层条件最困难、施工难度最大的水平井H8101井。三、吐哈油田困难地层水平井钻井的难点2002-2005年所钻水平井发生困难与事故的类型及缘由井号困难或事故类型困难事故缘由果平1卡钻井下坍塌。玉平1划眼和上小钻具钻水泥塞由泥岩缩径和键槽引发划眼，水平段套管浮箍失效，水泥倒返。神平210下钻划眼泥浆失水过大，钻进时排量偏小。神平275下钻探水泥面卡钻井壁虚泥饼过厚。鄯平1填井侧钻、钻具断、卡钻定向方位偏离严峻，井眼轨迹差早成螺杆钻具断，钻具结构不合理造成卡钻。勒平1完钻通井时划眼煤层垮塌牛平14-13划眼、井漏泥岩缩径膨胀导致划眼，钻遇渗透性漏层。牛平17-14划眼泥岩段缩径、煤层坍塌，井眼轨迹曲率过大。由上表可以看出吐哈油田困难地层水平井主要存在井眼轨迹限制和井下平安钻井问题，其难点主要有以下几点：1、水平井设计为二维五段制剖面,造斜点高、靶前位移较大,钻具摩阻大、钻井周期长。2、上部地层倾角大,井斜难以限制,加之多套断层的影响，造斜率改变规律不易驾驭，轨迹限制难度大。3、油层卡层不精确，须要随时调整井眼轨迹，简单钻成波浪形或阶梯性井眼。4、上部地层含盐膏层、缩径严峻，裸眼段长(1200-2800m)，地层压力系统不一，井眼稳定性差,易坍塌。5、测井和固井属于特别工艺技术，简单发生测井遇阻遇卡，固井水泥倒返、水泥窜等问题。四、困难地层水平井钻井技术对策1、优化井身结构及井眼轨迹剖面设计，缩短钻井周期。2、直井段采纳MWD复合导向钻井技术限制井身质量,斜井段采纳地质导向钻井技术,确保地质中靶。3、完善平安钻进技术，优选钻井液体系,辅以工程技术措施削减事故与困难。4、测井前，加入固体润滑剂,采纳钻杆传输测井。5、选择合理的套管串结构，优化水泥浆配方。五、困难地层水平井钻井技术（一）井身结构的优化设计目前吐哈油田水平井井身结构主要有两种结构①三层套管结构：Ф444.5mm钻头+Ф339.7mm套管+Ф311mm钻头+Ф244.5mm技套+Ф216mm钻头+Ф优点：削减困难事故隐患，摩阻扭矩小有利于套管串的顺当下入。缺点：成本高、机械钻速低、钻井周期长。②两层套管结构：Ф444.5mm钻头+Ф339.7mm套管+Ф216mm钻头+Ф139.7mm油套优点：成本低、机械钻速高、钻井周期短。缺点：钻井风险高、摩阻扭矩大、套管下入困难。今年依据不同区块和所钻井深的不同，采纳不同的井身结构。如在地层条件困难、井深超过3000m的鲁克沁区块采纳三层套管结构，保证井下平安，在其它区块完钻井深在2000m左右的井则采纳两层套管结构，缩短钻井周期，节约钻井成本。（二）井眼轨迹剖面优化设计井眼轨迹剖面设计目前主要采纳两种，第一种：二维五段制剖面（直-增-稳-增-稳）该剖面的优点是有充分的调整井段有利于A点中靶；缺点是造斜点高、靶前位移较大，井眼长度大、进尺多。其次种：二维三段制剖面（直-增-稳）该剖面的优点是轨迹光滑，摩阻扭矩小，靶前位移小，井眼长度短，少打进尺；缺点是剖面相对调整余地小。随着吐哈油田水平井轨迹限制技术的发展和采纳先进的LWD随钻地质导向钻井技术，将井眼轨迹剖面设计为二维三段制，不仅可以降低摩阻扭矩，缩短钻井周期，同时能够保证精确中靶。（三）井眼轨迹限制技术1、直井段井身质量限制：水平井钻井过程中，直井段防斜打直是水平井钻进的前提和基础，是保证后续工作的一个重要环节，表层采纳刚性较强的2-1-3塔式钻具组合，钻压限制在60-80KN，坚持打完单根划1-2遍眼，接合单点测斜限制井斜在1°以内。二开一般采纳2种钻具结构加上合适的钻井参数来限制井斜：①单2或2-1的钟摆钻具组合，牙轮钻头钻压一般不超过80KN，PDC钻头限制在30KN以内，加以钻进150m测斜一次的单点跟踪，限制直井段井斜在2°以内。②采纳复合导向钻具组合随时跟踪限制井身质量，释放钻压提高直井段的钻井速度。通过以上2种方法保证了直井段的直井段井斜在2°以内，水平位移限制在20-30m，完全满意了设计要求，为下部施工创建了良好的条件。2、造斜段轨迹限制：①螺杆钻具的选择目前吐哈在水平井钻井中运用的螺杆尺寸主要有Φ165mm、Φ172mm、Φ197mm，一般Φ165mm螺杆用于Φ216mm井眼，Φ172mm螺杆用于Φ241mm外径尺寸(mm)螺杆度数(°)造斜率（°/30m）1971.255-8.281.58-101.758-121721.255-81.55-12.71.756-151651.254.5-71.57.5-121.758-13.9实际施工时在满意造斜要求的状况下，一般都选择增斜率比设计增斜率略大的螺杆，以提高复合钻进方式在整个钻进中的比例，从而提高钻井速度。②钻头类型及钻具结构的确定增斜段主要选择牙轮钻头，水平井对井眼轨迹的精度要求是最高的，工具面的稳定与否干脆影响造斜率、井斜、方位的改变，牙轮钻头相比PDC钻头反扭拒小，工具面稳定，因此在造斜段均选用牙轮钻头，避开在增斜时由于工具面的不稳定导致方位的改变。钻具组合的确定由于目标深度的不确定性，使得造斜段轨迹调整变得较为频繁；为削减起下钻次数，缩短钻井周期，钻具组合上从造斜施工到完钻全井段运用螺杆钻具+MWD；做到随时能够调整井眼轨迹。依据斜井段长度和井斜状况共运用了三种不同的钻具组合：A：牙轮钻头+螺杆+无磁钻铤根+钻根+斜坡加重钻杆+斜坡钻杆；B：牙轮钻头+螺杆+无磁钻铤根+斜坡加重钻杆柱+斜坡钻杆；C：牙轮钻头+螺杆+无磁钻铤根+斜坡加重钻杆+斜坡钻杆+斜坡加重钻杆+斜坡钻杆。三种钻具结构适用状况及特点井斜状况（°）钻具选择仪器选择钻具特点0-30AMWD刚性强，钻具稳定，适合井斜较小、井下平安的井段。30-60BMWD+伽玛刚性较强，适合井斜较大，斜井段较短。60-90CMWD+伽玛刚性弱，能够解决滑动托压问题，能够依据地质要求找寻油层现场采纳了滑动增斜结合旋转钻进的方式，在井斜较小的状况下采纳A钻具组合，反扭角限制在30-40°，使实际轨迹快速合拢到设计轨道上来，当井斜达到30度以后，方位完全到位后，为了保证井下平安，防止粘卡，采纳B钻具组合滑动与转动相结合增斜至A点，旋转钻进中钻压限制在80-100KN，转速30-40r/min，中途假如滑动托压严峻则换用C钻具组合增斜钻进至A点。③入靶前井斜角限制依据油层倾角的不同选择入靶前井斜角AAB20~30m85°--86°油层为上倾方向油层为上倾方向，水平段井斜角大于90°时，探油顶段长限制在距A点前20～30m，稳斜角限制在85～86°，进入油层。AAB40~50m81°--84°油层为下倾方向油层为下倾方向，水平段井斜角小于90°时，探油顶段长限制在距A点前40～50m，稳斜角限制在81～84°，进入油层。不同造斜率下井斜从82º增至90º单增剖面设计数据造斜率（º/30m）5678910垂深增量（m）3.32.82.42.11.91.7位移增量（m）47.839.934.229.926.623.9由于目前我们所用地质导向的仪器所测数据一般滞后12-15m，在未钻导眼的水平井，设计油层垂深与实际的存在肯定的误差。采纳限制入靶前井斜角和位移的方法，可以避开由于以上2方面的缘由造成轨迹限制困难，甚至脱靶的状况发生。我们运用的螺杆钻具造斜率都在8-13度之间，入靶前位移限制在30m，能够满意要求探到油层后快速调整井斜到水平段的要求。入靶前采纳复合钻进弱增斜限制井眼轨迹，尽量减小入靶前的井眼曲率，便于以后的传压钻进。④、测量工具的选择2006年所钻水平井所用测量工具全部采纳MWD+伽玛+电阻率进行地质导向钻井。SHAPE造斜点以下定向井段运用MWD+导向钻具进行井眼轨迹监测与限制，探油顶段以下井段运用LWD+导向钻具进行井眼轨迹监测限制和地质导向3、水平段轨迹限制方法①钻头选择选择PDC钻头钻进，因为水平段主要以稳斜钻进为主，井斜也以达到80º以上调整轨迹时工具面在20º范围内摇摆对方位基本没有影响，并且PDC钻头相比牙轮钻头有机速快，运用时间长的优点。②螺杆钻具及钻具结构的选择°）+无磁钻铤（内置MWD+伽玛）+斜坡加重钻杆+斜坡钻杆+斜坡加重钻杆+斜坡钻杆由于吐哈油田油层厚度在3-20m之间，水平段的轨迹调整一般限制在4-8°/30m以内，因此水平段钻进选择1.25°或1.5º螺杆。利用伽玛和电阻率曲线，刚好监测地层改变，追踪油层，确保按设计要求在油层中钻进刚好调整轨迹确保在油层中钻进。该倒装钻具结构解决了轨迹调整时的传压问题，满意了平安钻井的要求。（四）钻井液技术今年吐哈油田水平井主要分布在红南、神泉、三塘湖区块。结合水平井施工难点及各区块地层特点，钻井液技术主要如下：１、钻井液体系选择。在直井段选择聚合物钻井液，在含盐膏的神泉区块，加入抗盐处理剂；定向前转化为ＭＥＧ钻井液。钻井液配方如下：直井段：聚合物钻井液4-6%坂土＋0.5%KPAM＋0.4%NaPAN＋0.2%XY27＋0.3%CMC（抗盐处理剂0.3%PAC+纯碱+0.5%HYJ）斜井段及水平段：MEG钻井液聚合物钻井液＋0.1%XC＋0.5%LYDF＋0.5%SPNH＋5-10%MEG2、确定合理密度，严格限制失水，加强封堵造壁实力。（1）依据红南、神泉、三塘湖区块所钻井的三压力剖面图，调研邻井完成井钻井液密度，确定不同井段的钻井液施工密度。（2）定向造斜前对钻井液进行处理，加入钠盐、CMC等将API失水限制5毫升以下，并加入5%MEG，充分循环，调整泥浆性能符合设计要求。（3）进入易塌井段，加大磺化类及沥青等防塌剂用量，改善泥饼质量，限制HTHP失水小于15ml。3、调整泥浆流型，加强携带，满意井眼净化。（1）调整钻井液的流变性，加入0.1%XC或MMH提高钻井液动塑比，确保悬浮携带实力。4、加强润滑性，降低摩阻。（1）随井斜增加，渐渐提高MEG含量，斜井段不低于7%，水平段渐渐提高到8-10%。（2）依据井下状况，可采纳固液双重润滑方式，加入1-2%固体润滑剂，进一步提高润滑性。钻进平安保障措施⑴、限制起下钻速度，杜绝压力激烈造成井壁失稳坍塌。⑵、钻遇石膏和膏质泥岩层，坚持定期、定井段、定井斜短拉；钻遇煤层，采纳进一退二，稳扎稳打，保证塌块能刚好破裂并带出井筒。⑶、接单根前停泵缓慢干通一遍，修复井壁，清除井壁粘附物，防止大段缩径。⑷、简化钻具结构，斜井段井斜大于30º后除无磁钻铤以外全部运用加重钻杆，增加钻具与井壁的支撑点，防止压差卡钻。⑸、加强四级固控设备的运用，振动筛及除砂器运用率100%，除泥器运用率大于70%，进入斜井段及水平段后离心机运用率大于80%，并定期清理沉砂池，限制固相含量小于10%，坂含小于60mg/l，含砂小于0.3%。⑹、测井前采纳牙轮钻头+光钻铤钻具结构进行通井，在斜井段以下加入玻璃微珠或塑料小球，处理好泥浆性能，同时将井眼轨迹数据告知测井人员，保证测井成功，防止出现测井事故。（五）固井技术吐哈油田油层物性较好，孔隙度10%-19%，属于中细砂岩油藏，胶结好、出砂不严峻，因此水平井全部采纳筛管完井。1、管串结构：引鞋+短套管1根+筛管（16孔/m）3根+筛管（12孔/m）7根+盲板+管外封隔器+分级箍+套管1根+浮箍+套管串。筛管管串结构示意图2、水泥浆配方：水泥浆配方及性能配方：天山G中+2.0%TD-80+0.5%USZ+5.0%微硅+3.0%F17A+0.10%HBF-818W/C=0.46密度：1.91g/cm3/30MPa/45稠化时间：141min/167min45n=0.89k=0.19Pa·sn6.9MPa/45℃3245℃048h，抗压强度26.7线性膨胀率，%4.63、套管扶正器的选择和安放弹性扶正器选择了德州华联双弓弹性扶正器。该扶正器性能稳定，质量牢靠，通过弹性力可以削减下套管的推力；同时在弹性力范围内，调整适应不同井径。另外其最小复位力、最大起动力均比单弓的大，扶正效果也好。刚性性扶正器选择了螺旋刚性扶正器该扶正器使套管距离井壁有肯定的间隙；不增加额外的下套管推力（直井段）；不影响套管的活动。更重要的是可以诱发涡流，提高水平段的顶替效率，保证水平段的封固质量。科学安放套管扶正器实行“抬头法”工艺，在浮鞋后跟一根短套管，加上双弓弹性扶正器1只，缓解套管下入过程中偏向低边，防止套管插入井壁，削减套管下入阻力。①采纳“优点弥合”技术，在水平段把双弓弹性扶正器和刚性螺旋扶正器相隔加入，使两种扶正器的优点结合作用在水平段。②定向井段每根套管加一只双弓弹性扶正器，有效保证点接触，防止下套管粘卡。③定向段以上封固井段，隔根套管加一只双弓弹性扶正器，有效保证套管居中。4、井眼净化及其他工艺技术措施①下套管前仔细用原钻具通井，调整泥浆性能，确保井眼稳定，防止沉砂。②下套管采纳漂移技术，防止套管粘卡。③注水泥前循环洗井2-3周，调整泥浆性能。④采纳液压式分级箍代替压差式分级箍碰压，确保分级箍循环孔关闭。⑤施工结束后，依据浮箍浮鞋密封状况，可以采纳管内憋压候凝。六、应用状况及效果分析应用状况：2006年水平井轨迹限制井段施工统计表井号完钻井深（m）钻井周期(d）水平段长（m）限制井段限制井段总长（m）起钻次数（次）施工时间（d）造斜时间（d）水平段时间（d）备注红南平71594.8317.79200.37493.612431红南平8162419170527.392532红南平6161628.25181.5857451046取芯神平2112140.8426.71199.02573.4151192困难划眼鲁平1300045.63231.774323541红南平9-1166931.576.84247.482431牛6781141284牛平10-12211525.25390.4772441192神平312212224.21204.4256231082神平311216735.58136487513112神平3132115.0233199.63552.4731082鲁平2297831.5223.335283882牛平11-141912.9921.29235.2510.992871雁平11914.131.13198.71504.14761平均537.6438.426.4222002-2004年水平井轨迹限制井段施工统计井号完钻井深（m）钻井周期(d）井底水平位移（m）水平段长（m）限制井段限制井段总长（m）起钻次数（次）施工时间（d）造斜时间（d）水平段时间（d）神平2102745.7367.00812.01601948.8316362016连平12016.0125.33436339674.4681183胜北平12277.2737.5600400720.271515105红南平21786.4433.75538256652.31220128温平5-842844.0054.6551432662212281513神平2753106.00102.00=SUM(left)499310.001056.3854459玉东平3-52903.0032.3=SUM(left)286.16110.00344.741275玉平13760.00102.6=SUM(left)491.75275.0064014433211红南平41497.5015.5=SUM(left)289.25100.00374.722651红南平31487.4512.4=SUM(left)250.02100.32344.452541红南平51474.729.2=SUM(left)250.1899.88397.52431平均6158.6321.27困难地层水平井轨迹限制技术应用14口井，平均限制井段长537.64m，施工周期8.42天，起下钻3-4次，取得了比较好的限制效果。序号井号完成日期完钻井深（m）裸眼长度(m)最大井斜(°/m)最大全角改变率(°/30m)水平段长（m)钻井周期（天）机速（m/h)困难时效（%）1红南平71594.831290.5191.8712.67200.3717.7910.2902红南平81624132090.413.021701912.2603红南平61616130692.258.64181.5828.2511.704神平2112140.841737.8491.719.81199.0226.7112.457.85鲁0912.37231.7745.6310.412.796红南平9-116691368.9891.4813.1676.8431.510.407牛平10-1422172010.592.210.52499.67306.9608牛平10-1221151909.8490.89.94390.4725.257.0909神平3122122171991.4410.18204.4224.219.87010神平31121671754.8397.713.6713635.586.99011神平3132115.021708.029312.68199.63339.28012鲁平229782579.3889.5612.49223.3331.511.49013牛平11-141912.991709.9989.1511.58235.221.298.09014雁平11914.11612.690.369.96198.7131.1311.640平均2084.70224.7828.639.920.722006年水平井完成指标今年完成水平井平均井深2084.70m，最大井斜97.7°最大增斜率达到13.67°/30m，水平段最长的499.67m，平均机速9.92m/h，平均钻井周期28.63天，平均困难时效0.72%，事故时效0%。有2口井发生了困难，其中神平211井由于划眼损失时间50小时，困难发生经过及缘由：2006年6月24日，井深1926m，下钻究竟后，开泵MWD仪器没信号，起至井深1685m，循环调试好仪器后下钻遇阻，主要缘由：采纳1.75度螺杆，在斜井段循环时间过长，造成沉砂填埋井眼。鲁平1井在测井是仪器遇卡，后采纳穿心打捞解卡，主要缘由是键槽卡电缆，事故损失时间30.5小时。应用效果2006年截止到9月底共计完成14口水平井，相比2002-2005年所完成的水平井困难与事故时效都有了明显的下降，钻井指标有了较大提高，具体状况见下表：水平井钻井指标对比表时间序号井号完钻井深（m）钻井周期（天）机速（m/h)水平段长（m）困难时效（%）事故时效（%）2002-20051温平5-8428