致密油藏水平井钻完井技术.docx

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致密油藏水平井钻完井技术

致密油藏水平井钻完井技术总结

鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部坪桥鼻褶带油藏属于低孔隙度、低渗透性、低压油藏。

对于该类致密砂岩油藏，利用水平井分段压裂技术进行开发逐渐成为重要手段。

结合坪桥工区已施工的PH9-1井和PX11-1HF井中制约提速提效工作的重要因素诸如钻井速度慢、施工周期长、轨迹难以控制等难题，从钻井方式、井筒质量等方面着手，逐步形成适合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏的水平井关键技术。

1、水平井的关键技术

、防垮防塌技术

二开钻遇的富县组地层易垮易塌，这就要求我们在钻进过程中，要保障地层的稳定性，避免钻进过程中出现的井壁失稳和坍塌掉块，对后期施工造成一定的困难。

在PH9-1井和PX11-1HF井的施工过程中，针对富县组的地层的特点和水平井施工的要求，在施工过程中采取了以下措施：

富县组前100米禁止加水，改地面大土池循环为循环罐小循环，大循环钻井液收起后，加入LV-CMC、K-PAN等将钻井液失水失水控制在10ml以内，同时使用K-PAM、磺化沥青等将钻井液转化为钾基聚合物防塌钻井液体系；

采取直-增-稳-增-水平的井身结构设计，稳斜段穿富县组，再下入技术套管封闭，将富县组垮塌对后期作业造成的风险降为零。

、摩阻的控制技术

实际生产过程中，采用具有良好流变性和悬浮携砂能力的饱和盐水乳化体系。

生产中发现适宜的降低流性指数，提高动塑比，使钻井液处于紊流流性状态来清洗岩屑床清洗的效果比较明显。

钻进过程中通过加低粘，形成比原浆粘度低的紊流态进行循环，在通过加高粘泵入比原浆粘度高的钻井液来清洗环空岩屑。

期间要求各级净化设备工作正常，减少钻井液中有害固相含量和含砂量，以达到降低生产过程中的摩阻。

根据钻井液的携砂情况，使用HV-CMC、LV-CMC、K-PAN、FT、固体润滑剂、钠土调整漏斗粘度、动切力等流变参数和坂土含量。

排量控制在13l/s以上，确保钻井液的携砂能力，降低生产过程中的摩阻。

摩阻较大，泥浆材料对降低井下的摩阻作用减小时，我们采取混原油，提高钻井液的润滑性，降低摩阻。

PH9-1井中，在水平定向造斜段，虽然我们已经混入原油，但后期由于消耗，含油量不足2%，摩阻有上升的趋势，由于甲方不同意二次混油，我们通过加固体润滑剂降低摩阻，以保证井下安全，但是效果不是很好，摩阻还是有所上升，而且固体润滑剂按照配比混入钻井液中好多不能溶解，导致润滑剂随钻井液循环流入岩屑池，造成钻井液材料的浪费。

而PX11-1HF井中，井深1030米时，摩阻25吨，混原油20吨。

混油后，摩阻降至15吨，在后续钻进中，直至水平段，摩阻未超过35吨。

由于后期出水，钻井液性能变化较大，摩阻有上升趋势，经过于甲方协调，再次混油17吨，很好的控制了摩阻，使得水平段施工顺利。

在水平井钻进过程中，钻井液性能的控制仅靠泥浆材料是不足以满足井下的要求，我们要在满足井下安全和节约成本的条件下，尽可能的提速提效。

、轨迹控制技术

、PH9-1井轨迹优化技术

、直井段控制

由于井口与A、B靶方位不在连线上，存在3°夹角，直井段我们采用Φ346.00mm牙轮钻头+Φ203.2mm钻铤*3根+Φ178.00mm钻铤*6根+Φ158.00mm钻铤*9根+钻杆串，最大井斜1.42°，平均井斜0.82°，井斜理想。

机械转速比较低5.31m/h，主要是钻头选型不合理。

二开采用钟摆钻具组合Φ241.3mmPDC钻头+Φ197.00mm直螺杆+Φ238.00mmSTB+Φ178.00mm钻铤*6根+Φ158.00mm钻铤*9根+钻杆串，采用高转速低钻压吊打防斜。

钻压30-60KN，转速120r/min，排量32L/s。

每50m测斜一次。

实钻直井段位移5.93m，闭合方位220°，最大井斜1.42°，轨迹控制较好，这样既减少了与A、B靶的夹角，又增加了靶前位移。

b、侧钻井段控制

扫塞完后下入Φ241.30mm牙轮钻头+Φ197mm1.25°单弯螺杆+Φ158.00mmMWD无磁短节+Φ158.00mmNMDC无磁钻铤*1根+钻杆串的钻具组合，利用本身具有台阶保证了侧钻一次成功，侧钻9m出新井眼。

c、造斜井段控制

在造斜井段采用Φ241.30mm牙轮钻头+Φ197mm1.25°单弯螺杆+LWD+Φ158.00mmNMDC无磁钻铤*1根+钻杆串的钻具组合，实际井眼造斜率达到0.23-0.26度/m，通过计算，每滑动钻进7m复合钻进2.5m就可以满足设计要求，有利于轨迹的控制。

但是存在问题，滑动钻进加长了钻井时间，不利于提速提效工作的开展。

d、水平段控制

水平段一开始使用常规钻具组合钻进至1664m时，发现该钻具组合是增斜钻具，并且比预计井底井斜已经超出了设计要求，起钻换定向钻具组合：

Φ152.40mmPDC钻头+Φ120mm

1°单弯螺杆+Φ148mmSTB+Φ120.00mmMWD无磁短节+Φ158.00mmNMDC无磁钻铤*1根+钻杆串的钻具组合，通过不断转换钻进方式，井斜控制在86.31-91.27°之间

、PX11-1HF井轨迹控制技术

我们按照设计，在二开定向段采用的钻具组合：

Φ311.20mm钻头+Φ244.50mm1°单弯螺杆+Φ203.00mm钻铤*3根+Φ158.00mm钻铤*3根+钻杆串，钻压40KN，井斜很快增长到28°左右，增斜效果良好。

接着要复合钻进稳斜穿过富县组，我们立即更换新的牙轮钻头，并对钻压进行了调整，使用100-120KN的钻压，从607.88-907m的稳斜段，井斜始终保持在26.59°-29.49°之间，达到了稳斜钻进的要求。

在三开钻进过程中，钻进至1006m时，开始进行造斜，扭方位，我们采用Φ215.90mm牙轮钻头+Φ172mm1°单弯螺杆+Φ127加重钻杆+Φ127mm钻杆+Φ127mm加重钻杆+Φ127mm钻杆，钻压120KN，通过不断观察分析不同井斜下，滑动钻进和复合钻进的造斜能力，协调好两种钻进方式，使井眼轨迹控制达到方案预定效果。

钻至A靶，井深1393.50米，井斜86.88°，方位306.02米，该井设计第一段造斜率0.12°/m,实钻采用的Φ172mm1°单弯螺杆的实际造斜率在0.13°/m。

而设计要求实钻造斜率要略高于设计造斜率，这样使得井眼轨迹更加圆滑，有利于轨迹的控制。

水平段钻进过程中，在根据该区块的施工经验，以及PH9-1井的施工经验，采用φ215.9mmPDC+0.75°（0.5°）螺杆的钻具组合。

该钻具组合在水平段钻进过程中，使用钻压100KN钻进，呈5°/100米的增斜趋势，通过滑动定向，能够达到水平段钻进的要求，但钻至1800米后，定向速度较慢，影响了钻进速度。

讨论分析后试采用φ215.9mmPDC+0.5°螺杆的钻具组合，既属创新也属摸索，在实际钻进中φ215.9mmPDC+0.5°螺杆，钻压120KN，呈2°/100米的增斜趋势，通过调整钻进方式，井斜在86.35-90°之间波动，稳斜效果较好，应用较为理想。

从中我们可以得出：

1、增斜井段采用Φ241.30mm钻头+Φ197mm1.25°螺杆的钻具组合在造斜率方面优于Φ215.90mm牙轮钻头+Φ172mm1°单弯螺杆的钻具组合，但是后期在轨迹控制方面不是很理想，需要靠定向来满足轨迹要求。

通过机械转速的对比，PH9-1井增斜井段平均机械转速2.73m/h,PX11-1HF井增斜井段平均机械转速7.26m/h，可以看出增斜井段采用Φ215.90mm牙轮钻头+Φ172mm1°单弯螺杆的钻具组合，大大增加了机械转速，缩短钻井周期。

2、水平段采用Φ152.40mmPDC钻头+Φ120mm1°单弯螺杆的钻具组合和215.9mmPDC+0.75°（0.5°）螺杆的钻具组合，虽然都能顺利中靶，但轨迹控制方面，采用215.9mmPDC+0.5°螺杆的钻具组合稳斜效果优于Φ152.40mmPDC钻头+Φ120mm1°螺杆，这样就减少了定向工作量，机械转速也有所上升。

（4）、模拟通井技术

、PH9-1井模拟通井技术

a、为保证技术套管能顺利下入，我们通井两次，第一次通井主要是判断井眼状况、初步扩修井壁；第二次通井钻具组合完全模拟J55套管刚性。

第一次：

Φ241.30mm牙轮钻头+Φ238.00mm扶正器+Φ178.00mm钻铤*3根+Φ127.00mm加重钻杆*1根+钻杆。

第二次：

Φ241.30mm牙轮钻头+Φ238.00mm扶正器+Φ178.00mm钻铤*2根+:

Φ216.00mm扶正器+Φ178.00mm钻铤*1根+加重钻杆*1根+钻杆*33根+加重钻杆*45根+钻杆。

b、在水平段我们进行了一次刮管、两次通井作业。

刮管钻具组合：

Φ152.40m牙轮钻头+Φ101.60mm钻铤*1根+Φ159.42mm刮管器+Φ101.60mm钻杆*78根+Φ101.60mm加重钻杆长度*45根+Φ101.60mm钻杆。

第一次单扶正器通井通井：

Φ152.40mm单牙轮钻头+Φ88.90mm加重钻杆长度*1根+Φ152.00mm扶正器+Φ101.60mm钻杆*78根+Φ101.60mm加重钻杆*45根+Φ101.60mm钻杆。

第二次双扶正器通井通井：

Φ152.40mm单牙轮钻头+Φ88.90mm加重钻杆长度*1根+Φ152.00mm扶正器+Φ88.90mm加重钻杆长度*2根+Φ152.00mm扶正器+Φ101.60mm钻杆*78根+Φ101.60mm加重钻杆*45根+Φ101.60mm钻杆。

采用刮管器进行通井，主要是为了清除井壁上的杂物，给后期的尾管悬挂打好基础。

第一次单扶通井主要是判断井身质量、扩划拉伸井壁；考虑到套管外带的扶正器，刚性较强，第二次双扶通井钻具组合模拟J55套管刚性。

、PX11-1HF井轨模拟通井技术

、富县组的易垮易塌是技术套管的下入一个主要难点，为了疏通井眼，规则井壁，保证技术套管的顺利下入，我们采取的通井钻具组合为φ311.2牙轮+203.2mm钻铤*2根+305STB+203.2mm钻铤*1根+178mm钻铤3根+158mm钻铤*3根+钻杆串，取得了良好的效果。

、完井管串（底部：

浮鞋+短套管+套管（带刚扶）+浮箍+套管（带弹扶）+浮箍+套管串（上面按照设计要求带有刚扶和弹扶））的顺利下入，是完井作业中的一道难题。

首先是井下情况比较复杂，在钻进水平段过程中，在井深1489.53、1661、2032.49m发生三次溢流，溢流量较大，导致钻井液性能不断变化。

其次是通井的管串结构是否能够模拟出N80套管的刚性。

再次是水平段较长，通井的钻具组合是否能够安全顺利的完成通井作业。

三个问题体现出我们模拟通井的难度。

我们通过仔细分析讨论，模拟通井两次，第一次模拟通井采用φ215.9牙轮+165mm钻铤*1根+212STB+165mm钻铤*2根+212STB+钻杆串，双扶正器+165mm钻铤通井，刚性较弱，除了模拟套管刚性外，还有扩划井眼、规则井壁的作用；考虑到套管外带扶正器，要保证完井管串安全顺利下入，对通井钻具的刚性要求比较大，所以第二次模拟通井主要是模拟N80套管刚性，采用φ215.9牙轮+177.8mm钻铤*2根+212STB+钻杆串，通井过程严格执行技术措施，遇阻井段不得强行通过，认真处理了通井过程中的遇阻点，做到通井钻具起下无遇阻显示，钻具到底后用稠浆扫井眼后循环洗井，直到进出口钻井液性能接近，以达到套管安全顺利下入的目的。

（5）、井眼净化技术

a、在满足井眼轨迹控制所需的造斜率的情况下，尽量采用复合钻进的方式，有效地提高井眼轨迹的圆滑度，破坏岩屑床；

b、调整倒装钻具组合，随着井斜增大及时将加重钻杆上移至井斜小于30°的井段，减少钻具刚性，减少摩阻，方便传递钻压；

c、合理调整钻井液性能，在造斜井段混入原油，增加钻井液的润滑性，降低钻具和井壁间的摩阻；

d、加强短起下，通过扩划眼和模拟通井，清除死角岩屑，使井眼畅通。

2、水平井常见工况的预防

（1）托压的预防：

、尽量简化下部定向工具结构（尤其是减少钻铤数量及长度）。

、钻井液中加入足量的润滑剂减阻，如原油、塑料小球、波动微珠、多功能润滑剂等。

、在上述条件满足的前提下，大幅活动钻具>3m。

、转动钻进1.0-1.5m、迫使扶正器等大尺寸钻具移位。

井斜在30-40°时极易形成岩屑床，它影响钻速、岩屑床集、易引起环空受阻后泵压上升，蹩漏地层、卡钻等。

（2）岩屑床的预防措施：

、造斜段每100m-150米坚持短起下一次。

、井斜50°以后，每100m短起下一次，每次均起技术套管内

、大斜度段接单根前要反复划眼至无异常阻力，坚持早开泵、晚停泵制度、减缓岩屑沉降速度，减少岩屑床形成机率。

、短起下时，起一段循环一段。

、采用复合钻进，上下拉划破坏。

、采用柔性钻具通井，扩眼，大排量循环洗井。

3、认识和经验

（1）、水平钻进中钻具的摩阻、扭矩是制约水平段延伸的主要因素，应该通过剖面的优化，钻具结构的优选，在不破坏油层的情况下，增强钻井液的润滑性；

（2）、利用钻具特性，通过控制钻时、转速、钻压等施工参数，以达到控制井斜的目的，从而控制井眼轨迹，保证轨迹的光滑性；

（3）、为确保Φ215.9mm钻头钻出的井眼足够大，以使Φ177.8mm的技套能够顺利下入，钻具组合可考虑为Φ215.9mm钻头+Φ172mm1.5°螺杆。

（4）、使用Φ197mm×1.25°单弯螺杆定向必然有些井段的全角率大于0.23deg/m，使精确中靶存在一些难度。

在今后的水平井设计中，我们建议1°单弯螺杆，以利于定向施工井段的井眼轨迹平滑，减少摩阻，保证后续施工的顺利实施。

（5）、水平段施工，采用PDC+0.5°螺杆+扶正器，能够很好的抑制增斜趋势，降低定向工作量。

（6）、加强对钻井液性能的监测，特别要保证钻井液性能稳定，携砂能力，及失水控制达到要求。

钻井液性能不稳定，严禁强行钻进，以避免井下复杂情况发生。