复杂地层水平井钻井技术研究应用
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：由于地层复杂、轨迹控制难度大、油层位置不确定、测量仪器落后等一系列问题的出现，导致复杂地层水平井钻井中发生过多起事故与复杂，针对吐哈油田水平井存在的问题开展系统研究，形成一套完整的系统的复杂地层水平井技术。
关键词：复杂地层、水平井、事故复杂
一、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年开始研究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口井发生过事故与复杂，占完成井的48%。因此针对吐哈油田水平井存在的地层复杂、轨迹控制难度大、钻井风险高、油层位置不确定等一系列问题开展系统研究。形成一套完整、系统的适合吐哈油田的复杂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米。
国内：
四川、新疆、胜利、塔里木油田都完成深井复杂地层水平井的施工，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)、造斜点最深(5552.11m)的水平井，创下了上述四项全国及亚洲纪录。
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复杂、施工难度最大的水平井H8101井。
三、吐哈油田复杂地层水平井钻井的难点
2002-2005年所钻水平井发生复杂与事故的类型及原因
由上表可以看出吐哈油田复杂地层水平井主要存在井眼轨迹控制和井下安全钻井问题，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,井斜难以控制,加之多套断层的影响，造斜率变化规律不易掌握，轨迹控制难度大。
3 、油层卡层不准确，需要随时调整井眼轨迹，容易钻成波浪形或阶梯性井眼。
4 、上部地层含盐膏层、缩径严重，裸眼段长(1200-2800m)，地层压力系统不一，井眼稳定性差,易坍塌。
5 、测井和固井属于特殊工艺技术，容易发生测井遇阻遇卡，固井水泥倒返、水泥窜等问题。
四、复杂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、直井段采用MWD复合导向钻井技术控制井身质量,斜井段采用地质导向钻井技术,确保地质中靶。
3、完善安全钻进技术，优选钻井液体系,辅以工程技术措施减少事故与复杂。
4、测井前，加入固体润滑剂,采用钻杆传输测井。
5、选择合理的套管串结构，优化水泥浆配方。
五、复杂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+Ф139.7mm油套
优点：减少复杂事故隐患，摩阻扭矩小有利于套管串的顺利下入。
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。
今年根据不同区块和所钻井深的不同，采用不同的井身结构。如在地层条件复杂、井深超过3000m的鲁克沁区块采用三层套管结构，保证井下安全，在其它区块完钻井深在2000m左右的井则采用两层套管结构，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用两种，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。
第二种：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控制技术的发展和采用先进的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）井眼轨迹控制技术
1、直井段井身质量控制：
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，表层采用刚性较强的2-1-3塔式钻具组合，钻压控制在60-80KN，坚持打完单根划1-2遍眼，接合单点测斜控制井斜在1°以内。
二开一般采用2种钻具结构加上合适的钻井参数来控制井斜：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钻头控制在30KN以内，加以钻进150m测斜一次的单点跟踪，控制直井段井斜在2°以内。②采用复合导向钻具组合随时跟踪控制井身质量，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，水平位移控制在20-30m，完全满足了设计要求，为下部施工创造了良好的条件。
2、造斜段轨迹控制：
①螺杆钻具的选择
目前吐哈在水平井钻井中使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井眼，Φ197mm螺杆用于Φ311mm井眼。施工中针对不同造斜率要求，选用不同弯角的螺杆（见下表）。
实际施工时在满足造斜要求的情况下，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，工具面的稳定与否直接影响造斜率、井斜、方位的变化，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，避免在增斜时由于工具面的不稳定导致方位的变化。
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；为减少起下钻次数，缩短钻井周期，钻具组合上从造斜施工到完钻全井段使用螺杆钻具+MWD ；做到随时能够调整井眼轨迹。
根据斜井段长度和井斜情况共使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。
三种钻具结构适用情况及特点
现场采用了滑动增斜结合旋转钻进的方式，在井斜较小的情况下采用A钻具组合，反扭角控制在30-40°，使实际轨迹迅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，为了保证井下安全，防止粘卡，采用B钻具组合滑动与转动相结合增斜至A点，旋转钻进中钻压控制在80-100KN，转速30-40r/min，中途如果滑动托压严重则换用C钻具组合增斜钻进至A点。
③入靶前井斜角控制
根据油层倾角的不同选择入靶前井斜角
油层为上倾方向，水平段井斜角大于90°时，探油顶段长控制在距A点前20～30m，稳斜角控制在85～86°，进入油层。
油层为下倾方向，水平段井斜角小于90°时，探油顶段长控制在距A点前40～50m，稳斜角控制在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
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一定的误差。采用控制入靶前井斜角和位移的方法，可以避免由于以上2方面的原因造成轨迹控制困难，甚至脱靶的情况发生。我们使用的螺杆钻具造斜率都在8-13度之间，入靶前位移控制在30m，能够满足要求探到油层后迅速调整井斜到水平段的要求。入靶前采用复合钻进弱增斜控制井眼轨迹，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用MWD+伽玛+电阻率进行地质导向钻井。
造斜点以下定向井段使用MWD+导向钻具进行井眼轨迹监测与控制，探油顶段以下井段使用LWD+导向钻具进行井眼轨迹监测控制和地质导向
3、水平段轨迹控制方法
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范围内摆动对方位基本没有影响，并且PDC钻头相比牙轮钻头有机速快，使用时间长的优点。
②螺杆钻具及钻具结构的选择
钻具结构主要采用钻具组合D：PDC钻头+螺杆（1.25-1.5°）+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控制在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，及时监测地层变化，追踪油层，确保按设计要求在油层中钻进及时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，满足了安全钻井的要求。
（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%MEG
2、确定合理密度，严格控制失水，加强封堵造壁能力。
（1）根据红南、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 失水控制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，控制HTHP失水小于15ml。
3、调整泥浆流型，加强携带，满足井眼净化。
（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，确保悬浮携带能力。
4、加强润滑性，降低摩阻。
（1）随井斜增加，逐渐提高MEG含量，斜井段不低于7%，水平段逐渐提高到8-10%。
（2）根据井下情况，可采用固液双重润滑方式，加入1-2%固体润滑剂，进一步提高润滑性。
钻进安全保障措施
⑴、控制起下钻速度，杜绝压力激动造成井壁失稳坍塌。
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，采用进一退二，稳扎稳打，保证塌块能及时破碎并带出井筒。
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使用加重钻杆，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使用，震动筛及除砂器使用率100%，除泥器使用率大于70%，进入斜井段及水平段后离心机使用率大于80%，并定期清理沉砂池，控制固相含量小于10%，坂含小于60mg/l，含砂小于0.3%。
⑹、测井前采用牙轮钻头+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、出砂不严重，因此水平井全部采用筛管完井。
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
3、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，质量可靠，通过弹性力可以减少下套管的推力；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一定的间隙；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，减少套管下入阻力。
①采用“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下套管前认真用原钻具通井，调整泥浆性能，确保井眼稳定，防止沉砂。
②下套管采用漂浮技术，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采用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，根据浮箍浮鞋密封情况，可以采用管内憋压候凝。
六、应用情况及效果分析
应用情况：
2006年水平井轨迹控制井段施工统计表
2002-2004年水平井轨迹控制井段施工统计
复杂地层水平井轨迹控制技术应用14口井，平均控制井段长537.64m，施工周期8.42天，起下钻3-4次，取得了比较好的控制效果。
2006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，平均复杂时效0.72%，事故时效0%。有2口井发生了复杂，其中神平
211井由于划眼损失时间50小时，复杂发生经过及原因：2006年6月24日，井深1926m，下钻到底后，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，主要原因：采用 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，后采用穿心打捞解卡，主要原因是键槽卡电缆，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年所完成的水平井复杂与事故时效都有了明显的下降，钻井指标有了较大提高，详细情况见下表：
水平井钻井指标对比表
今年所钻水平井相比以前平均井深减少了379.17m，平均水平段长度相差不多，平均机速提高了3.5m/h，平均钻井周期缩短了30.25天，复杂时效减少了2.87%，降低幅度79.94%,事故时效减少了4.79%，降低幅度100%。
七、结论及建议
结论：
通过对复杂地层水平井钻井技术的研究与应用，形成了一套系列的水平井钻具结构、钻井参数，完善了水平井的安全钻井技术措施。为进一步开发吐哈油田的薄油藏、底水油藏、稠油油藏提供了技术储备。
建议：
1、加强油藏的精细描述，尽量减小设计数据和实钻数据的误差。
2、引进开发近钻头地质测井工具，为开发小于2m的薄油藏做准备。
3、研究应用旋转导向钻井技术，为钻深井、大位移水平井提供技术保证。
参考文献：
何鲜主编. 国外深层气藏水平井定向井完井技术. （石油工业出版社）