吉林油田致密油薄油层水平井井眼轨迹控制技术

40目前，我国大多数油气田均进入了开采后期，钻探过程十分复杂，而水平井技术可以提高油气井的开采效率，因此，水平井钻探逐渐成为最为流行的钻探技术。

但是在水平井钻探技术的应用过程中也暴露出众多的问题，其中轨迹控制困难最为突出。

在钻井过程中，对轨迹进行精确的控制，不但可以提高油气资源的开采效率，还可以防止发生各种油气开采事故，对于水平井钻探过程而言十分重要[1]。

1　水平井钻井概述水平井钻探过程所面对的对象不仅有直井段，也需要对地下的斜井段进行钻探，因此技术实施难度较大。

在水平井钻探过程中，对轨迹进行精确的控制，可以防止发生井眼倾斜，才能满足实际开采的需求。

在实际的水平井施工过程中，要达到轨迹控制的目的，也需要对钻具进行优选，在一定条件下，可以采用多种钻具相组合的措施，针对不同的地质条件和不同的井段，所采用的钻具组合方式各不相同[2]。

在另一方面，要做到轨迹控制，必须提高钻头的转速，这种情况下，若钻具选择不合理，可能会导致卡钻事故，从而影响钻探轨迹，一般情况下，针对直井段采用小直径的钻头效果更佳。

通过此分析发现，钻具的选择为轨迹控制带来了极大的难度。

2　水平井钻井轨迹控制特点水平井钻井过程中的轨迹控制包括导向靶进入井内到完井的各个过程，导向靶进入井内之后将直接和地层的缝隙系统相接触，导向靶的精确控制是轨迹控制的基础，因此，水平井钻井过程中的轨迹控制具有两大特点：（1）轨迹控制受主客观因素影响严重水平井钻井轨迹控制过程中的影响因素分为两个方面，分别是主观因素和客观因素。

主观因素主要包括地下地质状况、钻探井的结构、钻井轨迹、钻井所采用相关设备的参数以及现场的事故条件；客观因素主要包括油气储层的特征及井下摩阻。

轨迹控制虽然也受客观因素影响，但是实际的轨迹控制筹划都是根据主观因素来完成，从而保障钻井过程的顺利进行[3]。

（2）沿油气储层进行轨迹控制的质量十分重要本文中所提出的沿油气储层进行轨迹控制指的是根据油气走向和倾角变化进行轨迹控制，从而使整个井下轨迹保持平整，同时也可以使轨迹沿储层方向延伸。

吉林油田大情子油田水平井井眼轨迹控制技术研究【摘要】本文主要对吉林油田大情子油田水平井的井眼轨迹控制的难点进行阐述。

通过井眼轨迹优化与钻具组合的优化选择解决了岩屑床堆积和托压等多方面问题，形成了适合该地区水平井施工一整套的技术措施。

【关键词】钻具组合井眼轨迹优化狗腿度控制井眼清洁1 概述该地区水平井井眼轨迹控制技术难点主要有：（1）直井段长，直井段井斜控制难度大；（2）靶前位移短，造斜率高，pdc钻头工具面稳定难度大，造斜率不稳定，造斜率难以保证；（3）由于地面的条件限制，需要靶前扭方位（10°-60°），现场施工难度大，井下风险高；（4）目的层有效厚度2m左右，水平段延伸长（700米）钻遇率要求高（90%），油气层的垂深不确定，构造变化大，井眼轨迹增斜降斜变化不规律，增加了水平段的控制难度；（5）在大斜度段和水平段井眼内摩阻和扭矩大，造成滑动钻进时加压困难；2 针对该地区定向施工中的技术难点采取的技术措施 2.1 钻具组合的优化设计该地区水平井一般设计在1320米左右造斜，井斜控制要求高（500米内<0.5°，至造斜点<1°）。

直井段采用防斜塔式钻具组合，采用高转速（120r/min），低钻压钻进（2t）。

坚持每钻进50米测斜一次，发现井斜超标或者增斜趋势明显及时采取小钻压吊打和提高转速的方法控制井斜，必要时下入动力钻具纠斜。

直径段钻具组合如下：φ228.6mmpdc钻头+φ172mm双母接头+托盘+φ178mm非磁×1+φ178mm钻铤×6+φ165 mm钻铤×8+φ127mm钻杆+133mm×133mm 方钻杆直井段进行通井作业，采取慢下方式休整井壁。

在造斜点以上50米下入mwd，根据实钻直井段的连斜数据在造斜点之前对井眼轨迹进行修正。

造斜段井斜角小于45°的井段采取以下钻具组合：φ215.9mm钻头+172mm马达（1.5°）+箭式浮阀+定向接头（172mm）+φ165mm非磁（mwd）+φ165mm钻铤×6+ 127mm加重钻杆×30+φ127mm钻杆+133mm×133mm方钻杆.该钻具组合增加了钻具的刚性，工具面稳定，造斜率波动变化小。

薄油层阶梯式水平井井眼轨迹控制技术摘要应用阶梯式水平井钻井技术开发薄油层是降低钻井综合成本，提高原油产量的重要途径之一。

通过结合近期完成的几口实钻井的设计和施工情况，总结了一套较完整的薄油层阶梯水平井眼轨迹设计和施工技术的模式，可用于指导此类型井的现场施工。

主题词阶梯式水平井薄油层侧钻井眼轨迹导向马达测量MWD作者简介满拥军，1967年生。

1989年毕业于天津大学石油分校，现任技术服务队队长，高级工程师。

龚雅明，1970年生。

1989年毕业于大港石油学校，现任经营科科长，工程师。

张所生，1970年生。

1995年毕业于江汉石油学院，现从事技术管理工作，工程师。

杨龙，1973年生。

1996年毕业于西南石油学院，现从事技术管理工作，工程师。

一、前言水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进成果。

到目前水平井钻井技术已作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏。

水平井钻井的成本已降至了直井的 1.2-2倍，水平井的产量是直井的4-8倍，多分支井的效率更高。

大港油田集团定向井技术服务公司通过加强科研力度，运用先进的工具、仪器和设备，进一步提高了水平井钻井的综合能力，在钻进常规水平井的基础上，又在西部油田尝试并成功地完成了TZ406、YH23-1-H26、HD4-3H、 HD1-21H 、HD1-22H 和TZ10-H2C薄油层阶梯水平井，总结了一套较完整的薄油层阶梯水平井眼轨迹设计和施工技术的模式，取得了非常显著的经济效益和社会效益，对今后的薄油层阶梯水平井技术发展有一定的指导意义。

二薄油层阶梯式水平井施工难点1、油层厚度薄。

近年施工的薄油层水平井的靶窗小，上下要求浮动范围一般在1m 左右，最小的仅为0.8m。

吉林油田致密油水平井固井技术［摘要］分析了致密油水平井固井施工难点（包括下套管难度大、套管不易居中、替驱不干净、对水泥浆性能要求高等），并提出了具有针对性的措施，即套管安全下入技术（包括井眼净化、模拟通井和漂浮固井技术）、套管居中技术（包括扶正器选型及加放、套管居中度校核）、变排量注替技术、固井前置液体系。

现场应用表明，采取上述措施可以提高固井质量，能够为致密油水平井固井施工提供参考。

［关键词］致密油；水平井；固井技术为了满足分层、分段开采和穿层压裂等后期压裂增产改造的需要，这对固井施工质量提出了更高的要求。

而致密油水平井水平段长（一般在1000ｍ以上），其井眼轨迹特殊，这给固井施工带来了困难。

为此，笔者对致密油水平井固井技术进行了探讨，以便为提高固井施工质量提供帮助。

１致密油水平井固井难点1．1 套管不易居中套管在自重作用下易靠近井壁下侧，而套管偏心影响岩屑携带及注水泥驱替干净效果，因此套管居中是提高固井质量时必须考虑的问题。

1．2 替驱不干净水平环空顶替过程中，前置液易发生指进效应［１］，而且顶替排量越大指进效应越明显，从而造成水平段环空顶替不充分而影响水泥环的胶结，尤其在大位移水平段环空顶替过程中，指进效应会进一步显著，即随着顶替接触时间的延长，宽边与窄边推进的差距会增大，使得水泥浆和钻井液发生不必要的掺混，从而造成替压升高顶替困难的现象。

此外，在大斜度（井斜大于３０°）段和水平井段环空下部，由于岩屑和重晶石的沉淀堆积或固相颗粒浓度的提高，导致黏度增加，最终造成难以驱替干净的问题。

1．3 对水泥浆性能要求高在重力作用下，大位移水平段处的水泥浆沿水平井眼径线方向沉降，水泥颗粒沿水平井井眼轴线方向重新排布，若水泥浆沉降稳定性较差，会导致大位移水平段处的水泥环强度不均匀，影响水泥环整体的胶结质量和均匀性。

此外，水泥浆在水平井中凝固时，容易在水平井眼上侧形成游离液通道，这会引起油气水窜问题，严重时还会影响后期压裂等增产作业。

水平井井眼轨迹控制技术（作者:___________单位: ___________邮编: ___________）无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。

但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。

在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。

一、水平井的中靶概念地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。

可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是: 井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。

也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。

二、水平井增斜井段井眼轨迹控制的特点及影响因素对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。

水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。

但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。

681 钻井液技术难点1）青山口组硬脆性泥页岩发育、富含微裂隙，易坍塌，若采取二开结构，裸眼段长度达到3000m，进一步增加了井塌风险。

2）储层伴生CO 2气体，钻井过程中易侵入钻井液，造成钻井液污染、影响施工安全。

2 钻井液体系配方优选及性能评价2.1 配方优选以增强钻井液防塌能力、钻井液低失水控制能力、钻井液抗CO 2侵能力为出发点，研究形成了具有较强防塌、防气侵能力的钾铵基聚合物强封堵钻井液体系：土+纯碱+铵盐+ KPA+ KFH+阳离子乳化沥青粉+ HQ-1+乳化剂+白油+润滑剂ORH-101+减阻剂（TC-Ⅱ）+褐煤树脂+酚醛树脂+CaO。

2.2 钻井液体系性能评价2.2.1 防塌性能评价钻井液体系岩屑滚动回收率高，线性膨胀量在0.12mm以内，体现了强抑制能力；API失水2.5mL，HTHP 失水11mL，体现了强封堵能力。

表1 钻井液体系防塌性能评价体系20目滚动回收率，%3h 线性膨胀量A P I FL/mL HTHP FL/mL 聚合物钻井液体系95.22%0.082.5112.2.2 抗CO 2污染能力评价钾铵基聚合物强封堵钻井液体系具有较强的抗CO 2污染能力，如果CO 2侵入较多，加入适当比例的CaO，可快速恢复钻井液良好性能。

表2 抗CO 2污染能力评价试验条件AV /（mPa·s）PV /（mPa·s）YP/Pa Gel/（Pa/Pa）FL/mL 未受污染3322113/8 2.5CO 2污染，HCO 3-、C O 32-含量达14000mg/L 61362510/24 4.2加入CaO 3423114/92.73 现场应用效果依托防塌防气侵钻井液配套技术，2015—2017年，该区块共完井46口，整体施工顺畅，平均井深3234m，平均水平段长1015m，钻井周期27天，单井钻井投资降幅40%，为致密油水平井井身结构优化简化、降低钻井投资、提高致密油藏开发效益提供了技术保障。

第四章水平井井眼轨迹控制工艺模式与技术水平井钻井的技术关键是确立一个既能经济、安全钻成水平井，又能高精度控制井眼轨迹的水平井钻井模式，形成适应不同钻井方式的水平井钻井工艺技术。

不同类型的水平井，其井身结构和设计轨道不同，所选择的钻井方式不同。

而水平井钻井方式的确立又要受到钻井设备、钻井工具、钻井工艺技术水平，测量仪器装备等诸多因素的制约。

目前国际上最先进的水平井轨迹控制方法和钻井方式是采用导向钻井技术，用一套钻具组合一趟钻钻完整个增斜井段，这也是各个油田水平井井眼轨迹控制技术努力的方向，但是，这一技术的实施必须具备组成导向钻井系统的先进而且昂贵的钻井工具、仪器装备以及与之配套的钻井工艺技术。

充分利用现有的技术和装备，在实践中不断探索、完善和提高装备条件和技术水平，使水平井的轨迹控制技术向高层次发展。

水平井钻井基本上为两种方式：一是与常规定向井比较接近的以转盘钻为主的水平井井眼轨迹控制方式和钻井模式；二是与导向钻井系统比较接近的以动力钻具为主的水平井井眼轨迹控制方式和钻井模式。

1、以转盘钻为主的水平井井眼轨迹控制模式采用与常规定向井比较接近的以转盘钻为主的水平井钻井模式，在长半径水平井中通过调整钻具组合和钻井参数，可以有效地实现对强增斜、微增斜、水平段稳平钻进的井眼轨迹进行控制，但在大斜度井段和水平段必须利用水平井的摩阻计算程序进行钻具组合的倒装设计；通过使用高聚物水包油泥浆体系和正电胶泥浆体系，配合强化的四级泥浆净化系统，采用大排量循环、交叉接力式短起下钻等技术措施，可以满足水平井安全钻井的需要。

对中半径水平井，在增斜率大手6°/30m之后，尤其在由444.5mm大尺寸井眼中，用柔性的转盘钻钻具组合来实现比较稳定的增斜率是比较困难的，而且不利于井下安全。

因此，这种模式在中半径水平井中的应用是有条件的，一般适用于中半径水平井的造斜率低限，并采用动力钻具组合进行造斜能力和井段的调整。

1.1 模式的内容采用两层技术套管的井身结构，虽然有利于井下安全,但是不经济。

⽔平井井眼轨迹⽔平井井眼轨迹控制技术⽔平井井眼轨迹控制⼯艺技术是⽔平井钻井中的关键，是将⽔平井钻井理论、钻井⼯具仪器和施⼯作业紧密结合在⼀起的综合技术，是⽔平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，⽔平井井眼轨迹的主要难点是：1．⼯具造斜能⼒的不确定性，不同的区块、不同的地层，⼯具造斜能⼒相差较⼤2．江苏油⽥为⼩断块油藏，油层薄，区块⼩，⼀⽅⾯对靶区要求⾼，另⼀⽅⾯增加了⽬的层垂深的不确定性。

3．测量系统信息滞后，井底预测困难。

根据以上技术难点，需要解决三个技术关键：1、提⾼⼯具造斜率的预测精度。

2、必须准确探明油层顶层深度，为⼊窗和轨迹控制提供可靠依据。

3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提⾼井眼轨迹预测精度。

动⼒钻具选择⼀、影响弯壳体动⼒钻具造斜能⼒的主要因素影响弯壳体动⼒钻具的造斜能⼒的主要因素有造斜能⼒钻具结构因素和地层因素及操作因素三⼤类。

其中主要的是结构因素，其次是地层因素。

（⼀）动⼒钻具结构因素影响1．弯壳体⾓度对⼯具造斜率的影响单双弯体弯⾓是影响造斜⼯具造斜能⼒的主要因素。

在井径⼀定情况下，弯壳体的弯⾓对造斜率的影响很⼤，随着弯壳体⾓度的增⼤，造斜率呈⾮线性急剧增⼤。

2．弯壳体近钻头稳定器对⼯具造斜率的影响。

弯壳体近钻头稳定器的有⽆，对⼯具造斜率影响很⼤。

如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100⽶，⽆近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100⽶左右，相差近50%。

如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100⽶，井⾝轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100⽶。

3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对⼯具造斜率的影响通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器⾄下肘点之距离。

上移近钻头稳定器可⼤⼤提⾼⼯具的造斜能⼒，并且在井径扩⼤程度较⼤的情况下，造斜能⼒的上升幅度⽐井径扩⼤较⼩时要⼤。