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摘 要：吉林油田伊通地区存在储层埋藏深、敏感强、地层倾角大、中上部地层缩径等问题，导致钻井过程中复杂情况频发、钻井及固井质量差，钻井过程中的防塌、防斜是重点工作。因此在井身质量、固井质量、储层保护方面仍需要进一步提高。通过开展井身结构优化，轨迹优化，钻头序列优化，固井方式和水泥浆配方优选等方面的技术攻关，形成了适合伊通的钻完井配套技术，为实现伊通地区高效开发提供技术支撑。
关键词：伊通地区;井身结构优化;轨迹优化;钻井提速;固井
吉林油田伊通地区储层埋藏深3000m、地质条件复杂，对钻井技术提出了很高的要求，严重影响了该地区的安全高效开发。综合考虑地质特点，钻井现状，通过开展钻井配套技术研究，将各单项技术研究进行整合，相互支撑，有效解决，井眼轨迹难度大，地层稳定性差，钻井速度慢，固井质量难以保证等问题，为实现伊通地区高效开发提供技术支撑。
1.需要解决的关键技术问题
（1）井身质量难以满足油藏开发需求
由于油层厚度大，油顶油底间距高达500-1000m，地质要求上下双靶点控制，至油顶以前井斜角降至0°中靶，保证轨迹垂直穿过油层，井身剖面由“直-增-稳”变成“直-增-稳-降-直”，且該区为小靶区钻井，轨迹控制难度大。
（2）地层倾角大，井斜角难控制
该区地层倾角大，一般在8-12度，直井施工中钻井过程中需要加密测点，一般通过轻压吊打来控制井斜，以保证井身质量，严重的井需要下入动力钻具进行纠斜，定向井经常出现二次定向情况发生，严重影响施工速度。
（3）井壁稳定性，影响安全生产
钻井井壁稳定性差，永吉组、奢岭组和双阳组地层泥岩中粘土矿物以伊利石为主，并含有较多高岭石与伊蒙无序间层。泥岩中微裂隙发育，易发生水化分散，钻进过程中极易发生坍塌、掉块，影响安全生产。
（4）岩石可钻性级值高，机械钻速低
油藏埋深3000米，岩石可钻性7-8左右，且砂砾岩、含砾砂岩发育，造成PDC钻头崩齿、断齿现象严重导致二开下部及造斜段钻速太低。
（5）埋藏深、裸眼段长，固井质量难以保证
水泥封固段长2800m左右，上下温差大（60℃），水泥浆易出现超缓凝现象，且不利于固井后压稳。 二开井身结构裸眼段长（2300m），齐家组缩径现象严重（800-1000m），奢岭组易坍塌掉块，钻井施工时需要不时划眼，造成井眼不规则，存在“大肚子”井眼，顶替效率低，严重影响固井质量。 油、气、水层多（500m），如昌106井，声幅解释图显示共有149个层位，各个层位及层间必须封隔良好，固井质量要求高，防窜难度大。
2.技术研究与对策
2.1井身结构和钻具组合优化
通过优化钻井液抑制性，控制上部地层缩径问题，将二开复合井眼Φ 241.3mm+Φ 228.6mm+Φ 215.9mm中的Φ 241.3mm钻头取消，同时优化钻具组合，全井段使用单弯螺杆+MWD，减少起下钻次数，保证井身质量。
稳斜段：复合钻进，随时控制井斜方位，且有效提高钻井速度;降斜段：不用起钻，直接使用螺杆定向降斜;目的层段：500-1000m，随时调整，保证中靶;直井：解放钻压，随时纠斜，提高钻速，保证井身质量
2.2优化剖面轨迹，满足地质垂直中靶需求
为满足油藏小靶区（40m）双靶点垂直中靶需求，优化剖面类型，将“直-增-稳”优化为为“直-增-稳-降-直”，提高长目的层井的单井控制储量 。
设计原则：①合理上提造斜点，减小井斜角;②进油层前井斜角降至0°，使降斜段在泵挂点以下，减小后期采油杆管磨损，延长油井免修期;③提高目的层难钻井段的复合率，提高机械钻速
2.3屏蔽暂堵技术
针对伊通地区储层强水敏、水锁、固相封堵等特点，应用屏蔽暂堵技术，制定有效的储层保护措施，为提高油井产量提供技术保证。通过储层综合损害机理试验得出，储层受钻井液污染后，受到较严重的固相损害、敏感性伤害和水锁损害，受污染程度达到25%以上，应采取有效措施，对储层进行保护。屏蔽暂堵剂粒子粒径分布：依据“1/3-2/3”架桥理论，根据孔喉尺寸优选屏蔽暂堵剂粒子粒径占比。防水锁技术：优选表面活性剂，降低界面张力，有效降低钻井液滤液进入储层喉道引起的水锁损害。储层保护效果评价：优选屏蔽暂堵剂和表面活性剂，储层渗透率恢复值达到90%以上。技术措施：控制钻井液失水<3ml，降低滤液侵入量，降低水敏伤害程度;钻井液中加入乳化剂，有效降低界面张力，防止水锁伤害;应用变型粒子封堵技术，形成致密封堵层，有效封堵，实现有效保护。
2.4钻井液体系优选
根据以往钻井实践，奢岭组地层失稳是钻井主要难点，应用纳微米封堵技术，有效封堵泥岩微裂隙，保障井壁稳定。
封堵技术配方：+1.5%仿生固壁剂（纳米级）
提高钻井液封堵性要求：仿生固壁剂粒径在0.70um以下的占11.86%，抑制粘土分散，封堵地层微裂隙，从而实现稳定井壁目的。
物理封堵：纳米封堵+常规屏蔽暂堵。化学封堵：增强岩石胶结力。化学抑制：抑制表面水化+渗透水化。力学平衡：密度、循环压力精确控制。通过优选配方及材料，提高钻井液封堵性及抑制性，保障井壁稳定。提高抑制性配方：+3% FJ-1沥青+1.5%井壁稳定剂。提高钻井液抑制性要求：钻井液滤失量小于3ml，保障防塌剂的产品质量。
2.5钻头序列优选
以匹配地层、提高进尺、减少起下钻、提高破岩效率为设计原则，以最低钻速为考核指标。对伊通各厂家、各型号钻头使用平均进尺、钻速情况进行排序，优选出优快钻头厂家及型号序列，指导后续钻头选型。
2.6固井技术措施
优选双密度水泥浆体系，攻关完善长封固段一次返技术，保证固井质量。综合论证水泥浆体系、结构、返高、性能、管串结构等，实现贯串顺利下入，提高套管居中度和顶替效率，保障固井质量。
（1）取消分级箍：采用一次返双密度固井方式，优选水泥浆体系。（2）水泥浆体系：双密度水泥浆，优化分界点，保证固井质量。（3）前置液及性能：为一、二界面的胶结提供清洁的井筒环境。（4）优选扶正器：优选整体式弹性+自适应旋流减阻器，提高居中度。（5）井眼准备：调整钻井液性能，充分循环洗井，保证井眼畅通。（6）施工参数：控制注水泥、替量时不同压力下的施工参数，防止漏失。（7）候凝时间：保证水泥石强度，确保压稳上部油气层
3.现场实施及效果
开展了5口双靶区定向井优化设计，并完成了现场施工。其中昌59井为三靶区定向井，最大水平位移1092米，兼探3套主力层，实际施工最大井斜35.1°，最大水平位移843.51米。截止目前梁家构造带地区完成钻井施工5口井，固井合格率100%，井身质量合格率100%。
4.结论及认识
（1）在满足井控安全的前提下，优化简化井身结构是降低钻井投资、提高钻井速度的有效途径。
（2）防斜打快技术研究，通过对钻头优选、钻具组合优化、复合钻进、钻参数优选等方面的研究，能够提高钻井速度，有利于加快该区钻井开发，并且钻井速度的提高缩短了裸眼井段的浸泡时间，且有利于安全钻井。
（3）通过对储层物性、敏感性及伤害机理的分析，优选钻井液体系及处理机，并应用屏蔽暂堵技术，保证了裸眼井段的安全稳定，且提高了储层保护效果。
（4）一次返固井技术，打破了该区固井质量低、无法返至地面的局面，为油气井长寿命、高效开发提供了坚实的技术保障
参考文献：
[1]刘兴成，任飞，张凤江，等.海油陆采大位移井钻井技术[J].石油钻探技术，2001，29（5）：28—30.
[2]薛名吾. 双密度长封固井高低密度混浆封固段体系研究 [J]. 石化技术，2017，24（3）：203-203.
关键词：伊通地区;井身结构优化;轨迹优化;钻井提速;固井
吉林油田伊通地区储层埋藏深3000m、地质条件复杂，对钻井技术提出了很高的要求，严重影响了该地区的安全高效开发。综合考虑地质特点，钻井现状，通过开展钻井配套技术研究，将各单项技术研究进行整合，相互支撑，有效解决，井眼轨迹难度大，地层稳定性差，钻井速度慢，固井质量难以保证等问题，为实现伊通地区高效开发提供技术支撑。
1.需要解决的关键技术问题
（1）井身质量难以满足油藏开发需求
由于油层厚度大，油顶油底间距高达500-1000m，地质要求上下双靶点控制，至油顶以前井斜角降至0°中靶，保证轨迹垂直穿过油层，井身剖面由“直-增-稳”变成“直-增-稳-降-直”，且該区为小靶区钻井，轨迹控制难度大。
（2）地层倾角大，井斜角难控制
该区地层倾角大，一般在8-12度，直井施工中钻井过程中需要加密测点，一般通过轻压吊打来控制井斜，以保证井身质量，严重的井需要下入动力钻具进行纠斜，定向井经常出现二次定向情况发生，严重影响施工速度。
（3）井壁稳定性，影响安全生产
钻井井壁稳定性差，永吉组、奢岭组和双阳组地层泥岩中粘土矿物以伊利石为主，并含有较多高岭石与伊蒙无序间层。泥岩中微裂隙发育，易发生水化分散，钻进过程中极易发生坍塌、掉块，影响安全生产。
（4）岩石可钻性级值高，机械钻速低
油藏埋深3000米，岩石可钻性7-8左右，且砂砾岩、含砾砂岩发育，造成PDC钻头崩齿、断齿现象严重导致二开下部及造斜段钻速太低。
（5）埋藏深、裸眼段长，固井质量难以保证
水泥封固段长2800m左右，上下温差大（60℃），水泥浆易出现超缓凝现象，且不利于固井后压稳。 二开井身结构裸眼段长（2300m），齐家组缩径现象严重（800-1000m），奢岭组易坍塌掉块，钻井施工时需要不时划眼，造成井眼不规则，存在“大肚子”井眼，顶替效率低，严重影响固井质量。 油、气、水层多（500m），如昌106井，声幅解释图显示共有149个层位，各个层位及层间必须封隔良好，固井质量要求高，防窜难度大。
2.技术研究与对策
2.1井身结构和钻具组合优化
通过优化钻井液抑制性，控制上部地层缩径问题，将二开复合井眼Φ 241.3mm+Φ 228.6mm+Φ 215.9mm中的Φ 241.3mm钻头取消，同时优化钻具组合，全井段使用单弯螺杆+MWD，减少起下钻次数，保证井身质量。
稳斜段：复合钻进，随时控制井斜方位，且有效提高钻井速度;降斜段：不用起钻，直接使用螺杆定向降斜;目的层段：500-1000m，随时调整，保证中靶;直井：解放钻压，随时纠斜，提高钻速，保证井身质量
2.2优化剖面轨迹，满足地质垂直中靶需求
为满足油藏小靶区（40m）双靶点垂直中靶需求，优化剖面类型，将“直-增-稳”优化为为“直-增-稳-降-直”，提高长目的层井的单井控制储量 。
设计原则：①合理上提造斜点，减小井斜角;②进油层前井斜角降至0°，使降斜段在泵挂点以下，减小后期采油杆管磨损，延长油井免修期;③提高目的层难钻井段的复合率，提高机械钻速
2.3屏蔽暂堵技术
针对伊通地区储层强水敏、水锁、固相封堵等特点，应用屏蔽暂堵技术，制定有效的储层保护措施，为提高油井产量提供技术保证。通过储层综合损害机理试验得出，储层受钻井液污染后，受到较严重的固相损害、敏感性伤害和水锁损害，受污染程度达到25%以上，应采取有效措施，对储层进行保护。屏蔽暂堵剂粒子粒径分布：依据“1/3-2/3”架桥理论，根据孔喉尺寸优选屏蔽暂堵剂粒子粒径占比。防水锁技术：优选表面活性剂，降低界面张力，有效降低钻井液滤液进入储层喉道引起的水锁损害。储层保护效果评价：优选屏蔽暂堵剂和表面活性剂，储层渗透率恢复值达到90%以上。技术措施：控制钻井液失水<3ml，降低滤液侵入量，降低水敏伤害程度;钻井液中加入乳化剂，有效降低界面张力，防止水锁伤害;应用变型粒子封堵技术，形成致密封堵层，有效封堵，实现有效保护。
2.4钻井液体系优选
根据以往钻井实践，奢岭组地层失稳是钻井主要难点，应用纳微米封堵技术，有效封堵泥岩微裂隙，保障井壁稳定。
封堵技术配方：+1.5%仿生固壁剂（纳米级）
提高钻井液封堵性要求：仿生固壁剂粒径在0.70um以下的占11.86%，抑制粘土分散，封堵地层微裂隙，从而实现稳定井壁目的。
物理封堵：纳米封堵+常规屏蔽暂堵。化学封堵：增强岩石胶结力。化学抑制：抑制表面水化+渗透水化。力学平衡：密度、循环压力精确控制。通过优选配方及材料，提高钻井液封堵性及抑制性，保障井壁稳定。提高抑制性配方：+3% FJ-1沥青+1.5%井壁稳定剂。提高钻井液抑制性要求：钻井液滤失量小于3ml，保障防塌剂的产品质量。
2.5钻头序列优选
以匹配地层、提高进尺、减少起下钻、提高破岩效率为设计原则，以最低钻速为考核指标。对伊通各厂家、各型号钻头使用平均进尺、钻速情况进行排序，优选出优快钻头厂家及型号序列，指导后续钻头选型。
2.6固井技术措施
优选双密度水泥浆体系，攻关完善长封固段一次返技术，保证固井质量。综合论证水泥浆体系、结构、返高、性能、管串结构等，实现贯串顺利下入，提高套管居中度和顶替效率，保障固井质量。
（1）取消分级箍：采用一次返双密度固井方式，优选水泥浆体系。（2）水泥浆体系：双密度水泥浆，优化分界点，保证固井质量。（3）前置液及性能：为一、二界面的胶结提供清洁的井筒环境。（4）优选扶正器：优选整体式弹性+自适应旋流减阻器，提高居中度。（5）井眼准备：调整钻井液性能，充分循环洗井，保证井眼畅通。（6）施工参数：控制注水泥、替量时不同压力下的施工参数，防止漏失。（7）候凝时间：保证水泥石强度，确保压稳上部油气层
3.现场实施及效果
开展了5口双靶区定向井优化设计，并完成了现场施工。其中昌59井为三靶区定向井，最大水平位移1092米，兼探3套主力层，实际施工最大井斜35.1°，最大水平位移843.51米。截止目前梁家构造带地区完成钻井施工5口井，固井合格率100%，井身质量合格率100%。
4.结论及认识
（1）在满足井控安全的前提下，优化简化井身结构是降低钻井投资、提高钻井速度的有效途径。
（2）防斜打快技术研究，通过对钻头优选、钻具组合优化、复合钻进、钻参数优选等方面的研究，能够提高钻井速度，有利于加快该区钻井开发，并且钻井速度的提高缩短了裸眼井段的浸泡时间，且有利于安全钻井。
（3）通过对储层物性、敏感性及伤害机理的分析，优选钻井液体系及处理机，并应用屏蔽暂堵技术，保证了裸眼井段的安全稳定，且提高了储层保护效果。
（4）一次返固井技术，打破了该区固井质量低、无法返至地面的局面，为油气井长寿命、高效开发提供了坚实的技术保障
参考文献：
[1]刘兴成，任飞，张凤江，等.海油陆采大位移井钻井技术[J].石油钻探技术，2001，29（5）：28—30.
[2]薛名吾. 双密度长封固井高低密度混浆封固段体系研究 [J]. 石化技术，2017，24（3）：203-203.