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摘 要：为了实现在环江油田白38井区以交错排状与直井混合布井方式取得更好的开发效果，因此采用水平井开发多个连续薄油藏、层叠状油气藏、断块油气藏，从而降低钻井成本，提高单井产能及采收率。针对白38井区油藏特点，分析该油层水平井钻井技术难点，从井身结构及剖面优化设计、工程技术措施、井眼轨道控制技术、钻井液技術等方面对环江油田水平井进行了详细介绍。
关键词：水平井 轨迹控制 钻井技术
一、概述
环江油田白38井区位于甘肃省庆阳市环县四合原乡，属黄土塬地貌。地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差，淡水资源极度困乏。主力含油层系为长8组，探明的气油比90.6m3/t，一般埋深在2625m左右。油藏地层温度为86.7℃，地温梯度为3.14℃/100m，原始地层压力为19.4Mpa，压力系数为0.70。位于伊陕斜坡西部，区域构造比较简单，总体表现为一平缓的西倾单斜，倾角仅0.5度左右，平均坡降6～10m/km，在大单斜背景上发育了由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向，宽度近3km～5km。自上而下分别钻遇第四系，第三系，白垩系，侏罗系安定组、直罗组、延安组和富县组，三叠系延长组等地层。上部地层的主要岩性为黄土、亚黏土，地层欠压实。下部地层的环河组、华池组和洛河组为棕黄色砂岩，局部夹灰紫色泥岩、棕黄色粉砂岩，顶部有黄绿色泥岩，底部有灰黄色细砂岩，地层比较稳定；安定组和直罗组为浅灰色细砂岩与灰绿色泥岩互层，间夹灰色粉砂质泥岩，上部为灰绿、紫红色泥岩与棕红色细砂岩互层，泥岩易吸水膨胀坍塌，底部为浅灰色细砂岩；延安组和富县组的地层岩性为浅灰色细砂岩与深灰色泥岩互层，灰色粉砂质泥岩、煤层及杂色泥岩；延长组的岩性为黑色泥岩、灰褐色细砂岩及中-细砂岩互层。
二、施工技术难点
地层研磨性强，影响钻井进度；②靶前位移较小，目前MWD的近钻头测量还不完善，井眼轨迹参数测量相对滞后，轨迹控制难度较大；③水平井随着水平段的延伸，摩阻扭矩逐渐增大，岩屑携带困难，易形成岩屑床，增大钻具的磨阻和扭矩，存在疲劳损坏。
三、关键技术措施[1-3]
1.井身结构设计
洛河组地层胶结差，易发生掉块卡钻；直罗组地层的泥岩易吸水膨胀坍塌。根据已钻井出现的井下故障，和地层实际的可钻性，为减轻起下钻时钻头对井壁的碰撞，防止掉块卡钻，一般采用二开钻井结构，一开采用Ф311.1mm钻头钻进，下入Ф244.5mm表层套管，一般在255m左右，封住浅部易塌、易漏层，以确保下步施工安全；二开采用Ф215.9mm钻头钻进，下入Ф139.7mm油层套管，采用套管固井完井。
2.剖面优化设计
原设计采用双增双稳剖面，考虑到现有造斜工具的造斜能力，无线随钻测量仪、测井及射孔工具允许的曲率半径，造斜率产生的误差，油层深度的不确定性，及油层提前或滞后的情况，为了把各种误差消除在探油顶稳斜段，所以对剖面进行修正。
考虑到靶前位移较小，油层里造斜率要低，所以在满足直井段要求的前提下造负位移，减小狗腿严重度，设计共6个靶点，纵距2m，横距10m。
3.工程技术措施
3.1打好直井段
直井段是下部造斜段施工的基础，是井身质量控制的重点，防斜和纠斜钻具组合被广泛的应用，钟摆钻具是利用斜井内钻柱切点以下钻铤重量的横向分力把钻头压向井眼下方，以逐渐减小井斜的目的。考虑到岩层的特点及倾角对井斜的影响，为确保井底井斜角小于2°，位移控制在-15～5m，特别是负位移对于增斜段的施工利于降低造斜率。
3.2 掌握井下钻具造斜规律，准确预测井眼变化趋势，及时调整钻井参数
为了实现准确入靶，对每个测斜数据进行分析，调整措施对待钻井眼轨迹进行准确预测，降低测斜零长的影响，并适时采取滑动钻进和复合钻进相结合的方式，保证较高的造斜率又使轨迹圆滑。
3.3 水平段施工
为了保证水平段钻进时钻头上能施加有效的钻压，钻具组合采用倒装钻具组合，将加重钻杆放在直井段或井斜小于50°的井段，即：Ф215.90mmPDC+Ф172mm螺杆（1.25°）+Ф213mm扶正器+Ф165mm回压阀+Ф165mm定向接头+Ф165mm无磁钻铤+Ф127mm钻杆*25柱+Ф127mm加重钻杆*13柱+Ф127mm钻杆，由于该井是白38区块实施的第一口水平井，严格按照地质要求进行井眼轨迹控制，在YST-48R仪器带伽马探管和地质录井的共同提示下钻进，钻至2929.14m，井斜91.54°，方位340.90°时，伽马值增大，气测值降低，根据返出砂样及气测显示等多方面因素判断目前井眼轨迹可能处于油层顶部，随后迅速将垂深降至2631.00～2631.50m，然后水平钻进。当钻至2938.68m时，摩阻扭矩增大，滑动钻进困难，于是大排量循环，短起下15柱，破坏岩屑床，并提高泥浆的动塑比和动切力，提高携岩和剪切稀释能力。钻至2957.88m时，井斜降至87.60°，方位339.70°，气测值增大，伽马值降低，采取以复合钻进为主，随伽马和气测值变化进行相应的调整。该井水平段复合钻进井斜呈微增趋势（4.30°/100m），当预测井底垂深超出甲方要求的范围时及时调整。全井钻至3289.00m完钻，顺利完成了全井井眼轨迹控制。
四、钻井液技术
确保钻井液性能良好是水平井施工的安全保证。加入K-PAM、ZNP-1或CMP、KCl，增强体系的抑制性，主要在直罗、延长及石千峰组易造浆地层加大用量，增大钻井液中无机盐含量，提高钻井液对地层及岩屑的抑制能力，防止分散、造浆和垮塌。进入目的层选用滤失量低、造壁性能好的低固相低失水的聚合物钻井液体系，在钻进过程中通过不断优化钻井液性能，适时加入PAM、SF及润滑剂解决了携岩难、摩阻大的问题，全井实现了安全钻进。
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五、结论与认识
采用单圆弧剖面法进行井眼轨道优化设计，实现了对井眼轨迹的控制，从造斜段至水平段施工，井眼轨迹平滑，未发生任何井下复杂情况。
该区块邻井资料少，地质不确定程度高。使用YST-48R仪器带伽马探管对井身参数实时监控，并通过气测值及钻时的对比分析，有效控制井眼轨迹实现了水平段在最佳储层内穿行。
水平段钻进中应用了“PDC钻头+单弯螺杆+欠尺寸扶正器”的导向钻具组合，通过优选钻井参数取得了很好的井眼轨迹控制效果，大大提高了钻井时效。
螺杆滑动钻进井段应充分划眼，打一根划两遍，使井壁平滑，钻时变慢加压困难，进行短程起下钻，破坏、消除岩屑床。
参考文献：
[1] 万仁溥. 水平井开采技术[M]. 北京工业出版社，1995：80—95。
[2] 杨明合等. 大斜度井环空岩屑床厚度评价技术及其应用. 天然气工业，2008，28（12）：62—64。
[3] 冯光通等. 水平井井身轨迹控制技术—以川西地区新场构造须二段新10-1H 井为例. 油气地质与采收率，2011，6（18）：107—110。
关键词：水平井 轨迹控制 钻井技术
一、概述
环江油田白38井区位于甘肃省庆阳市环县四合原乡，属黄土塬地貌。地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差，淡水资源极度困乏。主力含油层系为长8组，探明的气油比90.6m3/t，一般埋深在2625m左右。油藏地层温度为86.7℃，地温梯度为3.14℃/100m，原始地层压力为19.4Mpa，压力系数为0.70。位于伊陕斜坡西部，区域构造比较简单，总体表现为一平缓的西倾单斜，倾角仅0.5度左右，平均坡降6～10m/km，在大单斜背景上发育了由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向，宽度近3km～5km。自上而下分别钻遇第四系，第三系，白垩系，侏罗系安定组、直罗组、延安组和富县组，三叠系延长组等地层。上部地层的主要岩性为黄土、亚黏土，地层欠压实。下部地层的环河组、华池组和洛河组为棕黄色砂岩，局部夹灰紫色泥岩、棕黄色粉砂岩，顶部有黄绿色泥岩，底部有灰黄色细砂岩，地层比较稳定；安定组和直罗组为浅灰色细砂岩与灰绿色泥岩互层，间夹灰色粉砂质泥岩，上部为灰绿、紫红色泥岩与棕红色细砂岩互层，泥岩易吸水膨胀坍塌，底部为浅灰色细砂岩；延安组和富县组的地层岩性为浅灰色细砂岩与深灰色泥岩互层，灰色粉砂质泥岩、煤层及杂色泥岩；延长组的岩性为黑色泥岩、灰褐色细砂岩及中-细砂岩互层。
二、施工技术难点
地层研磨性强，影响钻井进度；②靶前位移较小，目前MWD的近钻头测量还不完善，井眼轨迹参数测量相对滞后，轨迹控制难度较大；③水平井随着水平段的延伸，摩阻扭矩逐渐增大，岩屑携带困难，易形成岩屑床，增大钻具的磨阻和扭矩，存在疲劳损坏。
三、关键技术措施[1-3]
1.井身结构设计
洛河组地层胶结差，易发生掉块卡钻；直罗组地层的泥岩易吸水膨胀坍塌。根据已钻井出现的井下故障，和地层实际的可钻性，为减轻起下钻时钻头对井壁的碰撞，防止掉块卡钻，一般采用二开钻井结构，一开采用Ф311.1mm钻头钻进，下入Ф244.5mm表层套管，一般在255m左右，封住浅部易塌、易漏层，以确保下步施工安全；二开采用Ф215.9mm钻头钻进，下入Ф139.7mm油层套管，采用套管固井完井。
2.剖面优化设计
原设计采用双增双稳剖面，考虑到现有造斜工具的造斜能力，无线随钻测量仪、测井及射孔工具允许的曲率半径，造斜率产生的误差，油层深度的不确定性，及油层提前或滞后的情况，为了把各种误差消除在探油顶稳斜段，所以对剖面进行修正。
考虑到靶前位移较小，油层里造斜率要低，所以在满足直井段要求的前提下造负位移，减小狗腿严重度，设计共6个靶点，纵距2m，横距10m。
3.工程技术措施
3.1打好直井段
直井段是下部造斜段施工的基础，是井身质量控制的重点，防斜和纠斜钻具组合被广泛的应用，钟摆钻具是利用斜井内钻柱切点以下钻铤重量的横向分力把钻头压向井眼下方，以逐渐减小井斜的目的。考虑到岩层的特点及倾角对井斜的影响，为确保井底井斜角小于2°，位移控制在-15～5m，特别是负位移对于增斜段的施工利于降低造斜率。
3.2 掌握井下钻具造斜规律，准确预测井眼变化趋势，及时调整钻井参数
为了实现准确入靶，对每个测斜数据进行分析，调整措施对待钻井眼轨迹进行准确预测，降低测斜零长的影响，并适时采取滑动钻进和复合钻进相结合的方式，保证较高的造斜率又使轨迹圆滑。
3.3 水平段施工
为了保证水平段钻进时钻头上能施加有效的钻压，钻具组合采用倒装钻具组合，将加重钻杆放在直井段或井斜小于50°的井段，即：Ф215.90mmPDC+Ф172mm螺杆（1.25°）+Ф213mm扶正器+Ф165mm回压阀+Ф165mm定向接头+Ф165mm无磁钻铤+Ф127mm钻杆*25柱+Ф127mm加重钻杆*13柱+Ф127mm钻杆，由于该井是白38区块实施的第一口水平井，严格按照地质要求进行井眼轨迹控制，在YST-48R仪器带伽马探管和地质录井的共同提示下钻进，钻至2929.14m，井斜91.54°，方位340.90°时，伽马值增大，气测值降低，根据返出砂样及气测显示等多方面因素判断目前井眼轨迹可能处于油层顶部，随后迅速将垂深降至2631.00～2631.50m，然后水平钻进。当钻至2938.68m时，摩阻扭矩增大，滑动钻进困难，于是大排量循环，短起下15柱，破坏岩屑床，并提高泥浆的动塑比和动切力，提高携岩和剪切稀释能力。钻至2957.88m时，井斜降至87.60°，方位339.70°，气测值增大，伽马值降低，采取以复合钻进为主，随伽马和气测值变化进行相应的调整。该井水平段复合钻进井斜呈微增趋势（4.30°/100m），当预测井底垂深超出甲方要求的范围时及时调整。全井钻至3289.00m完钻，顺利完成了全井井眼轨迹控制。
四、钻井液技术
确保钻井液性能良好是水平井施工的安全保证。加入K-PAM、ZNP-1或CMP、KCl，增强体系的抑制性，主要在直罗、延长及石千峰组易造浆地层加大用量，增大钻井液中无机盐含量，提高钻井液对地层及岩屑的抑制能力，防止分散、造浆和垮塌。进入目的层选用滤失量低、造壁性能好的低固相低失水的聚合物钻井液体系，在钻进过程中通过不断优化钻井液性能，适时加入PAM、SF及润滑剂解决了携岩难、摩阻大的问题，全井实现了安全钻进。
（下转第页）
（上接第87页）
五、结论与认识
采用单圆弧剖面法进行井眼轨道优化设计，实现了对井眼轨迹的控制，从造斜段至水平段施工，井眼轨迹平滑，未发生任何井下复杂情况。
该区块邻井资料少，地质不确定程度高。使用YST-48R仪器带伽马探管对井身参数实时监控，并通过气测值及钻时的对比分析，有效控制井眼轨迹实现了水平段在最佳储层内穿行。
水平段钻进中应用了“PDC钻头+单弯螺杆+欠尺寸扶正器”的导向钻具组合，通过优选钻井参数取得了很好的井眼轨迹控制效果，大大提高了钻井时效。
螺杆滑动钻进井段应充分划眼，打一根划两遍，使井壁平滑，钻时变慢加压困难，进行短程起下钻，破坏、消除岩屑床。
参考文献：
[1] 万仁溥. 水平井开采技术[M]. 北京工业出版社，1995：80—95。
[2] 杨明合等. 大斜度井环空岩屑床厚度评价技术及其应用. 天然气工业，2008，28（12）：62—64。
[3] 冯光通等. 水平井井身轨迹控制技术—以川西地区新场构造须二段新10-1H 井为例. 油气地质与采收率，2011，6（18）：107—110。