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[摘 要]大位移水平井是继定向井技术之后出现的一种特殊钻井工艺技术。以大庆油田垣平1井为例，详尽阐述了相关大位移井钻井技术，包括优化设计技术、井眼轨迹控制技术、旋转导向钻井技术、井眼清洁技术和减磨降扭技术，并对上述技术的实际应用进行了分析。现场施工表明，实施大位移井钻井技术后，垣平1井的水平位移、水垂比和水平段长均创松辽盆地勘探开发以来的钻井参数之最，且水平段机械钻速达幅度提高，这说明采用大位移水平井钻井技术具有可行性，可以为该类型油井施工提供指导。
[关键词]大位移水平井；井眼轨迹控制技术；旋转导向钻井技术；井眼清洁技术；减磨降扭技术
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0051-01
大位移水平井具有很大的水平位移和很长的高井斜稳斜井段，能够最大限度地减少平台数量和井场数量，同时大幅度提高单井产量[1]。但是由于大位移水平井具有大井斜和长稳斜段，这给钻井施工带来了许多困难。为此，笔者以大庆长垣葡萄花构造上部署的一口大位移水平井——垣平1井为例，对大位移水平井钻井技术进行了探讨，以便为该类型油井施工提供帮助。
1 优化设计技术
1.1 井身结构优化设计
根据垣平1井所在油藏的地质条件，为了提高钻井速度，并使水平段位移尽可能延伸，决定采用3层套管结构：一开采用Φ444.5mm钻头钻至200m，下入Φ339.7mm表层套管封固地表水层和流沙层；二开采用Φ311.2mm钻头钻至A靶点，下入Φ244.5mm技术套管，封固易坍塌掉块的青山口组，利于大位移水平段延伸，降低了三开施工风险；三开采用Φ215.9mm钻头钻至完钻，下入Φ139.7mm生产套管。
1.2 井眼轨迹剖面优化设计
设计合理的井眼轨迹剖面能增大大位移水平井的水平段延伸长度，降低摩阻扭矩和套管磨损。为此，采用变曲率多圆弧双增剖面法进行井眼轨迹剖面设计[2]，由此减小施工难度并保证钻井安全。
2 井眼轨迹控制技术
针对垣平1井造斜段，采用LWD（随钻测井）导向钻具组合进行渐近轨迹控制，具体钻具组合如下：Φ311.2mm钻头+Φ216mm螺杆+Φ203mmMWD+Φ127mm加重钻杆×10柱+Φ127mm钻杆，根据直井段多点测斜数据，利用水平井计算软件计算出井底水平位移、垂深、闭合方位、视位移和视垂距等参数。在多点测量数据的基础上，对靶点重新进行修正设计，计算出各段的造斜率大小，使修正设计在稳斜段结束前尽可能逼近设计线。施工中加密测斜，及时对井眼轨迹进行监控，严格按设计轨迹钻进。此外，增斜段以滑动钻进为主，以复合钻进为辅；稳斜段以采用复合钻进为主。
3 旋转导向钻井技术
针对垣平1井造斜段，采用旋转导向钻井技术。旋转导向钻井技术是20世纪90年代后期发展起来的一项自动化钻井新技术。与传统的滑动导向钻井技术相比，采用该技术后井眼净化效果更好，井身轨迹控制精度更高，位移延伸能力更强[3]。因此，选用斯伦贝谢公司研发的具有较高造斜率的指向式旋转导向工具Xceed，其钻具组合如下：Φ215.9mmPDC钻头+Φ172mm旋转导向Xceed675+Φ172mmTelescope。由于该工具的导向单元为内置式，通过近钻头处钻柱的弯曲促使钻头指向井眼轨迹控制方向，从而保证轨迹在最佳储层中穿行，由此提高油层钻遇率。
4 井眼清洁技术
4.1 利用足够排量和良好的钻井液流变性携带岩屑
用F1600钻井泵Φ170mm缸套钻进，排量保持在34 L /s以上，保证环空上返速度在1.5m/s左右，从而实现紊流携岩。此外，应优化钻井液的流变性能以满足悬浮和携砂能力，在现场施工中，钻井液的动塑比一般控制在0.4左右[4]。
4.2 通过高转速旋转破坏岩屑床
钻进过程中应尽可能保证高转速（顶驱转速一直不低于130r/min）时间，这样可以充分发挥辅助携岩及清除岩屑床的作用。因为高速旋转的钻柱与下井壁岩屑和钻井液间产生足够的引带力和撞击力，将下井壁岩屑带向井眼中心，随即被上返的钻井液向上运移。
4.3 利用高效固相控制设备清除岩屑
大位移水平井岩屑上返过程中路程很长，岩屑被磨得很细，很难从钻井液中清除，为此采用4级固控设备，同时将3台振动筛全部更换为200目筛布，并配置中速、高速离心机，及时清除钻井液中有害固相含量，由此保证井眼净化。
4.4 建立倒划眼起钻和短起下钻制度
每打完一个立柱都要倒正划眼2遍，无异常后方可接立柱。坚持钻进300m短起下400m，起钻采用倒划眼方式，每起500m进行1次循环，无论短起或长起，都应循环到振动筛无砂为止。
5 减磨降扭技术
5.1 应用减磨降扭接头
减磨降扭接头安装在钻杆接头处，外套（非旋转）与套管内壁接触，而心轴与钻杆一起旋转。外套仅在套管内滑动，因而与套管内壁不产生相当转动，减少了套管的磨损。由于心轴与非旋转外套摩擦副的动摩擦系数较小，依靠其独有的钻井液自润滑性，可以达到减小扭矩传递损失的目的，从而对保护套管和钻杆之间磨损起到很好的保护作用。
5.2 调整泥浆性能
通过调整泥浆性能，即降低钻柱与井壁之间的摩擦系数，降低泥浆失水以及泥饼厚度，最终达到降低摩阻扭矩的目的。
6 应用效果
垣平1井于2011年8月6日23：00开钻， 第一趟钻的钻具组合如下：Φ215.9mmPDC（KM1652R）钻头+Φ172mm旋转导向Xceed675+Φ172mmTelescope+Φ172mm无磁钻铤+Φ127mm加重钻杆×1柱+Φ127mm钻杆×56柱+Φ127mm加重钻杆×8柱+Φ127mm钻杆。钻进参数：钻压6t，转速135r/min，排量34L/s。钻进井段1640～3123m，进尺1483m，纯钻时间81.91h，平均机械钻速18.11m/h，扭矩由初始16 KN·m增长到21KN· m，起钻前泵压21Mpa。第二趟钻采用简化后钻具组合：Φ215.9mmPDC（M1656RS）钻头+Φ172mm旋转导向Xceed675+Φ172mmTelescope+Φ172mm无磁钻铤+Φ127mm加重钻杆×1柱+Φ127mm钻杆。钻进参数：钻压6t，转速130～135r/min，排量34L/s。钻进井段3123～4300m，进尺1177m，纯钻时间69.32h，平均机械钻速16.98m/h，扭矩由初始20 KN·m增长到26KN·m，起钻前泵压21.5Mpa。2011年8月21日18：00垣平1井结束施工，历时379h。完钻斜深4300m，垂深1538.25m，水平位移2977.86m，水垂比1.94，水平段长2660m，其中水平位移、水垂比和水平段长均创松辽盆地勘探开发以来的钻井参数之最。此外，纯钻进时间仅用151.23h就完钻水平段长2660m，平均机械钻速17.59m/h，是该区块7口已施工水平井水平段机械钻速的2.42倍。因此，采用大位移水平井钻井技术具有可行性，可以为大位移水平井的钻井施工提供很好的借鉴。
参考文献
[1] 王瑜，黄守国.西江24-3-A22大位移水平井钻井技术研究[J].长江大学学报（自然科学版），2011，8（7）：89-91.
[2] 唐洪林，唐志军，闫振来，等 金平1井浅层长水平段水平井钻井技术[J].石油钻采工艺，2008，29（6）：121-123.
[3] 李文明，向刚，王安泰，等.大位移井钻井液技术综述[J].钻井液与完井液，2010，27（3）：1-7.
[关键词]大位移水平井；井眼轨迹控制技术；旋转导向钻井技术；井眼清洁技术；减磨降扭技术
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0051-01
大位移水平井具有很大的水平位移和很长的高井斜稳斜井段，能够最大限度地减少平台数量和井场数量，同时大幅度提高单井产量[1]。但是由于大位移水平井具有大井斜和长稳斜段，这给钻井施工带来了许多困难。为此，笔者以大庆长垣葡萄花构造上部署的一口大位移水平井——垣平1井为例，对大位移水平井钻井技术进行了探讨，以便为该类型油井施工提供帮助。
1 优化设计技术
1.1 井身结构优化设计
根据垣平1井所在油藏的地质条件，为了提高钻井速度，并使水平段位移尽可能延伸，决定采用3层套管结构：一开采用Φ444.5mm钻头钻至200m，下入Φ339.7mm表层套管封固地表水层和流沙层；二开采用Φ311.2mm钻头钻至A靶点，下入Φ244.5mm技术套管，封固易坍塌掉块的青山口组，利于大位移水平段延伸，降低了三开施工风险；三开采用Φ215.9mm钻头钻至完钻，下入Φ139.7mm生产套管。
1.2 井眼轨迹剖面优化设计
设计合理的井眼轨迹剖面能增大大位移水平井的水平段延伸长度，降低摩阻扭矩和套管磨损。为此，采用变曲率多圆弧双增剖面法进行井眼轨迹剖面设计[2]，由此减小施工难度并保证钻井安全。
2 井眼轨迹控制技术
针对垣平1井造斜段，采用LWD（随钻测井）导向钻具组合进行渐近轨迹控制，具体钻具组合如下：Φ311.2mm钻头+Φ216mm螺杆+Φ203mmMWD+Φ127mm加重钻杆×10柱+Φ127mm钻杆，根据直井段多点测斜数据，利用水平井计算软件计算出井底水平位移、垂深、闭合方位、视位移和视垂距等参数。在多点测量数据的基础上，对靶点重新进行修正设计，计算出各段的造斜率大小，使修正设计在稳斜段结束前尽可能逼近设计线。施工中加密测斜，及时对井眼轨迹进行监控，严格按设计轨迹钻进。此外，增斜段以滑动钻进为主，以复合钻进为辅；稳斜段以采用复合钻进为主。
3 旋转导向钻井技术
针对垣平1井造斜段，采用旋转导向钻井技术。旋转导向钻井技术是20世纪90年代后期发展起来的一项自动化钻井新技术。与传统的滑动导向钻井技术相比，采用该技术后井眼净化效果更好，井身轨迹控制精度更高，位移延伸能力更强[3]。因此，选用斯伦贝谢公司研发的具有较高造斜率的指向式旋转导向工具Xceed，其钻具组合如下：Φ215.9mmPDC钻头+Φ172mm旋转导向Xceed675+Φ172mmTelescope。由于该工具的导向单元为内置式，通过近钻头处钻柱的弯曲促使钻头指向井眼轨迹控制方向，从而保证轨迹在最佳储层中穿行，由此提高油层钻遇率。
4 井眼清洁技术
4.1 利用足够排量和良好的钻井液流变性携带岩屑
用F1600钻井泵Φ170mm缸套钻进，排量保持在34 L /s以上，保证环空上返速度在1.5m/s左右，从而实现紊流携岩。此外，应优化钻井液的流变性能以满足悬浮和携砂能力，在现场施工中，钻井液的动塑比一般控制在0.4左右[4]。
4.2 通过高转速旋转破坏岩屑床
钻进过程中应尽可能保证高转速（顶驱转速一直不低于130r/min）时间，这样可以充分发挥辅助携岩及清除岩屑床的作用。因为高速旋转的钻柱与下井壁岩屑和钻井液间产生足够的引带力和撞击力，将下井壁岩屑带向井眼中心，随即被上返的钻井液向上运移。
4.3 利用高效固相控制设备清除岩屑
大位移水平井岩屑上返过程中路程很长，岩屑被磨得很细，很难从钻井液中清除，为此采用4级固控设备，同时将3台振动筛全部更换为200目筛布，并配置中速、高速离心机，及时清除钻井液中有害固相含量，由此保证井眼净化。
4.4 建立倒划眼起钻和短起下钻制度
每打完一个立柱都要倒正划眼2遍，无异常后方可接立柱。坚持钻进300m短起下400m，起钻采用倒划眼方式，每起500m进行1次循环，无论短起或长起，都应循环到振动筛无砂为止。
5 减磨降扭技术
5.1 应用减磨降扭接头
减磨降扭接头安装在钻杆接头处，外套（非旋转）与套管内壁接触，而心轴与钻杆一起旋转。外套仅在套管内滑动，因而与套管内壁不产生相当转动，减少了套管的磨损。由于心轴与非旋转外套摩擦副的动摩擦系数较小，依靠其独有的钻井液自润滑性，可以达到减小扭矩传递损失的目的，从而对保护套管和钻杆之间磨损起到很好的保护作用。
5.2 调整泥浆性能
通过调整泥浆性能，即降低钻柱与井壁之间的摩擦系数，降低泥浆失水以及泥饼厚度，最终达到降低摩阻扭矩的目的。
6 应用效果
垣平1井于2011年8月6日23：00开钻， 第一趟钻的钻具组合如下：Φ215.9mmPDC（KM1652R）钻头+Φ172mm旋转导向Xceed675+Φ172mmTelescope+Φ172mm无磁钻铤+Φ127mm加重钻杆×1柱+Φ127mm钻杆×56柱+Φ127mm加重钻杆×8柱+Φ127mm钻杆。钻进参数：钻压6t，转速135r/min，排量34L/s。钻进井段1640～3123m，进尺1483m，纯钻时间81.91h，平均机械钻速18.11m/h，扭矩由初始16 KN·m增长到21KN· m，起钻前泵压21Mpa。第二趟钻采用简化后钻具组合：Φ215.9mmPDC（M1656RS）钻头+Φ172mm旋转导向Xceed675+Φ172mmTelescope+Φ172mm无磁钻铤+Φ127mm加重钻杆×1柱+Φ127mm钻杆。钻进参数：钻压6t，转速130～135r/min，排量34L/s。钻进井段3123～4300m，进尺1177m，纯钻时间69.32h，平均机械钻速16.98m/h，扭矩由初始20 KN·m增长到26KN·m，起钻前泵压21.5Mpa。2011年8月21日18：00垣平1井结束施工，历时379h。完钻斜深4300m，垂深1538.25m，水平位移2977.86m，水垂比1.94，水平段长2660m，其中水平位移、水垂比和水平段长均创松辽盆地勘探开发以来的钻井参数之最。此外，纯钻进时间仅用151.23h就完钻水平段长2660m，平均机械钻速17.59m/h，是该区块7口已施工水平井水平段机械钻速的2.42倍。因此，采用大位移水平井钻井技术具有可行性，可以为大位移水平井的钻井施工提供很好的借鉴。
参考文献
[1] 王瑜，黄守国.西江24-3-A22大位移水平井钻井技术研究[J].长江大学学报（自然科学版），2011，8（7）：89-91.
[2] 唐洪林，唐志军，闫振来，等 金平1井浅层长水平段水平井钻井技术[J].石油钻采工艺，2008，29（6）：121-123.
[3] 李文明，向刚，王安泰，等.大位移井钻井液技术综述[J].钻井液与完井液，2010，27（3）：1-7.