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【摘要】埕北1FC-P2井是埕北1FC井组中的一口水平井，此井位于埕岛油田主体构造的埕北22F井区西北部，临井有26口，主要为进一步开采馆陶组油藏，本井组井间距小，施工难度大。本文主要介绍了施工过程的技术措施及应用效果。
【关键词】井间距小 防碰 水平井 措施
1 现场施工基本情况
埕北1FC-P2井是埕北1FC井组第一口水平井。该井设计井深2125米（垂深1453米），实际完钻井深2290米（垂深1457米）。完钻原则：钻达设计B靶点，目的层设计水平段长190米，实际水平段长290米。馆陶组裸眼完钻。本井利用水平井技术提高单井产能；钻探目的是馆陶组加密调整。
該井组设计9口井，其中三口定向井，四口水平井，预留2口井。井组各井间位置关系如下图图1：
3.1 一开施工措施
（1）优化钻具组合和钻井参数为保证上部地层能够有效造斜，为下步施工打好基础，保证好一开造斜和增斜的需要。平台采用了惯用的钻具组合：444.5mmSKG124（18×3）+244mmMotor1.5°+F/V+8"NM DC+MWD+631×410Sub+5”HWDP+5"HW DP×27+5"DP。隔水管内轻压慢转，钻压30KN，转速40rpm，排量32 l/s，试钻进3m，防止隔水管内有落物。出隔水管前2柱排量提到38，45 l/s。钻压4吨左右，保证防斜打直。120米开始造斜，为保证造斜成功，控制排量在42～46 l/s，加压及时，防止大幅度降斜。保持动力钻具在负载泵压下工作，造斜出趋势以后，提高排量至54 1/s，每柱划眼一遍，以利携砂。
（2）优化造斜点为了井眼间防碰和下步施工的需要，定向井工程师对井身轨迹进行了优化处理。造斜点有设计的512米提高到120米。
（3）钻井液性能上部地层注意控制造浆，（胜利油田上部泥页岩软地层中蒙脱石的含量高达60%～70%，造浆严重）表层定向过程又都在软地层中进行，泥浆长期浸泡地层，容易发生井壁垮塌等复杂情况，因此，控制地层造浆，稳定泥浆性能，保持泥浆的抑制性很重要。一开采用海水聚合物润滑钻井液体系，现场用置换法（放一部分泥浆，补充一部分胶液方式），密度1.05～1.07、粘度控制在32s以内。胶液配方：海水+0.2-0.3% HXB-1强力包被剂。完钻后大排量洗井，充分循环钻井液，裸眼段封入60s以上的稠泥浆。确保井壁的稳定和套管的顺利下入。
3.2 二开施工措施
（1）技术参数二开初期钻引鞋轻压慢转，防止引鞋倒开，也防止水泥块破碎的太大，而带不出来，给二开带来安全隐患。一般要求钻压在10～20KN，转速30rpm，严格控制排量不大于30 l/s，钻穿引鞋后，来回划眼至少两次，修整水泥环。出引鞋三柱逐渐提排量，防止井径过大，控制排量在45l/ s以内，钻压40KN左右。 正常钻进过程中排量保证在50 l/s以上。钻压40～120N，转速60～70rpm（带螺杆）。每柱划眼，以修整井壁和加强携砂。
上部井眼为兼顾提高钻速和造斜的需要使用1.5°动力钻具+高效PDC钻头。为保证后期井斜大后顺利加压需要采用倒装钻具结构。倒装普通钻杆20柱。严格控制好全角变化率，保证井眼轨迹圆滑，钻进至标志层，井斜76°时起钻加装LWD，更换牙轮钻头。
（2）钻井液性能下部井段采用LWD地质导向钻具，钻进至2079米，井斜93°，方位208°。此处井斜较大，造成此段携砂困难，井眼净化难度大、摩阻大。在进入油气层之前，对泥浆性能进行了处理，对泥浆更勤维护、勤处理，泥浆中加入足量的润滑剂，适当提高泥浆切力，确保钻井液有良好的流变性和润滑性。保证钻井液能有效的携砂、悬砂。二开采用天然高分子非渗透钻井液体系。泥浆性能：密度1.08～1.10g/cm3，粘度30～55s，失水5。泥浆配方：包被剂0.5%+1%降失水+油层保护剂+烧碱0.15%。
3.3 三开施工措施
（1）技术参数本井三开为水平段，仍采用地质导向技术，采用便于调整轨迹的牙轮钻头，倒装钻具40柱，便于加压。严格和定向人员配合好，执行好参数，钻压60～100KN，转速60转，排量40 l/s。确保控制好水平段的井身轨迹。但在实际钻进过程中由于定向仪器出现问题，测斜数据经常错误。导致该井三开钻进至2146米，井斜过大，降斜困难，遂起钻更换定向仪器。此时该井井斜95.2°，方位208°。重新下钻后接甲方措施从2137米悬空侧钻，至井深2290米完钻，完钻井斜88.6°，方位206.7°。三开钻具组合： 215.9mm HAT127 ROCK BIT+172mmMotor+F/V+LWD+短接2+短接1+5“NMDP+MWD+521x410Sub+5"DPx120+5"H WDPx27+5"DP。
为保证完井下筛管的需要，彻底清洁井壁及井眼，完钻后起钻配通井钻具。下近钻头扶正器的通井钻具组合：215.9mmHAT127（20x3）+213mmstab+F/ V+5"DPx120+5"HWDPx27+5"DP。
（2）钻井液性能维护好钻井液性能，在保证清洁井眼的前提下，提高钻井速度，减小裸眼浸泡时间，防止井塌。保护好油气层；控制起下钻速度，开泵要平稳，避免产生激动压力和抽吸压力。泥浆性能：1.10-1.12 g/cm3，粘度45-50s，失水4。泥浆配方：降失水1%+包被剂0.4%+烧碱0.1%。
（3）油气层保护出于保护水平段油气层的需要，下筛管前彻底循环井眼，全井替入无固相泥浆。替出的原井泥浆全部回收，拉回陆地进行处理。
3.4 钻头的选择
埕岛油田上部地层平原组、明化镇组以粘土、泥岩、砂岩为主，下部馆陶组以泥岩、粉砂岩、粗砂岩、中砂岩为主，针对地层岩性这一特点，∮445mm井眼一般采用SKG124三牙轮高速旋转钻头，二开上部地层选用胜利固邦的高效五刀翼PDC钻头。既能满足造斜的需要，又能提高机械钻速。二开下部井斜变大，三开阶段水平段，我们选择便于调整工具面，并且适合软底层的127牙轮钻头。施工经验得出：平台用这几种钻具组合，能够在一定程度上提高机械钻速，便于更好的控制井身轨迹，能够减少因钻头原因的起下钻时间，缩短了钻井周期，降低了泥浆费用和平台生产成本，取得了可观的经济效益。
4 实钻效果
（1）本井由于泥浆性能良好，钻井参数和通井钻具使用合理，井眼畅通，一次软测至井深 1500 米，井斜65°，效果良好。
（2）由于优化钻井参数和钻井液性能，二开平均井径扩大率仅为13%。
（3）本井优化了井身轨迹，操作人员严格执行防碰措施，为防碰绕障的成功打下了坚实的基础。
5 几点认识
（1）水平井设计过程中，应优化井身轨迹，以改善防碰和井眼清洗效果，减小磨阻和扭矩，提高工作效率。
（2）施工过程中应根据轨迹需要，合理确定钻压，尽量多复合钻，少定向，提高施工的安全性和效率。加压要均匀，防止扭矩过大，造成钻具事故。
（3）本井二开为9 5/8”套管，三开钻头为8 1/2”，二者间隙只有1cm，钻进过程中防落物是关键。由于间隙小，起下钻要控制速度，避免抽吸和压力激动对地层造成的影响。
（4）泥浆要有较高的粘切力和良好的润滑性，以便于携砂和防止粘卡。
（5）固控设备应加强运行，严格控制泥浆中的有害固相，优化排量，防止岩屑堆积卡钻。
【关键词】井间距小 防碰 水平井 措施
1 现场施工基本情况
埕北1FC-P2井是埕北1FC井组第一口水平井。该井设计井深2125米（垂深1453米），实际完钻井深2290米（垂深1457米）。完钻原则：钻达设计B靶点，目的层设计水平段长190米，实际水平段长290米。馆陶组裸眼完钻。本井利用水平井技术提高单井产能；钻探目的是馆陶组加密调整。
該井组设计9口井，其中三口定向井，四口水平井，预留2口井。井组各井间位置关系如下图图1：
3.1 一开施工措施
（1）优化钻具组合和钻井参数为保证上部地层能够有效造斜，为下步施工打好基础，保证好一开造斜和增斜的需要。平台采用了惯用的钻具组合：444.5mmSKG124（18×3）+244mmMotor1.5°+F/V+8"NM DC+MWD+631×410Sub+5”HWDP+5"HW DP×27+5"DP。隔水管内轻压慢转，钻压30KN，转速40rpm，排量32 l/s，试钻进3m，防止隔水管内有落物。出隔水管前2柱排量提到38，45 l/s。钻压4吨左右，保证防斜打直。120米开始造斜，为保证造斜成功，控制排量在42～46 l/s，加压及时，防止大幅度降斜。保持动力钻具在负载泵压下工作，造斜出趋势以后，提高排量至54 1/s，每柱划眼一遍，以利携砂。
（2）优化造斜点为了井眼间防碰和下步施工的需要，定向井工程师对井身轨迹进行了优化处理。造斜点有设计的512米提高到120米。
（3）钻井液性能上部地层注意控制造浆，（胜利油田上部泥页岩软地层中蒙脱石的含量高达60%～70%，造浆严重）表层定向过程又都在软地层中进行，泥浆长期浸泡地层，容易发生井壁垮塌等复杂情况，因此，控制地层造浆，稳定泥浆性能，保持泥浆的抑制性很重要。一开采用海水聚合物润滑钻井液体系，现场用置换法（放一部分泥浆，补充一部分胶液方式），密度1.05～1.07、粘度控制在32s以内。胶液配方：海水+0.2-0.3% HXB-1强力包被剂。完钻后大排量洗井，充分循环钻井液，裸眼段封入60s以上的稠泥浆。确保井壁的稳定和套管的顺利下入。
3.2 二开施工措施
（1）技术参数二开初期钻引鞋轻压慢转，防止引鞋倒开，也防止水泥块破碎的太大，而带不出来，给二开带来安全隐患。一般要求钻压在10～20KN，转速30rpm，严格控制排量不大于30 l/s，钻穿引鞋后，来回划眼至少两次，修整水泥环。出引鞋三柱逐渐提排量，防止井径过大，控制排量在45l/ s以内，钻压40KN左右。 正常钻进过程中排量保证在50 l/s以上。钻压40～120N，转速60～70rpm（带螺杆）。每柱划眼，以修整井壁和加强携砂。
上部井眼为兼顾提高钻速和造斜的需要使用1.5°动力钻具+高效PDC钻头。为保证后期井斜大后顺利加压需要采用倒装钻具结构。倒装普通钻杆20柱。严格控制好全角变化率，保证井眼轨迹圆滑，钻进至标志层，井斜76°时起钻加装LWD，更换牙轮钻头。
（2）钻井液性能下部井段采用LWD地质导向钻具，钻进至2079米，井斜93°，方位208°。此处井斜较大，造成此段携砂困难，井眼净化难度大、摩阻大。在进入油气层之前，对泥浆性能进行了处理，对泥浆更勤维护、勤处理，泥浆中加入足量的润滑剂，适当提高泥浆切力，确保钻井液有良好的流变性和润滑性。保证钻井液能有效的携砂、悬砂。二开采用天然高分子非渗透钻井液体系。泥浆性能：密度1.08～1.10g/cm3，粘度30～55s，失水5。泥浆配方：包被剂0.5%+1%降失水+油层保护剂+烧碱0.15%。
3.3 三开施工措施
（1）技术参数本井三开为水平段，仍采用地质导向技术，采用便于调整轨迹的牙轮钻头，倒装钻具40柱，便于加压。严格和定向人员配合好，执行好参数，钻压60～100KN，转速60转，排量40 l/s。确保控制好水平段的井身轨迹。但在实际钻进过程中由于定向仪器出现问题，测斜数据经常错误。导致该井三开钻进至2146米，井斜过大，降斜困难，遂起钻更换定向仪器。此时该井井斜95.2°，方位208°。重新下钻后接甲方措施从2137米悬空侧钻，至井深2290米完钻，完钻井斜88.6°，方位206.7°。三开钻具组合： 215.9mm HAT127 ROCK BIT+172mmMotor+F/V+LWD+短接2+短接1+5“NMDP+MWD+521x410Sub+5"DPx120+5"H WDPx27+5"DP。
为保证完井下筛管的需要，彻底清洁井壁及井眼，完钻后起钻配通井钻具。下近钻头扶正器的通井钻具组合：215.9mmHAT127（20x3）+213mmstab+F/ V+5"DPx120+5"HWDPx27+5"DP。
（2）钻井液性能维护好钻井液性能，在保证清洁井眼的前提下，提高钻井速度，减小裸眼浸泡时间，防止井塌。保护好油气层；控制起下钻速度，开泵要平稳，避免产生激动压力和抽吸压力。泥浆性能：1.10-1.12 g/cm3，粘度45-50s，失水4。泥浆配方：降失水1%+包被剂0.4%+烧碱0.1%。
（3）油气层保护出于保护水平段油气层的需要，下筛管前彻底循环井眼，全井替入无固相泥浆。替出的原井泥浆全部回收，拉回陆地进行处理。
3.4 钻头的选择
埕岛油田上部地层平原组、明化镇组以粘土、泥岩、砂岩为主，下部馆陶组以泥岩、粉砂岩、粗砂岩、中砂岩为主，针对地层岩性这一特点，∮445mm井眼一般采用SKG124三牙轮高速旋转钻头，二开上部地层选用胜利固邦的高效五刀翼PDC钻头。既能满足造斜的需要，又能提高机械钻速。二开下部井斜变大，三开阶段水平段，我们选择便于调整工具面，并且适合软底层的127牙轮钻头。施工经验得出：平台用这几种钻具组合，能够在一定程度上提高机械钻速，便于更好的控制井身轨迹，能够减少因钻头原因的起下钻时间，缩短了钻井周期，降低了泥浆费用和平台生产成本，取得了可观的经济效益。
4 实钻效果
（1）本井由于泥浆性能良好，钻井参数和通井钻具使用合理，井眼畅通，一次软测至井深 1500 米，井斜65°，效果良好。
（2）由于优化钻井参数和钻井液性能，二开平均井径扩大率仅为13%。
（3）本井优化了井身轨迹，操作人员严格执行防碰措施，为防碰绕障的成功打下了坚实的基础。
5 几点认识
（1）水平井设计过程中，应优化井身轨迹，以改善防碰和井眼清洗效果，减小磨阻和扭矩，提高工作效率。
（2）施工过程中应根据轨迹需要，合理确定钻压，尽量多复合钻，少定向，提高施工的安全性和效率。加压要均匀，防止扭矩过大，造成钻具事故。
（3）本井二开为9 5/8”套管，三开钻头为8 1/2”，二者间隙只有1cm，钻进过程中防落物是关键。由于间隙小，起下钻要控制速度，避免抽吸和压力激动对地层造成的影响。
（4）泥浆要有较高的粘切力和良好的润滑性，以便于携砂和防止粘卡。
（5）固控设备应加强运行，严格控制泥浆中的有害固相，优化排量，防止岩屑堆积卡钻。