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[摘 要]研究井区位于准噶尔盆地西部隆起中拐凸起。在此区块部署水平井，钻井过程中主要存在上部地层承压能力低、易漏，中部泥岩水敏性强、易垮，下部石地层裂缝发育易漏溢等问题，常发生阻卡、划眼等复杂，极易引发恶性事故。本文通过分析井区以往钻井情况，开展了井身结构优化、个性化钻头选型、钻井液性能优化、轨迹控制优化、安全钻井等提速技术试验，解决了制约区块钻井的施工难题，为后续施工提供一些借鉴。
[关键词]水平井；准噶尔盆地；阻卡划眼；技术难题；对策
中图分类号：TU639 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）14-0023-01
研究井区位于准噶尔盆地西部隆起中拐凸起，井型多为水平井。该区块水平井钻井过程中，井漏、阻卡频繁，复杂时率高、施工周期长，对区块规模上产影响较大。通过分析该区地质、钻井难点开展技术试验，解决了制约井区水平井的钻井技术难题，对加快该区块规模开发具有一定借鉴意义。
1钻井概况
1.1 井身结构
1.2 前期钻井简况
2016年3口完成井平均工期122.87d，平均机械钻速4.30m/h，平均复杂时率17.23%。复杂主要以井漏、阻卡、漏溢为主，见表1。
2区块钻井难点
（1）砂砾岩发育，地层承压能力低；（2）泥岩水敏性强易垮塌，井壁稳定性差；（3）石炭系地层以凝灰岩、安山岩为主，地层可钻性差，地层裂缝发育含气，易漏易出，井控风险高；（4）二开斜井段钻遇三叠系、二叠系、石炭系地层，岩性不均质，钻速低，提速难度大。
3钻井提速技术
通过对井区完成井资料分析，主要从井身结构优化、个性化钻头优选、钻井液性能优化、轨迹控制优化、防漏堵漏、安全钻井等方面入手，开展提速工作。
3.1 井身结构优化
鉴于前期钻井过程中主要存在复杂时率高、定向段钻速慢等难题，对井身结构和施工方案不断优化。（1）调整技术套管下深，钻至进入石炭系 15～20m中完。原设计：二开钻至A点，石炭系同处同一裸眼段，存在漏溢后导致垮塌加剧矛盾；定向段以滑动钻进为主，钻速慢、周期长，泥岩浸泡时间长。优化方案：快速钻穿，下技套封隔复杂层位，为后续石炭系安全钻进打下基础，减少复杂；（2）上调造斜点，稳斜钻进。造斜点2800m左右，定向增斜钻进，下入PDC钻头工具面不稳、定向机速缓慢（1～1.5m/h），只能使用牙轮钻头，滑动钻进机速低，井眼狗腿度大，井眼失稳几率高。优化方案：上调造斜点至2 730m左右，在地层稳斜钻进，以复合钻进为主，使用PDC钻头钻进机速高，井眼轨迹圆滑，井壁稳定性好。
3.2 个性化钻头优选
前期钻井过程中，机械钻速较低，主要制约因素为二开定向段以滑动、增斜钻进为主，一般使用牙轮钻头；三开地层以凝灰岩、安山岩为主，岩性不均质，研磨性强，钻头报废率高。一般情况下，二开直井段使用2只PDC钻头，二开定向段使用7牙轮钻头，三开水平段使用5只牙轮钻头。通过开展PDC钻头优选技术试验，提高了定向段、水平段钻头行程机械钻速，形成一套适用钻头序列。
3.3 钻井液性能優化
二开段原为钾钙基聚磺钻井液体系，因垮塌严重，改为钾钙基聚胺钻井液体系，仍无法抑制系，定向段使用多元协同有机盐体系，体系强抑制性有助于抑制泥岩地层水化，提高井壁稳定性。性能维护要点：（1）二开上部井段。强化上部地层强抑制，保持包被剂含量0.8%以上，Cl-60000mg/L以上；提高八道湾组地层封堵能力，加1%KZ-2、2%～3%石灰石粉、2%～3%KZ-5、2%磺化沥青粉，提高泥饼的防透性漏失；（2）二开斜井段。提高钻井液稳定性，沥青含量3%～15%，随钻加入WC-1、QCX-1，API失水<3mL、HTHP/120℃失水<10mL；进入乌尔禾地层前加入1%～2%胺基抑制剂、10%～35%有机盐，降低钻井液中的自由水活度，增强抑制性；加入XC调整钻井液流变性，进入大斜度前将动塑比上调至0.32～0.50；（3）三开水平段。重点防漏、防卡、防漏转喷，提高携带能力，强化泥浆的润滑性（摩阻<4度）和失水造壁性（失水<3.5mL）。
3.4 轨迹控制优化
（1）轨迹设计原则。采用“直-增-稳”剖面设计，最大狗腿度小于6°/30m。通过优化轨迹设计，降低井眼轨迹控制难度；（2）加强直井段监测。严格保证直井段井身质量，为定向施工创造良好的条件；（3）提高造斜点。为消减因直井段位移导致定向段造斜率大等问题，直井段提前下入螺杆与PDC钻头，提前扭方位，为定向造斜打好基础；（4）优化轨迹控制。利用地层井斜、方位变化规律提前预设轨迹，增加复合钻进时间，提高机械钻速；（5）选用7头低转速高扭矩长寿命螺杆，三开水平段井实现1趟。
3.5 防漏堵漏技术
开展井漏机理研究，进为主，确定堵漏配方：（1）钻进中若发生轻微渗漏，集中加入1%KZ-2、2%～3%石灰石粉、2%～3%KZ-5、2%磺化沥青粉；（2）漏速较快时，配8%～10%堵漏剂桥堵：25～30m3井浆+2%KZ-2+3%～5%KZ-4+2%～3%KZ-5；（3）加入沥青类材料、WC-1等提高钻井液造壁封堵能力，沥青含量达到5%以上，API失水控制在3.5mL以下；（4）石炭系地层。随钻堵漏时加入3% KZ-5+3%石灰石粉，浓度维持在3%。
3.6 安全钻进措施
（1）二开防阻卡措施。制定不同层段钻井液关键节点控制措施；上部井段—低粘切、大排量，快速钻进，强化长短提；下部井段—调整钻井参数，精心操作，钻穿砾石夹层；（2）二开防井漏措施。上部井段—控制钻井液密度，降低岩屑浓度；下部井段—提前加入随钻堵漏剂、控制下钻速度，缓慢开泵；中完作业—严控中途洗井位置、排量及时间；（3）三开防井漏措施。大排量钻进、定期短提，破坏岩屑床，增强携岩能力；微裂缝漏失主要降排量、加入随钻堵漏剂；裂缝性失返漏失立即起至安全井段配浆堵漏，以细颗粒堵漏为主，若无效加入综堵，或起钻下常规钻具堵漏；（4）完井措施。逐次加入扶正器通井，遇阻时以划眼通过方式处理，通顺井眼；增加中途顶通、洗井次数，防止蹩堵造成井漏；承压试验采用重浆、大排量模；（5）井控技术措施。目的层石炭系地层以先漏后溢为主要特点，高度重视井漏，发现失返性漏失立即按照1.5～2倍钻具体积吊灌起钻，迅速组织人员堵漏；石炭系溢流以气侵为主，表现为井漏后圈闭压力释放，处理原则以节流循环排气为主，缓慢上提密度为辅；强化坐岗制度和干部值班制度；明确汇报程序，按照规定程序（预案）处理。
4 认识与建议
（1）井区二开地层稳定性差，易发生垮塌、阻卡，是制约该区提速的主要因素；（2）通过开展井身结构优化、个性化钻头优选、钻井液性能优化、轨迹控制优化和复杂预防等技术试验，同比钻井工期缩短26.03%，实现提速增效；（3）通过技术实践，采用维持钻井液密度不变，通过节流循环堵漏排气的方式处理气侵，实现了溢流可控、安全钻井；（4）通过逐次加稳定器通井方式通顺井眼、下套管过程中分井段小排量顶出环空气侵污染钻井液，完井作业施工顺利。
参考文献
[1]张伟，等.昌吉致密油水平井组工厂化钻井认识及实践.新疆石油科技，2016，24（1）.
[关键词]水平井；准噶尔盆地；阻卡划眼；技术难题；对策
中图分类号：TU639 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）14-0023-01
研究井区位于准噶尔盆地西部隆起中拐凸起，井型多为水平井。该区块水平井钻井过程中，井漏、阻卡频繁，复杂时率高、施工周期长，对区块规模上产影响较大。通过分析该区地质、钻井难点开展技术试验，解决了制约井区水平井的钻井技术难题，对加快该区块规模开发具有一定借鉴意义。
1钻井概况
1.1 井身结构
1.2 前期钻井简况
2016年3口完成井平均工期122.87d，平均机械钻速4.30m/h，平均复杂时率17.23%。复杂主要以井漏、阻卡、漏溢为主，见表1。
2区块钻井难点
（1）砂砾岩发育，地层承压能力低；（2）泥岩水敏性强易垮塌，井壁稳定性差；（3）石炭系地层以凝灰岩、安山岩为主，地层可钻性差，地层裂缝发育含气，易漏易出，井控风险高；（4）二开斜井段钻遇三叠系、二叠系、石炭系地层，岩性不均质，钻速低，提速难度大。
3钻井提速技术
通过对井区完成井资料分析，主要从井身结构优化、个性化钻头优选、钻井液性能优化、轨迹控制优化、防漏堵漏、安全钻井等方面入手，开展提速工作。
3.1 井身结构优化
鉴于前期钻井过程中主要存在复杂时率高、定向段钻速慢等难题，对井身结构和施工方案不断优化。（1）调整技术套管下深，钻至进入石炭系 15～20m中完。原设计：二开钻至A点，石炭系同处同一裸眼段，存在漏溢后导致垮塌加剧矛盾；定向段以滑动钻进为主，钻速慢、周期长，泥岩浸泡时间长。优化方案：快速钻穿，下技套封隔复杂层位，为后续石炭系安全钻进打下基础，减少复杂；（2）上调造斜点，稳斜钻进。造斜点2800m左右，定向增斜钻进，下入PDC钻头工具面不稳、定向机速缓慢（1～1.5m/h），只能使用牙轮钻头，滑动钻进机速低，井眼狗腿度大，井眼失稳几率高。优化方案：上调造斜点至2 730m左右，在地层稳斜钻进，以复合钻进为主，使用PDC钻头钻进机速高，井眼轨迹圆滑，井壁稳定性好。
3.2 个性化钻头优选
前期钻井过程中，机械钻速较低，主要制约因素为二开定向段以滑动、增斜钻进为主，一般使用牙轮钻头；三开地层以凝灰岩、安山岩为主，岩性不均质，研磨性强，钻头报废率高。一般情况下，二开直井段使用2只PDC钻头，二开定向段使用7牙轮钻头，三开水平段使用5只牙轮钻头。通过开展PDC钻头优选技术试验，提高了定向段、水平段钻头行程机械钻速，形成一套适用钻头序列。
3.3 钻井液性能優化
二开段原为钾钙基聚磺钻井液体系，因垮塌严重，改为钾钙基聚胺钻井液体系，仍无法抑制系，定向段使用多元协同有机盐体系，体系强抑制性有助于抑制泥岩地层水化，提高井壁稳定性。性能维护要点：（1）二开上部井段。强化上部地层强抑制，保持包被剂含量0.8%以上，Cl-60000mg/L以上；提高八道湾组地层封堵能力，加1%KZ-2、2%～3%石灰石粉、2%～3%KZ-5、2%磺化沥青粉，提高泥饼的防透性漏失；（2）二开斜井段。提高钻井液稳定性，沥青含量3%～15%，随钻加入WC-1、QCX-1，API失水<3mL、HTHP/120℃失水<10mL；进入乌尔禾地层前加入1%～2%胺基抑制剂、10%～35%有机盐，降低钻井液中的自由水活度，增强抑制性；加入XC调整钻井液流变性，进入大斜度前将动塑比上调至0.32～0.50；（3）三开水平段。重点防漏、防卡、防漏转喷，提高携带能力，强化泥浆的润滑性（摩阻<4度）和失水造壁性（失水<3.5mL）。
3.4 轨迹控制优化
（1）轨迹设计原则。采用“直-增-稳”剖面设计，最大狗腿度小于6°/30m。通过优化轨迹设计，降低井眼轨迹控制难度；（2）加强直井段监测。严格保证直井段井身质量，为定向施工创造良好的条件；（3）提高造斜点。为消减因直井段位移导致定向段造斜率大等问题，直井段提前下入螺杆与PDC钻头，提前扭方位，为定向造斜打好基础；（4）优化轨迹控制。利用地层井斜、方位变化规律提前预设轨迹，增加复合钻进时间，提高机械钻速；（5）选用7头低转速高扭矩长寿命螺杆，三开水平段井实现1趟。
3.5 防漏堵漏技术
开展井漏机理研究，进为主，确定堵漏配方：（1）钻进中若发生轻微渗漏，集中加入1%KZ-2、2%～3%石灰石粉、2%～3%KZ-5、2%磺化沥青粉；（2）漏速较快时，配8%～10%堵漏剂桥堵：25～30m3井浆+2%KZ-2+3%～5%KZ-4+2%～3%KZ-5；（3）加入沥青类材料、WC-1等提高钻井液造壁封堵能力，沥青含量达到5%以上，API失水控制在3.5mL以下；（4）石炭系地层。随钻堵漏时加入3% KZ-5+3%石灰石粉，浓度维持在3%。
3.6 安全钻进措施
（1）二开防阻卡措施。制定不同层段钻井液关键节点控制措施；上部井段—低粘切、大排量，快速钻进，强化长短提；下部井段—调整钻井参数，精心操作，钻穿砾石夹层；（2）二开防井漏措施。上部井段—控制钻井液密度，降低岩屑浓度；下部井段—提前加入随钻堵漏剂、控制下钻速度，缓慢开泵；中完作业—严控中途洗井位置、排量及时间；（3）三开防井漏措施。大排量钻进、定期短提，破坏岩屑床，增强携岩能力；微裂缝漏失主要降排量、加入随钻堵漏剂；裂缝性失返漏失立即起至安全井段配浆堵漏，以细颗粒堵漏为主，若无效加入综堵，或起钻下常规钻具堵漏；（4）完井措施。逐次加入扶正器通井，遇阻时以划眼通过方式处理，通顺井眼；增加中途顶通、洗井次数，防止蹩堵造成井漏；承压试验采用重浆、大排量模；（5）井控技术措施。目的层石炭系地层以先漏后溢为主要特点，高度重视井漏，发现失返性漏失立即按照1.5～2倍钻具体积吊灌起钻，迅速组织人员堵漏；石炭系溢流以气侵为主，表现为井漏后圈闭压力释放，处理原则以节流循环排气为主，缓慢上提密度为辅；强化坐岗制度和干部值班制度；明确汇报程序，按照规定程序（预案）处理。
4 认识与建议
（1）井区二开地层稳定性差，易发生垮塌、阻卡，是制约该区提速的主要因素；（2）通过开展井身结构优化、个性化钻头优选、钻井液性能优化、轨迹控制优化和复杂预防等技术试验，同比钻井工期缩短26.03%，实现提速增效；（3）通过技术实践，采用维持钻井液密度不变，通过节流循环堵漏排气的方式处理气侵，实现了溢流可控、安全钻井；（4）通过逐次加稳定器通井方式通顺井眼、下套管过程中分井段小排量顶出环空气侵污染钻井液，完井作业施工顺利。
参考文献
[1]张伟，等.昌吉致密油水平井组工厂化钻井认识及实践.新疆石油科技，2016，24（1）.