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摘要：Z22区块的主力油层F油层属于低孔、特低渗储层，直井和普通水平井开发经济效益低，因此部署了9靶点、水平段长度超过2500.00m的ZP24-P2长水平段水平井。在进行钻井工程设计时对井身结构和靶前距、造斜率等井眼轨道设计参数进行了优化，施工中选用合理的井眼轨迹控制方式保证了井眼轨迹精确控制，优化钻井排量和顶驱转速、强化井眼清洁措施保证了井眼清洁，监测施工摩阻和旋转扭矩，实现了水平段最大化延伸。该井完钻井深4670.00m，水平段长2522.00m，全井无事故复杂，创造了大庆油田应用水基钻井液施工水平段最长记录。
关键词：设计优化;轨迹控制，井眼清洁;摩阻监控;ZP24-P2长水平段
大庆油田的Z22区块的主力油层为F油层，该油层含油层段为FⅠ、FⅡ组，沉积时期主要受南部沉积体系控制，储层主要为分流河道砂、水下分流河道砂和决口扇砂。砂体多呈北东-南西展布，平均单砂层厚度一般在1.2m～5.2m，常规岩心分析孔隙度一般为9.0%～12.9%，平均为10.5%，渗透率一般为0.10×10-3μm2～1.47×10-3μm2，平均为1.04×10-3μm2，属低孔、特低渗储层，因此部署了长水平段水平井ZP24-P2井进行开发，在该井的实际施工中克服了井眼净化困难、摩阻/扭矩大、井眼轨迹控制难度大等施工难题，成功完成了9靶点致密油水平井，实现完钻井深4670.00m，垂深1941.94m，最大井斜角91.88°，闭合方位角359.33°，水平位移长2934.12m，水平段长2522.00m，对该区块高效开发具有重要意义。
1设计优化
1.1井身结构优化
在进行井身结构优化设计的时候，按照有利于安全钻井、降低长水平段施工摩阻与扭矩的总体要求，主要对技术套管的下深进行了优化，最后选用三层套管的井身结构。技术套管封固青山口以上的大段易坍塌的泥岩地层，同时在技术套管内进行造斜施工，技术套管施工完成后的井斜角达到85°，最大限度降低三开长水平段施工的摩阻与扭矩，为水平段的有效延伸创造条件。
1.2井眼轨道优化
在ZP24-P2井井眼轨道设计中选择的是“直—增—稳—增—水平”的变曲率多圆弧剖面类型，该剖面特点是轨道比较圆滑，能够最大限度降低施工摩阻与扭矩。
1.2.1靶前位移优化
在井眼轨道设计中，利用软件以水平段长度为2500m，套管内的摩阻系数0.2，裸眼井段的摩阻系数0.3为模拟条件，分别对靶前位移300.00m、400.00m、500.00m、600.00m、700.00m的施工摩阻与旋转扭矩进行了模拟，结果见图1所示。从图1我们可以看成，当在靶前位移为400.00m左右的时候施工摩阻最小，此时的旋转扭矩也比较小，因此ZP24-P2井设计的靶前位移最终确定为400.00m左右最为合适。
1.2.2造斜率优化
选取靶前位移为400.00m，分别对造斜率为3°/30m、4°/30m、5°/30m、6°/30m、7°/30m和8°/30m的施工摩阻和旋转扭矩情况进行模拟，结果见图2所示。从图2我们可以看出，当造斜率在4～5°/30m的时候施工摩阻最小，而此时的旋转扭矩也相对较小，因此在该井的轨道设计中造斜率应该在4～5°/30m之间。
1.2.3井眼轨道的最终确定
通过靶前位移和造斜率的优化，最后优选造斜点位置为1513.00m，靶前位移为403.00m，最大造斜率为4.80°/30m，最终优化形成的井眼轨道如表1所示。
2钻井施工技术
2.1井眼轨迹控制技术
2.1.1直井段轨迹控制技术
该井的直井段长度为1513.00m，因此直井段施工以“防斜打直”为主，为增斜段施工创造条件。采用雙扶正器钟摆钻具组合，施工中严格控制钻压，每钻进120.00m左右进行定点测斜，发现井斜异常及时调整施工参数，至井深1500.00m时井斜角仅为0.47°，水平位移3.2m。
2.1.2造斜段轨迹控制技术
ZP24-P2井的造斜段要在Φ311.2mm井眼中完成，大井眼造斜造斜率具有不确定性，为了有效保证造斜率，按照比设计高20%来选取造斜工具，应用Φ216mm1.5°螺杆钻具+LWD进行施工，钻具组合为：Φ311.20mmBIT×0.40m+Φ216.00mmLZ×7.58m+Φ203.00mmJHF×0.59m+Φ203.00mmLWD×6.49m+Φ206.00mmMDC×8.83m+Φ178.00mmDC×55.63m+Φ127.00mmHWDP×56.69m+Φ127.00mmDP×572.98m+Φ127.00mmHWDP×224.22m+Φ127.00mmDP。施工之前根据直井段的井斜角、位移偏差对井眼轨迹进行重新修正设计，施工中首先连续定向4个单根，摸索出该套钻具组合在该井的实际造斜率，然后通过计算确定合理的滑动钻进和复合钻进的最佳进尺，既实现了井眼轨迹的平滑，又保证了井眼轨迹的精确控制。
2.1.3水平段轨迹控制技术
为了能够实现水平段超过2500.00m的施工目标，并保证砂岩的钻遇率，因此应用旋转导向工具进行施工，具体组合为：Φ 215.90mmBIT × 0.36m+ Φ 172.00mmXZDX × 17.41m+ Φ 203.00mmSTB × 1.74m+ Φ 127.00mmMHWDP × 9.18m+ Φ172.00mmJHF × 0.50m+ Φ 127.00mmHWDP × 56.69m+ Φ 127.00mmDP × 3378.82m+ Φ 127.00mmHWDP × 224.22m+ Φ127.00mmDP。由于该井水平段超长，油层砂体发育不连续，因此现场施工建立精确地质模型，结合实钻的伽马、电阻率曲线和录井岩屑、显示情况修正模型，并随时调整井斜角和方位角，至完钻井深4670.00m时实现了水平段砂岩钻遇率91.5%。 2.2井眼清潔技术
三开水平段施工长度超过2500.00m，有效保证井眼清洁是降低施工的摩阻与扭矩，保证钻井施工安全和完井套管安全下入的必要条件。
2.2.1优化钻井参数
钻井排量和顶驱转速对钻井液的携岩性能有着非常大的影响，因此在ZP24-P2井的施工中对这2个参数进一步优化，以保证井眼清洁。以机械钻速为6.5m/h，钻井液密度1.40g/cm3，表观粘度60s，塑性粘度26mPa.s，动切力12Pa，顶驱转速80r/min、100r/min为模拟条件，利用软件对28L/S～32 L/S不同钻井排量、顶驱转速下的岩屑床形成厚度进行模拟，结果见图3a、b所示。从图3a、图3b可以看出，在顶驱转速80 r/min时，随着钻井泵排量的增加，岩屑床厚度逐渐减小，当钻井泵排量达到32L/S的时候，产生的岩屑床厚度为4mm左右。保证相同排量，提高顶驱转速到100r/min，此时排量32L/S所产生的岩屑床厚度仅为2mm左右，因此在ZP24-P2井的施工中钻井泵的排量一直未低于32L/S，顶驱转速一直在100r/min以上，起到了很好的携岩效果。
2.2.2其它井眼清洁措施
ZP24-P2井施工中，除了优化钻井排量和顶驱转速以外，还采取了以下井眼净化措施。一是优化钻井液性能，保证钻井液动塑比。研究表明钻井液的动塑比越大携岩效果越好，因此在该井施工中钻井液的动塑比一直未低于0.4，有效地保证了钻井液的携岩效果;二是强化固控设备的使用，及时清除岩屑。振动筛都更换为200目筛布，做好一级固控，同时应用除砂/除泥一体机和中、高速离心机，使这些设备的使用率不低于90%，有效地清除钻井液中的有害固相含量。三是根据井下施工的摩阻/扭矩和返砂情况及时进行短起下钻，下钻到底后大排量循环2周以上，直到振动筛无砂后方可钻进。
2.3摩阻/扭矩监测控制技术
随着水平段的不断增长，摩阻和旋转扭矩是影响长水平段水平井施工安全和水平段最大化延伸的障碍，因此采取减小摩阻，降低旋转扭矩的措施是长水平段水平井成功实施的关键。在ZP24-P2井水平段施工中实时测量钻具上提和下放的摩阻情况，然后根据摩阻反算摩阻系数，再根据反算的摩阻系数计算待钻井段的摩阻与旋转扭矩，当发现待钻井摩阻与扭矩超过施工承受范围后及时采取在钻井液中补充润滑剂、进行短起下钻、大排量洗井等措施，来降低施工摩阻和扭矩，保障施工安全。实测摩阻数据见图4、实测扭矩与预测扭矩对比见图5所示。
2.4钻井液技术
ZP24-P2井施工的水平段长度超过2500.00m，施工中井眼清洁困难、摩阻与旋转扭矩大，因此在二开和三开施工中均选用抑制性强、固相含量低、润滑性能好的KCL盐水钻井液体系，配方为：0.1%～0.3%纯碱+1%～3%抑制剂+6%～8%氯化钾+8%-12%氯化钠+0.1%～0.3%柠檬酸+0.2%～0.5%提粘剂+0.3%～0.8%包被剂+0.3%～0.8%防塌剂+0.5%～1.5%稳定剂+0.5%～1.5%降失水剂+1%～3%聚合醇+1%～3%碳酸钙+适量消泡剂。施工中除了保证钻井液的携带岩屑和悬浮能力的同时，根据不同的施工阶段制定了不同钻井液维护处理措施，在二开直井段青山口大段泥岩层补足抑制剂和防塌剂，保证钻井液具有强抑制性能和防塌性能，保证井壁稳定;在二开定向施工段补充液体润滑剂，使含量不低于3%，降低定向施工的摩阻，提高定向施工效率;三开水平段施工中补充降失水剂，保证低失水，同时补充液体润滑剂的同时，复配固体石墨润滑剂，使两种润滑剂的总含量不低于5%，提高钻井液的润滑效果，降低施工的摩阻和旋转扭矩，保证水平井段的施工安全。
3施工效果分析
ZP24-P2井完钻井深4670.00m，垂深1941.94m，最大井斜角91.88°，闭合方位角359.33°，水平位移长2934.12m水平段长2522.00m，平均机械钻速7.89m/h，与临井肇平ZP24-P1井相比在井深增加1536.00m，水平段增加1707.00m的情况下，钻速提高22.52%，实现了9个靶点全部中靶。设计与实钻数据见表2所示。
4结论与认识
（1）施工之前根据地质设计要求对井身结构和靶前距、造斜率等井眼轨道设计关键参数进行优化是保证ZP24-P2井施工安全和顺利的关键。
（2）在施工中根据井眼轨迹控制不同阶段特点选用合理的钻具组合和工具，保证了井眼轨迹控制的准确性，实现了砂岩钻遇率的最大化。
（3）通过优化钻井排量和顶驱转速，采取合理的井眼净化技术措施，保证了井眼净化，减少了岩屑床的形成，实现了井下施工的安全。
（4）实时监测施工的摩阻和旋转扭矩，计算裸眼井段摩阻系数，从工程技术和钻井液处理两个方面采取相关措施降低施工的摩阻和旋转扭矩，实现了水平段的最大化延伸。
参考文献：
[1]胥豪，邓红琳，牛洪波，等.大牛地气田长水平段水平井优化设计与施工[J].钻采工艺，2013，36（5）：26-29，32
[2]张凯.大庆垣平1大位移井的钻井技术[J].石油钻采工艺，2014，36（1）：26-28
[3]刘清友，敬俊，祝效华.长水平段水平井钻进摩阻分析[J].石油钻采工艺，2016，38（1）：18-22
[4]钱峰，杨立军.三塘湖致密油长水平段水平井钻井技术[J].石油钻采工艺，2014，36（6）：20-23
[5]韩来聚，牛洪波.对长水平段水平井钻井技术的几点认识[J].石油钻探技术，2014，35（2）：7-11
[6]孙妍.龙26-平25长水平段水平井钻井技术[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2016，43（11）：41-44
关键词：设计优化;轨迹控制，井眼清洁;摩阻监控;ZP24-P2长水平段
大庆油田的Z22区块的主力油层为F油层，该油层含油层段为FⅠ、FⅡ组，沉积时期主要受南部沉积体系控制，储层主要为分流河道砂、水下分流河道砂和决口扇砂。砂体多呈北东-南西展布，平均单砂层厚度一般在1.2m～5.2m，常规岩心分析孔隙度一般为9.0%～12.9%，平均为10.5%，渗透率一般为0.10×10-3μm2～1.47×10-3μm2，平均为1.04×10-3μm2，属低孔、特低渗储层，因此部署了长水平段水平井ZP24-P2井进行开发，在该井的实际施工中克服了井眼净化困难、摩阻/扭矩大、井眼轨迹控制难度大等施工难题，成功完成了9靶点致密油水平井，实现完钻井深4670.00m，垂深1941.94m，最大井斜角91.88°，闭合方位角359.33°，水平位移长2934.12m，水平段长2522.00m，对该区块高效开发具有重要意义。
1设计优化
1.1井身结构优化
在进行井身结构优化设计的时候，按照有利于安全钻井、降低长水平段施工摩阻与扭矩的总体要求，主要对技术套管的下深进行了优化，最后选用三层套管的井身结构。技术套管封固青山口以上的大段易坍塌的泥岩地层，同时在技术套管内进行造斜施工，技术套管施工完成后的井斜角达到85°，最大限度降低三开长水平段施工的摩阻与扭矩，为水平段的有效延伸创造条件。
1.2井眼轨道优化
在ZP24-P2井井眼轨道设计中选择的是“直—增—稳—增—水平”的变曲率多圆弧剖面类型，该剖面特点是轨道比较圆滑，能够最大限度降低施工摩阻与扭矩。
1.2.1靶前位移优化
在井眼轨道设计中，利用软件以水平段长度为2500m，套管内的摩阻系数0.2，裸眼井段的摩阻系数0.3为模拟条件，分别对靶前位移300.00m、400.00m、500.00m、600.00m、700.00m的施工摩阻与旋转扭矩进行了模拟，结果见图1所示。从图1我们可以看成，当在靶前位移为400.00m左右的时候施工摩阻最小，此时的旋转扭矩也比较小，因此ZP24-P2井设计的靶前位移最终确定为400.00m左右最为合适。
1.2.2造斜率优化
选取靶前位移为400.00m，分别对造斜率为3°/30m、4°/30m、5°/30m、6°/30m、7°/30m和8°/30m的施工摩阻和旋转扭矩情况进行模拟，结果见图2所示。从图2我们可以看出，当造斜率在4～5°/30m的时候施工摩阻最小，而此时的旋转扭矩也相对较小，因此在该井的轨道设计中造斜率应该在4～5°/30m之间。
1.2.3井眼轨道的最终确定
通过靶前位移和造斜率的优化，最后优选造斜点位置为1513.00m，靶前位移为403.00m，最大造斜率为4.80°/30m，最终优化形成的井眼轨道如表1所示。
2钻井施工技术
2.1井眼轨迹控制技术
2.1.1直井段轨迹控制技术
该井的直井段长度为1513.00m，因此直井段施工以“防斜打直”为主，为增斜段施工创造条件。采用雙扶正器钟摆钻具组合，施工中严格控制钻压，每钻进120.00m左右进行定点测斜，发现井斜异常及时调整施工参数，至井深1500.00m时井斜角仅为0.47°，水平位移3.2m。
2.1.2造斜段轨迹控制技术
ZP24-P2井的造斜段要在Φ311.2mm井眼中完成，大井眼造斜造斜率具有不确定性，为了有效保证造斜率，按照比设计高20%来选取造斜工具，应用Φ216mm1.5°螺杆钻具+LWD进行施工，钻具组合为：Φ311.20mmBIT×0.40m+Φ216.00mmLZ×7.58m+Φ203.00mmJHF×0.59m+Φ203.00mmLWD×6.49m+Φ206.00mmMDC×8.83m+Φ178.00mmDC×55.63m+Φ127.00mmHWDP×56.69m+Φ127.00mmDP×572.98m+Φ127.00mmHWDP×224.22m+Φ127.00mmDP。施工之前根据直井段的井斜角、位移偏差对井眼轨迹进行重新修正设计，施工中首先连续定向4个单根，摸索出该套钻具组合在该井的实际造斜率，然后通过计算确定合理的滑动钻进和复合钻进的最佳进尺，既实现了井眼轨迹的平滑，又保证了井眼轨迹的精确控制。
2.1.3水平段轨迹控制技术
为了能够实现水平段超过2500.00m的施工目标，并保证砂岩的钻遇率，因此应用旋转导向工具进行施工，具体组合为：Φ 215.90mmBIT × 0.36m+ Φ 172.00mmXZDX × 17.41m+ Φ 203.00mmSTB × 1.74m+ Φ 127.00mmMHWDP × 9.18m+ Φ172.00mmJHF × 0.50m+ Φ 127.00mmHWDP × 56.69m+ Φ 127.00mmDP × 3378.82m+ Φ 127.00mmHWDP × 224.22m+ Φ127.00mmDP。由于该井水平段超长，油层砂体发育不连续，因此现场施工建立精确地质模型，结合实钻的伽马、电阻率曲线和录井岩屑、显示情况修正模型，并随时调整井斜角和方位角，至完钻井深4670.00m时实现了水平段砂岩钻遇率91.5%。 2.2井眼清潔技术
三开水平段施工长度超过2500.00m，有效保证井眼清洁是降低施工的摩阻与扭矩，保证钻井施工安全和完井套管安全下入的必要条件。
2.2.1优化钻井参数
钻井排量和顶驱转速对钻井液的携岩性能有着非常大的影响，因此在ZP24-P2井的施工中对这2个参数进一步优化，以保证井眼清洁。以机械钻速为6.5m/h，钻井液密度1.40g/cm3，表观粘度60s，塑性粘度26mPa.s，动切力12Pa，顶驱转速80r/min、100r/min为模拟条件，利用软件对28L/S～32 L/S不同钻井排量、顶驱转速下的岩屑床形成厚度进行模拟，结果见图3a、b所示。从图3a、图3b可以看出，在顶驱转速80 r/min时，随着钻井泵排量的增加，岩屑床厚度逐渐减小，当钻井泵排量达到32L/S的时候，产生的岩屑床厚度为4mm左右。保证相同排量，提高顶驱转速到100r/min，此时排量32L/S所产生的岩屑床厚度仅为2mm左右，因此在ZP24-P2井的施工中钻井泵的排量一直未低于32L/S，顶驱转速一直在100r/min以上，起到了很好的携岩效果。
2.2.2其它井眼清洁措施
ZP24-P2井施工中，除了优化钻井排量和顶驱转速以外，还采取了以下井眼净化措施。一是优化钻井液性能，保证钻井液动塑比。研究表明钻井液的动塑比越大携岩效果越好，因此在该井施工中钻井液的动塑比一直未低于0.4，有效地保证了钻井液的携岩效果;二是强化固控设备的使用，及时清除岩屑。振动筛都更换为200目筛布，做好一级固控，同时应用除砂/除泥一体机和中、高速离心机，使这些设备的使用率不低于90%，有效地清除钻井液中的有害固相含量。三是根据井下施工的摩阻/扭矩和返砂情况及时进行短起下钻，下钻到底后大排量循环2周以上，直到振动筛无砂后方可钻进。
2.3摩阻/扭矩监测控制技术
随着水平段的不断增长，摩阻和旋转扭矩是影响长水平段水平井施工安全和水平段最大化延伸的障碍，因此采取减小摩阻，降低旋转扭矩的措施是长水平段水平井成功实施的关键。在ZP24-P2井水平段施工中实时测量钻具上提和下放的摩阻情况，然后根据摩阻反算摩阻系数，再根据反算的摩阻系数计算待钻井段的摩阻与旋转扭矩，当发现待钻井摩阻与扭矩超过施工承受范围后及时采取在钻井液中补充润滑剂、进行短起下钻、大排量洗井等措施，来降低施工摩阻和扭矩，保障施工安全。实测摩阻数据见图4、实测扭矩与预测扭矩对比见图5所示。
2.4钻井液技术
ZP24-P2井施工的水平段长度超过2500.00m，施工中井眼清洁困难、摩阻与旋转扭矩大，因此在二开和三开施工中均选用抑制性强、固相含量低、润滑性能好的KCL盐水钻井液体系，配方为：0.1%～0.3%纯碱+1%～3%抑制剂+6%～8%氯化钾+8%-12%氯化钠+0.1%～0.3%柠檬酸+0.2%～0.5%提粘剂+0.3%～0.8%包被剂+0.3%～0.8%防塌剂+0.5%～1.5%稳定剂+0.5%～1.5%降失水剂+1%～3%聚合醇+1%～3%碳酸钙+适量消泡剂。施工中除了保证钻井液的携带岩屑和悬浮能力的同时，根据不同的施工阶段制定了不同钻井液维护处理措施，在二开直井段青山口大段泥岩层补足抑制剂和防塌剂，保证钻井液具有强抑制性能和防塌性能，保证井壁稳定;在二开定向施工段补充液体润滑剂，使含量不低于3%，降低定向施工的摩阻，提高定向施工效率;三开水平段施工中补充降失水剂，保证低失水，同时补充液体润滑剂的同时，复配固体石墨润滑剂，使两种润滑剂的总含量不低于5%，提高钻井液的润滑效果，降低施工的摩阻和旋转扭矩，保证水平井段的施工安全。
3施工效果分析
ZP24-P2井完钻井深4670.00m，垂深1941.94m，最大井斜角91.88°，闭合方位角359.33°，水平位移长2934.12m水平段长2522.00m，平均机械钻速7.89m/h，与临井肇平ZP24-P1井相比在井深增加1536.00m，水平段增加1707.00m的情况下，钻速提高22.52%，实现了9个靶点全部中靶。设计与实钻数据见表2所示。
4结论与认识
（1）施工之前根据地质设计要求对井身结构和靶前距、造斜率等井眼轨道设计关键参数进行优化是保证ZP24-P2井施工安全和顺利的关键。
（2）在施工中根据井眼轨迹控制不同阶段特点选用合理的钻具组合和工具，保证了井眼轨迹控制的准确性，实现了砂岩钻遇率的最大化。
（3）通过优化钻井排量和顶驱转速，采取合理的井眼净化技术措施，保证了井眼净化，减少了岩屑床的形成，实现了井下施工的安全。
（4）实时监测施工的摩阻和旋转扭矩，计算裸眼井段摩阻系数，从工程技术和钻井液处理两个方面采取相关措施降低施工的摩阻和旋转扭矩，实现了水平段的最大化延伸。
参考文献：
[1]胥豪，邓红琳，牛洪波，等.大牛地气田长水平段水平井优化设计与施工[J].钻采工艺，2013，36（5）：26-29，32
[2]张凯.大庆垣平1大位移井的钻井技术[J].石油钻采工艺，2014，36（1）：26-28
[3]刘清友，敬俊，祝效华.长水平段水平井钻进摩阻分析[J].石油钻采工艺，2016，38（1）：18-22
[4]钱峰，杨立军.三塘湖致密油长水平段水平井钻井技术[J].石油钻采工艺，2014，36（6）：20-23
[5]韩来聚，牛洪波.对长水平段水平井钻井技术的几点认识[J].石油钻探技术，2014，35（2）：7-11
[6]孙妍.龙26-平25长水平段水平井钻井技术[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2016，43（11）：41-44