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摘 要：扎纳诺尔油田井位部署趋势逐渐转向水平井，如何把握好水平井施工的轨迹控制和提速增效成为迫切需要解决的问题。本文分析了该地区的地质特点和钻井技术难点，结合H5113井具体施工过程，对该区块水平井施工中的井眼轨迹设计与轨迹控制问题进行探讨，分析了该井轨迹控制的特点、钻具组合特征和使用效益等问题；在实钻过程中，根据井眼轨迹变化，及时调整钻具组合和钻井参数，造斜段采用MWD+动力钻具和转盘钻进相结合，水平段采用LWD+动力钻具和转盘钻进相结合，使井眼轨迹得到了较好的控制，成功避免了向上穿出薄油层，最终顺利命中靶点，油气显示良好，初算钻遇率达87.5%，实现了安全快速优质钻井，提高了钻井速度，降低了钻井成本，对该地区今后水平井钻井开发具有重要的指导意义。
关键词：水平井；薄油层；钻具；井眼轨迹；轨迹控制
为了提高油田开发效率，水平井已作为常规钻井技术广泛应用于各类油气藏。扎纳诺尔油田地层古老，可钻性差，水平井入靶后，由于目的层位油层薄，而且受地质因素的影响，水平段可能钻出产层，降低油层钻遇率。近年来，该地区开展了水平井钻井技术研究和钻井实践，综合利用钻井、录井、测井、地震等信息，并与导向工具有机结合，充分发挥各类资料的技术优势，强化现场跟踪，形成了以精确入靶和水平段跟踪调整为核心的井眼轨迹控制技术，在扎纳诺尔油田开发中得到广泛推广应用，并取得了较好的效果。本文以H5113井为例，阐述了该区块水平井井眼轨迹控制问题及相应对策。
1 地质特点与钻井技术难点
扎纳诺尔油田位于哈萨克斯坦滨里海盆地东缘扎纳卡梅斯水下隆起带上，由于地层古老，目的层为石炭系海相碳酸盐岩，含大段砾石层，可钻性差，且油层薄，钻井施工难度大，主要体现在：
①在1500m以下地层PDC钻头的选型和使用受限，而牙轮钻头因夹层多，蹩跳严重，严重影响使用寿命，造成频繁起下钻，断钻具及钻头事故时有发生，严重影响钻井速度；部分小区块二开P1s-a地层灰岩发育，特别是灰质泥岩或者泥质灰岩可钻性极差，钻时一般在100分钟左右；三开KT-I和KT-II地层一般为硬脆性灰岩地层，PDC钻头使用受限。
②目的层位油层薄，靶窗高度小，中靶精度要求高，且物性比较好的油层垂深和设计的水平段轨迹也有一定的误差，轨迹着陆控制难度大。
2 井身结构及井眼轨迹设计
2.1 井身结构设计
定向井井身结构采用四开套管程序设计：用?660.4mm钻头开眼，钻至30m处下?508mm导管封固表层，建立钻井液循环；?444.5mm钻头钻至892m处下?339.7mm表层套管；?311.2mm钻头钻至2460m，下入?244.5mm套管，?215.9mm钻头钻至3830m，下入?139.7mm套管，?149.2mm钻头钻至4430m，下入?88.9mm油层套管。井身结构设计数据见表1。
2.2 井眼轨迹设计
进行井眼轨迹设计时，在满足油气藏地质开发的要求下，要尽量提高造斜点，并考虑动力钻具的造斜能力，使用较低的造斜率（10°/100m以下），使井斜角尽量降低，剖面设计采用近似悬链线结构，以降低扭矩和摩擦阻力，尽量减少施工难度，缩短钻井周期，降低钻井成本；该井采用直-增-稳三段制剖面设计，井眼轨迹参数见表2。
3 井眼轨迹控制技术
水平井成败的关键是能否控制井眼轨迹的变化。直井段是造斜段的基础，斜井段是水平段的基础，只有把斜井段的轨迹控制好，才能保证水平井顺利完成。在本井实际施工过程中，根据井眼轨迹变化，及时调整钻具组合和钻井参数，造斜段采用MWD+動力钻具和转盘钻进结合，水平段采用LWD+动力钻具和转盘钻进结合的井眼轨迹控制方式，使井眼轨迹得到了较好的控制。
3.1 直井段（0～3145m）
在上部井段采用了塔式、钟摆钻具组合，起到了防斜打直的良好效果。
由于该区块部署的直井比较多，地质构造比较清楚，整个直井段包括一开、二开、三开前段，按常规直井钻进方式。
一开使用低钻压，高转速，高泵压轻压钻进，确保井眼开正开直。
二开采用旧PDC钻头（MS1952SS），钟摆钻具组合钻塞穿岩，为防止跳钻现象下入228.6mm双向减震器，前期采用低钻压高转速快速钻进。
三开前段钻塞使用一只旧牙轮钻头HJT537GK，普通钻具组合钻进至扶正器出地层，起钻换PDC+直螺杆钻具组合，穿P1sa泥岩地层，后期钻进至KT-1地层，纯灰岩，钻时明显变慢，起钻改用牙轮+直螺杆钻具组合钻进。使用两只牙轮钻头钻穿KT-1地层。
在直井段施工中，采用每钻进50～100m单点测斜一次，造斜前最后一趟钻多点测斜，及时使用多点数据监控，大钟摆钻具组合钻进等防斜打直技术措施，有效地控制了直井段井斜。
3.2 增斜段（3154～3830m）
在准备下MWD仪器跟踪控制井身轨迹之前，测多点，数据显示地层趋势朝着119°方向单向偏离，井深3154m之前井斜角最大1.59°，大部分井段井斜均控制在1°以内，位移却达到29.76m。
为了有利于下部井眼的轨迹控制，该井提前开始定向，设计用1.25°单弯双扶朝299°方向，定向钻进，减少侧向位移。在实钻过程中，在3154m下入1.25°单弯双扶+MWD仪器跟踪监测井身轨迹，采用定向和钻盘结合的方式钻进。为较快控制侧向位移到位，井斜最大增到8.6°，同时方位适当偏小至290°，适当增大靶前位移，为后期定向打基础。
在不影响机械钻速的情况下钻进至3405m，起钻，换1.25°单弯单扶钻具组合，位移接近井口前降斜至2°，再进行方位调整朝39°方向，随后全力增斜。
3405～3754m井段，平均造斜率在6.5°/30m，井斜方位控制按设计轨道进行，相当吻合。 3754～3784m井段造斜率明显下降，平均在4°/30m，滑动效果不理想。分析原因：该井钻进至3779m，螺杆使用纯钻时间为192h，循环时间7.5h，滑动进尺255.67m，螺杆旁通阀处因疲劳应力折断，打捞螺杆旁通阀时对井壁产生影响，形成“大肚子”，造成造斜率降低。因此该井段满足不了设计需要，又已经接近于A靶着陆点，造斜井段不多，故要求及时增井斜至90°，于是起钻换1.5°单弯单扶螺杆增斜钻具组合，效果明显，造斜率达到设计需要，钻至3830m，井斜91°，方位43.57°，垂深3703.94m，水平位移237.94m，顺利着陆。
本井三开阶段共计使用2只1.25°螺杆和1只1.5°螺杆，在使用过程中灵活运用单扶和双扶，针对实钻情况及时调整，才能最终取得满意的效果。其中直径为172mm1.25°单弯单扶平均造斜率6.5°/30m，1.25°单弯双扶平均造斜率2°/30m，1.5°单弯单扶平均造斜率12°/30m。
3.3 稳斜水平段（3830～4430m）
如何能在长水平段维持井斜与方位的稳定是水平井钻井成功与否的关键，选择合适的稳斜钻具组合也就变得尤为重要。在水平段控制中，要求钻具组合具有一定的纠斜能力，可在定向状态进行有效的增降井斜和纠方位操作，可在复合钻基础上钻出长稳斜段。
该井钻进至3830m后，顺利着陆，根据设计下入7寸悬挂器，套管下深井段2301.21～3830m，其中悬挂器位置：2301.21～2307.52m。使用149.2mm牙轮钻头钻铣悬挂器，钻塞，打开地层3m，起钻接动力“倒装”钻具。
由于悬挂器坐挂影响，井底井斜88.3°，钻出新地层后井斜微增，由于设计油层上倾，因此要求尽快增井斜至91°，在实钻过程中，造斜率高于设计造斜率，井底井斜达到93°，微降井斜，一直稳斜在92°，后期钻进至井深4162m，水平段进尺278m，预测井底井斜93°，方位39.3°，垂深3693m，深浅电阻率值偏高，录井油气显示变差，根据钻井显示情况，并结合三维地震解释成果，构建该井区油藏剖面图，临井对比分析认为，目前实际施工井斜角偏大，油气显示变弱，轨迹已从油层顶部出层。
起钻换1°单弯单扶钻具，降斜至89°，钻进至4198m，垂深3693.19m，录井气测值升高，油气显示明显，说明又进入油层，钻进至4206m，垂深3693.43m，起钻换0.75°单弯双扶稳斜钻进，最终按计划将轨迹钻入油层中上部，完全进入油层一部分垂深（目的层油层厚度较厚），再缓慢增斜至90°，稳斜90°钻进至完钻。
3.4 实钻数据
该井实际完钻最大垂深3700.25m，总水平位移837.47m，钻穿油层的井段长为600m，平均增斜率22.37°/100m，最大增斜率51.48°/100m，最大井斜角93.3°（见表3）。后续施工通过随钻跟踪，根据后期实钻油气显示，最终B靶点顺利着陆，油气显示良好，初算钻遇率达87.5%。
4 结论
①在轨迹设计上，要尽量提高造斜点，使井斜角尽量降低，为后续施工提供便利条件，并使用较低的造斜率（10°/100m以下），剖面设计采用近似悬链线结构，以降低扭矩和摩擦阻力。
②在本地区使用双扶正器单弯螺杆在稳斜段复合钻进时井斜一般下降1°～2°/100m，特别是在东营组地层使用单弯单扶螺杆也会有微降斜效果。
③在大段稳斜井段，综合钻井、录井、三维地震等信息，适时地改变钻具结构和钻进参数，防止井斜、方位大幅度变化，將对减小摩阻与扭矩，降低施工复杂程度，提高钻进速度起到决定性作用。
参考文献：
[1]梁爽，郑俊章，张玉攀.滨里海盆地东南缘晚古生代碳酸盐岩台地特征及控制因素[J].地质科技情报，2013（03）：52-58.
[2]牛洪波.大牛地气田长水平段井眼轨迹控制方法[J].天然气工业，2011（10）：64-67.
[3]王兴武.薄油层水平井轨迹控制技术[J].钻采工艺，2010，33（6）：127-129.
作者简介：
蒋益君（1979-），钻井中级工程师，2008年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业、俄罗斯国立古勃金石油天然气大学复杂井开采专业，硕士学位，现从事钻井技术与管理工作。
关键词：水平井；薄油层；钻具；井眼轨迹；轨迹控制
为了提高油田开发效率，水平井已作为常规钻井技术广泛应用于各类油气藏。扎纳诺尔油田地层古老，可钻性差，水平井入靶后，由于目的层位油层薄，而且受地质因素的影响，水平段可能钻出产层，降低油层钻遇率。近年来，该地区开展了水平井钻井技术研究和钻井实践，综合利用钻井、录井、测井、地震等信息，并与导向工具有机结合，充分发挥各类资料的技术优势，强化现场跟踪，形成了以精确入靶和水平段跟踪调整为核心的井眼轨迹控制技术，在扎纳诺尔油田开发中得到广泛推广应用，并取得了较好的效果。本文以H5113井为例，阐述了该区块水平井井眼轨迹控制问题及相应对策。
1 地质特点与钻井技术难点
扎纳诺尔油田位于哈萨克斯坦滨里海盆地东缘扎纳卡梅斯水下隆起带上，由于地层古老，目的层为石炭系海相碳酸盐岩，含大段砾石层，可钻性差，且油层薄，钻井施工难度大，主要体现在：
①在1500m以下地层PDC钻头的选型和使用受限，而牙轮钻头因夹层多，蹩跳严重，严重影响使用寿命，造成频繁起下钻，断钻具及钻头事故时有发生，严重影响钻井速度；部分小区块二开P1s-a地层灰岩发育，特别是灰质泥岩或者泥质灰岩可钻性极差，钻时一般在100分钟左右；三开KT-I和KT-II地层一般为硬脆性灰岩地层，PDC钻头使用受限。
②目的层位油层薄，靶窗高度小，中靶精度要求高，且物性比较好的油层垂深和设计的水平段轨迹也有一定的误差，轨迹着陆控制难度大。
2 井身结构及井眼轨迹设计
2.1 井身结构设计
定向井井身结构采用四开套管程序设计：用?660.4mm钻头开眼，钻至30m处下?508mm导管封固表层，建立钻井液循环；?444.5mm钻头钻至892m处下?339.7mm表层套管；?311.2mm钻头钻至2460m，下入?244.5mm套管，?215.9mm钻头钻至3830m，下入?139.7mm套管，?149.2mm钻头钻至4430m，下入?88.9mm油层套管。井身结构设计数据见表1。
2.2 井眼轨迹设计
进行井眼轨迹设计时，在满足油气藏地质开发的要求下，要尽量提高造斜点，并考虑动力钻具的造斜能力，使用较低的造斜率（10°/100m以下），使井斜角尽量降低，剖面设计采用近似悬链线结构，以降低扭矩和摩擦阻力，尽量减少施工难度，缩短钻井周期，降低钻井成本；该井采用直-增-稳三段制剖面设计，井眼轨迹参数见表2。
3 井眼轨迹控制技术
水平井成败的关键是能否控制井眼轨迹的变化。直井段是造斜段的基础，斜井段是水平段的基础，只有把斜井段的轨迹控制好，才能保证水平井顺利完成。在本井实际施工过程中，根据井眼轨迹变化，及时调整钻具组合和钻井参数，造斜段采用MWD+動力钻具和转盘钻进结合，水平段采用LWD+动力钻具和转盘钻进结合的井眼轨迹控制方式，使井眼轨迹得到了较好的控制。
3.1 直井段（0～3145m）
在上部井段采用了塔式、钟摆钻具组合，起到了防斜打直的良好效果。
由于该区块部署的直井比较多，地质构造比较清楚，整个直井段包括一开、二开、三开前段，按常规直井钻进方式。
一开使用低钻压，高转速，高泵压轻压钻进，确保井眼开正开直。
二开采用旧PDC钻头（MS1952SS），钟摆钻具组合钻塞穿岩，为防止跳钻现象下入228.6mm双向减震器，前期采用低钻压高转速快速钻进。
三开前段钻塞使用一只旧牙轮钻头HJT537GK，普通钻具组合钻进至扶正器出地层，起钻换PDC+直螺杆钻具组合，穿P1sa泥岩地层，后期钻进至KT-1地层，纯灰岩，钻时明显变慢，起钻改用牙轮+直螺杆钻具组合钻进。使用两只牙轮钻头钻穿KT-1地层。
在直井段施工中，采用每钻进50～100m单点测斜一次，造斜前最后一趟钻多点测斜，及时使用多点数据监控，大钟摆钻具组合钻进等防斜打直技术措施，有效地控制了直井段井斜。
3.2 增斜段（3154～3830m）
在准备下MWD仪器跟踪控制井身轨迹之前，测多点，数据显示地层趋势朝着119°方向单向偏离，井深3154m之前井斜角最大1.59°，大部分井段井斜均控制在1°以内，位移却达到29.76m。
为了有利于下部井眼的轨迹控制，该井提前开始定向，设计用1.25°单弯双扶朝299°方向，定向钻进，减少侧向位移。在实钻过程中，在3154m下入1.25°单弯双扶+MWD仪器跟踪监测井身轨迹，采用定向和钻盘结合的方式钻进。为较快控制侧向位移到位，井斜最大增到8.6°，同时方位适当偏小至290°，适当增大靶前位移，为后期定向打基础。
在不影响机械钻速的情况下钻进至3405m，起钻，换1.25°单弯单扶钻具组合，位移接近井口前降斜至2°，再进行方位调整朝39°方向，随后全力增斜。
3405～3754m井段，平均造斜率在6.5°/30m，井斜方位控制按设计轨道进行，相当吻合。 3754～3784m井段造斜率明显下降，平均在4°/30m，滑动效果不理想。分析原因：该井钻进至3779m，螺杆使用纯钻时间为192h，循环时间7.5h，滑动进尺255.67m，螺杆旁通阀处因疲劳应力折断，打捞螺杆旁通阀时对井壁产生影响，形成“大肚子”，造成造斜率降低。因此该井段满足不了设计需要，又已经接近于A靶着陆点，造斜井段不多，故要求及时增井斜至90°，于是起钻换1.5°单弯单扶螺杆增斜钻具组合，效果明显，造斜率达到设计需要，钻至3830m，井斜91°，方位43.57°，垂深3703.94m，水平位移237.94m，顺利着陆。
本井三开阶段共计使用2只1.25°螺杆和1只1.5°螺杆，在使用过程中灵活运用单扶和双扶，针对实钻情况及时调整，才能最终取得满意的效果。其中直径为172mm1.25°单弯单扶平均造斜率6.5°/30m，1.25°单弯双扶平均造斜率2°/30m，1.5°单弯单扶平均造斜率12°/30m。
3.3 稳斜水平段（3830～4430m）
如何能在长水平段维持井斜与方位的稳定是水平井钻井成功与否的关键，选择合适的稳斜钻具组合也就变得尤为重要。在水平段控制中，要求钻具组合具有一定的纠斜能力，可在定向状态进行有效的增降井斜和纠方位操作，可在复合钻基础上钻出长稳斜段。
该井钻进至3830m后，顺利着陆，根据设计下入7寸悬挂器，套管下深井段2301.21～3830m，其中悬挂器位置：2301.21～2307.52m。使用149.2mm牙轮钻头钻铣悬挂器，钻塞，打开地层3m，起钻接动力“倒装”钻具。
由于悬挂器坐挂影响，井底井斜88.3°，钻出新地层后井斜微增，由于设计油层上倾，因此要求尽快增井斜至91°，在实钻过程中，造斜率高于设计造斜率，井底井斜达到93°，微降井斜，一直稳斜在92°，后期钻进至井深4162m，水平段进尺278m，预测井底井斜93°，方位39.3°，垂深3693m，深浅电阻率值偏高，录井油气显示变差，根据钻井显示情况，并结合三维地震解释成果，构建该井区油藏剖面图，临井对比分析认为，目前实际施工井斜角偏大，油气显示变弱，轨迹已从油层顶部出层。
起钻换1°单弯单扶钻具，降斜至89°，钻进至4198m，垂深3693.19m，录井气测值升高，油气显示明显，说明又进入油层，钻进至4206m，垂深3693.43m，起钻换0.75°单弯双扶稳斜钻进，最终按计划将轨迹钻入油层中上部，完全进入油层一部分垂深（目的层油层厚度较厚），再缓慢增斜至90°，稳斜90°钻进至完钻。
3.4 实钻数据
该井实际完钻最大垂深3700.25m，总水平位移837.47m，钻穿油层的井段长为600m，平均增斜率22.37°/100m，最大增斜率51.48°/100m，最大井斜角93.3°（见表3）。后续施工通过随钻跟踪，根据后期实钻油气显示，最终B靶点顺利着陆，油气显示良好，初算钻遇率达87.5%。
4 结论
①在轨迹设计上，要尽量提高造斜点，使井斜角尽量降低，为后续施工提供便利条件，并使用较低的造斜率（10°/100m以下），剖面设计采用近似悬链线结构，以降低扭矩和摩擦阻力。
②在本地区使用双扶正器单弯螺杆在稳斜段复合钻进时井斜一般下降1°～2°/100m，特别是在东营组地层使用单弯单扶螺杆也会有微降斜效果。
③在大段稳斜井段，综合钻井、录井、三维地震等信息，适时地改变钻具结构和钻进参数，防止井斜、方位大幅度变化，將对减小摩阻与扭矩，降低施工复杂程度，提高钻进速度起到决定性作用。
参考文献：
[1]梁爽，郑俊章，张玉攀.滨里海盆地东南缘晚古生代碳酸盐岩台地特征及控制因素[J].地质科技情报，2013（03）：52-58.
[2]牛洪波.大牛地气田长水平段井眼轨迹控制方法[J].天然气工业，2011（10）：64-67.
[3]王兴武.薄油层水平井轨迹控制技术[J].钻采工艺，2010，33（6）：127-129.
作者简介：
蒋益君（1979-），钻井中级工程师，2008年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业、俄罗斯国立古勃金石油天然气大学复杂井开采专业，硕士学位，现从事钻井技术与管理工作。