新场气田新沙21-28H 井钻井技术与应用

张晓明，胥 豪，张远军

（1.中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营257017；2.中国石化河南石油工程有限公司钻井工程公司）

1 地质特征

川西新场构造是孝泉-青岗嘴构造隆起带上的一个局部构造，总体呈西高东低，南陡北缓的不对称分布。沙溪庙组气藏整体勘探开发程度较高，为滨浅湖与三角洲交替的砂、泥岩互层沉积，埋深2 100～2 300 m，储层岩石类型以中-细粒长石岩屑、岩屑长石砂岩为主，为中-低孔隙度、致密气藏。该气藏特殊的地质条件导致水平井钻井诸多困难，如何经济高效地开发这类气藏是石油工作者需要解决的关键问题。

2 井身结构和井眼轨道设计

根据新沙21-28H 井地层压力预测及该区其它井下复杂情况提示，参考已钻井井身结构，以安全、优质和高效钻井为原则，充分考虑第四系、剑门关组易漏地层和区域水层，优化设计了新沙21-28H 井井身结构设计（表1）。

表1 新沙21-28H 井井身结构设计

结合川西地区新场构造岩性特点，参照该地区已施工的水平井实际钻井资料，根据钻井地质和工程设计，选用“直-增-稳-增-平”五段制剖面，通过对比不同的造斜点、不同的造斜率，考虑到直井段防碰等情况，优选出新沙21-28H 井井眼轨道设计方案（表2）。

表2 新沙21-28H 井井眼轨道设计

3 施工难点分析

（1）直井段防斜打直任务严峻。新沙21-28H井与新沙21-27H、新沙21-29H 同台，为第二口井。在实际施工中不仅考虑与已钻井（新沙21-27H 井）的防碰，还要为未钻井（新沙21-29H）的直井段钻进留有余地。从本井与新沙21-27H 井的防碰扫描数据来看，在500～960 m 井段防碰距离在3 m 以内，最小距离在井深780 m 处为2.12 m，因此，直井段防斜打直非常重要。

（2）裸眼段长，摩阻扭矩大。该井实际表层套管下深498.96 m，设计完钻井深3 206 m，裸眼段长达2 707 m，水平段长854 m，较长的水平段钻压很难传递到钻头上，摩阻大，滑动钻进时可导致严重托压，增加了滑动调整井眼轨迹的困难，复合钻进扭矩大，进而出现机械钻速慢、增斜钻进效率低的问题。

（3）井眼清洁困难。随着水平段的延伸，携岩能力变得越来越困难，容易在井眼低边形成岩屑床，给钻进和井下安全造成问题。另外，进入砂体后，钻时加快，岩屑不能及时带离井底时，加之井眼环空小，更容易造成卡钻等问题。

（4）钻井液性能要求高。斜井段及水平段设计钻井液密度1.60～1.90 g／cm3，根据区块邻井资料分析，水平段钻井液密度多在1.80～2.10 g／cm3之间，较高钻井液密度条件下，造斜段和水平段的润滑性、大斜度井段和水平段防塌是钻井液性能维护需要重点考虑的问题，另外也易导致信号传递困难和钻井效率低等问题［1］。

4 钻井技术

4.1 井眼轨道优化技术

在直井段施工中采取严格的“防斜打直”措施，采取单点测斜的方式测井斜角、方位角，实时控制钻进参数，保证井斜角、水平位移在设计要求的范围之内。在定向施工过程中，根据直井段井斜、位移情况，优选造斜点、优化剖面，选择摩阻和扭矩相对较小的修正剖面施工，不断优化修正待钻施工剖面，始终选择全角变化率小、摩阻扭矩小和施工效率高的修正剖面进行施工。根据修正剖面设计造斜率按每10 m 井段进行钻进方式的优化，采取复合与滑动相结合的钻进方式，确保轨迹平滑，降低摩阻和扭矩，从而达到整个实钻轨道优化的目的。

借鉴新沙21-27H 井施工技术，控制好钻具组合造斜能力，为后期优选钻具组合做好准备；控制井眼轨迹最优“滑动／复合”比例，严格执行每10 m 测斜、关键点加密测斜的方案。

4.2 底部钻具组合优选

新沙21-28H 井直井段采用塔式钻具组合钻进，轻压吊打；造斜段采用单弯单稳型（图1）和水平段采用单弯双稳型（图2）导向钻具组合的施工技术方案。在水平井施工现场选择导向钻具时，在增斜井段选择无上稳定器的单弯导向钻具，以利用其滑动钻进造斜率高和复合钻进微增斜的优点，在满足造斜率的前提下，适当降低“滑动／复合”比例。而在水平井的稳斜入靶井段和水平段，选用有上稳定器的“单弯双稳”导向钻具以保证轨迹尽量达到稳斜效果。

图1 单弯单稳型导向钻具组合

图2 单弯双稳型导向钻具组合

4.2.1 斜井段钻具组合及分析

钻 具 组 合：φ2 1 5.9 mmPDC钻 头＋φ1 7 2 mm 1.50°单弯（φ212偏心扶正块）＋回压阀＋φ127 mm无磁承压钻杆＋MWD＋φ127 mm 钻杆＋φ165 mm震击器＋φ127 mm 加重钻杆＋φ127 mm 钻杆

根据造斜率及轨迹控制需要调整钻进方式和钻进参数，滑动钻进与复合钻进相结合以达到设计要求的造斜率，避免出现较大的狗腿，并逐步实现钻具倒装，复合钻进中控制好钻压和转速，保证井眼轨迹的圆滑。

4.2.2 水平段钻具组合及分析

钻 具 组 合：φ2 1 5.9 mmPDC钻 头＋φ1 7 2 mm 1.25°单弯（φ212螺旋扶正块）＋φ212 mm 扶正器＋回压阀＋φ127 mm 无磁承压钻杆＋MWD＋φ127 mm 钻杆＋φ127 mm 加重钻杆＋φ127 mm 钻杆

水平段采用柔性倒装钻具组合，这有利于钻压的传递，减少井下复杂情况的发生；通过复合钻进与滑动钻进相交替的钻进方式达到导向钻进的目的，“少滑动多复合”提高复合钻进比例，实现位移的有效延伸［2-3］；尽量使用钻压、转速等钻进参数或者划眼、短程起下钻等工程手段控制井眼轨迹。本井水平段使用“单弯双稳”（螺杆本体扶正块外径212 mm，上扶正器外径212 mm）导向钻具组合能够较好地实现复合钻进稳斜效果（表3）。

表3 新沙21-28H 井水平段部分井眼轨迹数据

4.3 实时摩阻扭矩计算分析技术［4-6］

施工过程中，利用先进的Landmark摩阻扭矩计算分析软件，对待钻设计井眼轨道进行了摩阻扭矩计算分析，这有利于优选摩阻扭矩较小的施工剖面及从工程和钻井液方面采取及时的调整措施，降低裸眼段摩阻系数，改善井下环境，指导顺利施工。其模拟计算条件是：①井身结构：φ244.5 mm 套管×498 m＋φ215.9 mm 裸眼。②水平段钻具组合：φ215.9 mm 钻头＋φ172 mm（1°／1.25°）单弯动力钻具×1 根＋φ208～212 mm 欠尺寸扶正器＋φ127 mm 无磁承压钻杆×1根＋MWD＋φ127 mm 斜坡钻杆×（400～1200）m＋φ127 mm 加重钻杆＋φ127 mm 斜坡钻杆。③钻井参数：钻压40 kN，钻头扭矩2000 N·m，排量30 L／s；套管内摩阻系数0.20，裸眼段摩阻系数分别取0.30、0.35、0.40、0.45、0.50、0.55；水基钻井液密度：1.90 g／cm3；井眼完全净化，裸眼段井眼扩大率为3%。

模拟水平裸眼段不同摩阻系数下的摩阻扭矩计算数据见表4。

表4 水平裸眼段不同摩阻系数下的摩阻扭矩数据

4.4 钻头优选

钻头选型是实现优快钻井的基础，为提高机械钻速，减少起下钻次数，根据新场构造地层特点，结合PDC钻头适用性分析，优先选择“PDC钻头＋单弯螺杆钻具”钻井工艺技术。选用定向时工具面稳、侧向复合钻进切削能力强、钻速快保径短5刀翼钻头。从1 680.79 m 到3 213 m（完钻），采用两只ABS1605F型PDC 钻头，单只钻头进尺分别为787.51 m 和744.70 m，起出后钻头外径磨损1 mm，切削齿轻微磨损，证明该型号钻头的高效。

4.5 钻井液技术

针对新沙21-28H 井裸眼井段长、水平段长、携岩困难、摩阻扭矩大和钻井液润滑性能要求高的特点，钻井液体系必须具有控制地层造浆、性能稳定、润滑防塌和携砂良好的性能，并能达到井眼清洁、钻压有效传递的目的［4］。二开井段选用正电胶聚磺钻井液体系。斜井段在直井段钻井液基础上以2%～4%磺化酚醛树脂＋2%～4%无铬磺化褐煤＋1%～2%磺化丹宁＋3%～4%沥青类防塌剂＋4%～6%液体润滑剂＋1%～2%极压润滑剂的加量加入材料，以保证钻井液具有良好的润滑防卡、防塌和稳定性性能，钻井液密度控制在1.84～1.90 g／cm3，粘度在41～43 s；水平段在斜井段钻井液基础上以6%～10%液体润滑剂＋3%～4%极压润滑剂＋1%～2%聚合醇（浊点40～60°）的加量加入材料，以保证钻井液具备很强的抑制性、封堵性和润滑性。同时严格控制钻井液中的劣质固相含量和低密度固相。根据需要，间断使用离心机。遇气侵，使用除气器。水平段钻井液性能：密度1.84～1.86 g／cm3，粘度43～45 s，失水量3 mL，含沙量0.2%，泥饼厚度0.5 mm，pH 值9，动切力：15 Pa，初切／中切：5／12 Pa。

5 实钻效果

新沙21-28H 井完钻井深3 213 m，水平位移1 156.02 m，水平段长855.55 m，钻井周期34.92 d，节约钻井周期28.08 d；仅用3趟钻就完成增斜段和水平段施工；台月效率2769.83 m／月。创川西地区3 001～3 500 m 水平井钻井周期最短、台月效率最高、斜井段施工钻次最少3项纪录。水平段采用“单弯双稳”底部钻具组合钻进，单趟钻完成进尺744.70 m；最高日进尺突破200 m；水平段滑动进尺仅33 m，滑动钻进比例仅为3.9%。在提高钻进效率的同时，确保了井眼轨迹的圆滑。

6 认识与结论

（1）以复合钻进为基础的连续导向钻井技术可以满足长水平段水平井的井眼轨迹控制要求［5］。根据地层岩性情况、钻井液性能、合理的底部钻具组合和钻进参数，可以提高水平段的钻进效率。

（2）斜井段采用1.5°螺杆钻具，能够满足设计造斜率，提高了复合钻进的比例，水平段采用“单弯双稳”的钻具组合，实钻水平段长855.55 m，其中滑动进尺仅33 m，能够实现良好的稳斜效果。

（3）在水平井的钻进过程中，控制好入靶前的实钻轨迹是保证顺利入靶的基础。水平井的实钻井眼轨迹控制涉及到很多因素，为了保证顺利入靶，在造斜井段就开始进行中靶分析和轨迹控制参数计算并及时做好待钻井段的设计［6］。

（4）水平段调整轨迹，垂向控制留有余地。在水平段靶框中，钻头位置距靶体上下边界的距离是水平控制的关键。在增斜或降斜过程中均存在井眼轨迹上翘或下沉的转折点，以留出足够的进尺来确保井眼轨迹调整过程中不出靶情况的发生。

［1］ 陈在君，黎金强，杨斌，等.长北气田长水平井段裸眼钻井（完井）液技术［J］.天然气工业，2007，27（11）：59-51.

［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，2008，30（6）：11-15.

［3］ 崔海林，牛洪波，陈建隆.胜利油田首口小井眼长水平段水平井钻井技术［J］.石油工程技术，2011，9（3）：24-27.

［4］ 田平，薛建国，蒋建宁，等.河南油田泌页HF1水平井钻井技术［J］.石油地质与工程，2012，（3）：88-90.

［5］ 闫振来，牛洪波，唐志军，等.低孔低渗气田长水平段水平井钻井技术［J］.特种油气藏2010，17（2）：105-108.

［6］ 鲁港，夏泊洢，崔艳辉，等.水平井中靶分析的一种实用方法［J］.石油地质与工程，2011，25（6）：99-101.