兴古7—H173井大位移井钻井技术研究

张静伟

DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2017.14.036

摘 要：兴古7-H173井由于地层存在井壁不稳、油藏压力系数偏高的特点，通过优化井身结构、井眼轨迹设计、钻具组合、钻井参数，配合采用长城钻探自主研发的MWD随钻测量系统、旋转导向钻进系统等技术，最大限度地提供复合进尺比例，快速准确中靶，实现井眼轨道与设计轨迹一致。全井解决了浅地层造斜难度大、水平段携岩困难、起下钻摩阻大扭矩大等技术难题，为国内大位移水平井技术提供了宝贵的建议。

关键词：大位移井 兴古7-H173井 钻具组合 钻井液 钻井技术

中图分类号：TE24 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）05（b）-0036-02

Study on Drilling Technology of Large Displacement Wells in Xing Gu 7-H173 Well

Zhang Jingwei

（CNPC the Great Wall Drilling Technology Service Company， Panjin Liaoning， 124010， China）

Abstract： Because of the characteristics of strata Xinggu 7-H173 well exists wellbore instability， reservoir pressure coefficient is high， by optimizing the structure of the well， the well trajectory design， BHA drilling parameters， with the use of self-developed MWD the Great Wall drilling MWD system， rotary steering drilling system， the maximum composite footage the proportion of fast and accurate target， realize the trajectory design and trajectory consistency. The whole well solves the shallow oblique horizontal section technical problems under the cutting carrying friction torque， providing valuable suggestions for the domestic large displacement horizontal well.

Key Words： Large displacement well； Xing Gu 7-H173 well； Drilling tool combination；Drilling fluid； Drilling technology

興古7-H173井位于辽宁省盘锦市兴隆台区采油厂，构造位置属于辽河断陷盆地西部凹陷中南段兴隆台潜山兴古7块，为了更好地开采该区块裂缝型块状底水变质岩潜山油藏[1]，该井到完钻先后采用随钻测量系统、旋转导向钻进系统、旋转导向测井系统、随钻测井系统等技术，提高了钻井效率，降低了钻井成本，完钻辽河油田闭合距最长的大位移井。

1 兴古7-H173井施工技术难点

（1）地层层位复杂，地层或硬或软[2]，造斜率差，在一开井眼从383 m开始造斜施工，设计初始曲率1°/30 m，地层松软，后期曲率达到4.4°/30 m，造斜率控制存在困难。

（2）水平段和斜井段长，钻柱的摩阻、扭矩大。在导向滑动钻进中，钻具躺在下井壁，钻具与井壁的接触面积大，致使钻井施工过程中摩阻升高、扭矩增大。

（3）三开井下温度较高，发生仪器故障，在3 000 m处出现探管高温烧毁现象，严重影响信号传输。

2 兴古7-H173井钻井技术

2.1 井身结构优化设计

兴古7-H173井馆陶组地层含有大量砾石成分，渗透率高，容易出现钻井液渗透性滤失[3]。东营组地层为大段泥岩夹砂岩，地层压力正常，但部分区域有浅气层存在。沙河街组一和二段为前期投入开发的油气藏，地层压力亏空；沙河街组三段油藏压力系数偏高，钻井液密度提到1.30 g/cm3以上才能平衡地层压力，通过井身结构优化设计：导管660.4 mm井眼×62.00 mm+Ф508 mm套管×60 m一开Ф444.5 mm井眼×1178 m+Ф339.7 mm井眼×1175 m；二开Ф311.1 mm井眼×3809 m+Ф244.5 mm套管×3806 m；三开Ф215.9 mm井眼×5667.57 m+Ф139.7 mm套管×5667.57 m。

2.2 井眼轨迹优化设计

根据甲方提供设计的井身结构，决定在383.89 m开始造斜，井眼轨迹空间五段，直—增—稳—增—稳—增—水，选择在A点入靶，B点完井，井眼轨迹设计如下。根据井眼轨迹设计，决定在造斜段采用长城钻探自主研发的MWD随钻测量技术，在进靶前采用旋转导向钻井系统（见表1）。

2.3 钻具组合、钻井参数优化和井眼轨迹控制

井眼轨迹采用滑动钻进进行钻进，主要采用长钻自主研发的MWD随钻测量装备，造斜段钻具组合采用：Φ311.1 mmPDC钻头+Φ216 mm×1.15°稳斜螺杆+Φ203 mm定位接头+Φ203 mmMWD无磁短节+ 139.7 mm加重钻杆+Φ139.7 mm钻杆。钻井参数：钻压40～60 kN，转速70～110 rpm，排量28～30 L/s，钻井液密度：1.18～1.35 g/cm3。

造斜段设计曲率3°/30 m，使用挠性鉆铤，提高钻具组合复合钻进的造斜能力，最大限度地提高复合钻进比例，提高机械钻速，缩短钻井周期。采取短程起下钻和提前倒装钻具，确保大斜度井段钻压的有效传递。严格控制工具的造斜率，保证井眼轨迹平滑，以减小钻柱的摩阻和扭矩，同时消除由于起下钻而形成键槽的可能性。

稳斜段钻具组合采用：Φ215.9 mmPDC钻头+Φ172×1°单弯螺杆+165减震器+165 mm无磁钻铤+定位接头+127加重+127钻杆。钻井参数：钻压60～90 kN，转速40～50 rpm，排量45～55L/S，钻井液密度1.13～1.35 g/cm3。

应用自主研发的高温探管，不仅实现信号安全传输，而且提高了钻井效率。使用钻技服研发的稳斜螺杆，尽量减少调整井段，最大限度地提高复合钻进比例，这样既能预防岩屑床的产生，又能提高机械钻速，缩短钻井周期。

水平段钻具组合：Φ215.9PDC钻头+Φ172×0.75°螺杆+410×430浮阀+210球扶+165减震器+165无磁+定位接头+127加重钻杆+岩屑床破坏器+139.7钻杆。

钻井参数：钻压60～110 kN，转速40～50 rpm，排量28～32 L/s，钻井液密度1.05～1.15 g/cm3。

扭方位井段使用水力振荡器，降低滑动钻进时摩阻，提高滑动钻进机械钻速。水平段钻进时使用抗盐、抗温120 ℃的自主研发的稳斜螺杆和加焊HF5000耐磨带的球型扶正器，减少滑动进尺，最大限度地提供复合进尺比例，提高机械钻速。

3 现场应用效果

兴古7-H173井通过优化钻具组合与钻井参数，保证了井眼轨迹平滑，根据地层特点合理调整钻井液性能，保障了全井井壁稳定，降低了摩阻。该井到完钻先后采用MWD随钻测量系统、旋转导向钻进系统、随钻测井系统等技术，实现了高温环境下随钻测量设备的信号传输不稳的问题，保证了全井井壁稳定，解决了井漏、井壁稳定性等钻井技术难题，与甲方设计的钻井轨迹基本重合，全井定转比16.62%，最大曲率不超过4.431°/（30 m），钻遇油层率100%，满足甲方相关要求，工程技术服务项目一次交验合格率100%。该井成功完钻为国内大位移井钻井技术提供了宝贵性意见。

4 结论与建议

（1）兴古7-H173井通过优化井身结构设计、钻具组合与钻井参数，解决了地层胶结疏松和地层造斜能力差等问题，保障了井眼畅通，与设计轨迹相符合。

（2）进入造斜段每钻进一定距离时，短起下钻，坚持2短1长原则，三开单根划眼1遍，每钻进完一个立柱划眼2遍，避免携岩困难、托压、卡钻等大位移井的技术难题，提高了钻井效率。

参考文献

[1] 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，2008，29（6）：121-123.

[2] 王俊明，周明信，沙东，等.张海502FH大位移分支水平井钻井技术[J].石油钻探技术，2007，35（5）：114-117.

[3] 汪绪刚，张文华，李应光，等.伊拉克艾哈代布油田快速钻井技术[J].石油钻探技术，2013，41（1）：35-39.