岩性油气藏长水平段钻井井眼轨迹控制与配套技术研究

段建军

摘 要：通过理论研究和现场试验，以国内现有钻井装备条件为基础，形成包括井眼轨迹控制技术、电磁波随钻测量技术、无固相钻井液技术和欠平衡钻井技术的长水平段水平井钻井配套技术，并在实践中表明，充气全过程欠平衡钻井技术提高了区块机械钻速，达到在钻井过程中保护油气层、及时发现油气层和提高单井产量目的。本文总结了长水平段水平井井眼轨迹控制的基本方法，提出其他相关技术的发展建议，对于高效开发低孔低渗油气田具有重要的指导作用。

关键词：致密储层；低孔低渗；岩性油气藏；井壁稳定；井眼轨迹控制

低孔、低渗、致密储层型岩性油气藏区内构造、断裂不发育，总体为东北高、西南低的平缓单斜，平均坡降为6～9 m/km，地层倾角为13—160。局部发育鼻状隆起，未形成较大的构造圈闭。钻井过程中，主要存在5方面的技术难点：一是砂体夹泥岩，井壁稳定问题突出；二是地层研磨性强，钻进效率低；三是水平段长，摩阻扭矩大，轨迹控制难度大；四是地层复杂、水平井段长、钻井液性能要求高；五是低孔低渗储层保护难度大。鉴于上述难点，有必要开展低孔低渗气田长水平段水平井钻井技术研究工作。目前水平段延伸钻进的主要技术手段有2种：一是以复合钻进和滑动钻进为基础的连续导向钻井技术；二是旋转导向钻井技术。

1长水平段井眼轨迹控制技术

1.1复合钻进技术

根据整体技术思路，选取3口试验井井眼轨迹控制技术没有本质的不同，均使用了连续导向钻井技术，只是所使用的欠尺寸扶正器和无磁钻存在少许差别。钻具组合为：？215.9 mm钻头+？172 mm 1.25。单弯螺杆钻具+？（212、208、206）mm扶正器+单向阀+？127mm无磁钻杆（无磁钻铤）l根+？165 mmEMWD无磁短节+？127 mm斜坡钻杆×20根+？127 mm加重钻杆×13根+？127 mm斜坡钻杆+单向阀。上述钻具组合在水平段旋转钻进情况下有微增井斜的特点，根据扶正器尺寸的不同，增井斜幅度稍有不同。实际上，A井使用了？208 mm和？206 mm 2种扶正器。在三开第一趟钻使用了以？206 mm扶正器，稳斜效果不理想。因此，在此后的水平段施工中使用了？208mm扶正器，水平段钻进采取旋转钻进15～25 m后再滑动钻进4—5m降井斜的井眼轨迹控制方法。其他井也使用了类似的井眼轨迹控制技术，只是使用的扶正器外径不相同。B井水平段施工中使用了以？212mm扶正器，从井斜控制情况来看，其稳斜效果优于以？208mm扶正器。以？212 mm扶正器使用前期略有降斜效果，但由于地层研磨性强，钻具磨损较快，导致扶正器外径逐步减小，从而在扶正器外径磨损至以？208 mm之前总体上呈现微降井斜一稳斜一微增井斜的控制效果。

1.2钻进参数优选技术

滑动钻进时，需要根据岩性变化合理调整定向工具面、机械钻速、螺杆钻具工况和钻进井段，而且随着水平井段不断延伸，钻压传递困难的问题逐渐随之减小，故钻进参数优选的空间相对较小。因此，在水平井段较长之后，滑动钻进参数的调整主要依据立管压力变化酌情调整。如斯伦贝谢公司为司钻配备了精确的数字化立压显示器，以帮助司钻准确判断井底钻压变化情况。复合钻进时，根据岩性变化调整钻进参数对井眼轨迹控制效果的影响将十分显著。如A井在钻遇灰黑色泥岩、钻头工况良好、钻压20—40kN的情况下，机械钻速小于2 m/h，而钻压40—50 kN时，机械钻速可保持为3.5～4。5 m/h，同时井斜略增；如每个单根划眼3遍以上则可以保持稳斜。一旦钻压达到60 kN以上，井斜变化率可達到4～70/100m，机械钻速亦可达到6～10 m/h。钻遇粗砂岩时，使用以12 mm扶正器、40～60 kN钻压钻进，也可达到稳斜效果。

2电磁波随钻测量技术

充气欠平衡条件下钻井液当量密度约为O.8—0.9 g/cm3，常规的泥浆脉冲无线随钻测量MWD信号衰减严重，无法提供实时井下测量参数，因此，A、B井均使用了电磁波无线随钻测量仪器（EMWD）。电磁波通道的信息传输速度比水力通道更快，对钻井液的质量和钻井泵的不均匀性要求更低，发送信息与钻井液的充气程度无关，不受井斜角大小、钻井液（介质）、钻井方式（旋转钻或滑行钻）等条件的限制。基于上述特点，电磁波MWD已经成为有效解决充气欠平衡条件下井下数据传输问题的关键技术。电磁波MWD主要由井下仪器和地面仪器组成。井下仪器由井下发射短节、流量开关及井下测量部分组成。地面仪器主要由信号接收天线、地面接口箱、安装了专用软件的电脑和司钻显示器组成。A、B井井均实现了使用电磁波MWD配合地质导向测量工具实时监测地层物性参数、适时调整井眼轨迹的目标，具有相当好的发展前景。

3无固相钻井液技术

水平段设计长度均超过1200m，对钻井液技术而言，存在3方面的技术难点：①水平段长，易形成大段岩屑床；②欠平衡状态下不能形成有效滤饼，存在如何降低摩阻问题；③采取欠平衡钻井工艺，井壁稳定困难。

3.1充气钻井液技术

根据无固相钻井液特点、充气要求及钻进技术难点，采取了以下维护措施。（1）钻井液黏切指标控制。在钻进过程中，根据欠平衡钻进特点及携岩要求，钻井液黏度控制为40～50 S，动塑比为0.35～0.60，静切力为2～3 Pa或3—6 Pa，既满足欠平衡脱气要求，又满足携带钻屑要求。（2）钻井液API失水指标控制。补充抗氧剂，消耗部分氧含量减少对处理剂的降解，同时加大降失水剂的投入（降失水剂的加量为全井钻井液量的7%～8%），控制API失水。（3）钻井液密度指标控制。采取部分置换的方法得以控制钻井液基液密度，达到欠平衡钻进要求。

3.2无固相钻井液技术

（1）侧钻后没有进行充气欠平衡作业，相对于充气情况下钻井液的相对携岩能力有所降低，因此，提高钻井液的漏斗黏度大于45s，保证钻井液的携岩能力和携岩效率。（2）侧钻后仍可能钻遇泥岩，通过以下手段提高钻井液的防塌性能：①提高钻井液的黏度，控制钻井液的流变性，钻遇泥岩后钻井液的黏度尽量控制在50 s以上，动切力大于10 mPa·s，动速比控制在0.6左右，减少钻井液对井壁的冲刷，保证井壁稳定；②提高钻井液的抑制性，钻遇泥岩后增大KPAM的用量，保证含量大于5%，同时加入甲酸钾，尽量提高钻井液的抑制性，增强防塌能力；③进一步降低钻井液的失水，控制API失水为4.2—4.6 mL，减少自由水的侵入，提高防塌能力；④通过上述措施，提高了钻井液的防塌抑制性能，保证了B井侧钻后近200m的泥岩段未出现坍塌。

参考文献：

[1]苑书金.鄂尔多斯盆地区块下石盒子组地震储层预测技术的研究和应用[J].石油地球物理勘探，2016，43（1）：48—52.