水平井钻井技术研究及应用

郝 静

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163000)

0 引 言

通过国内外专家多年的研究，水平井钻井技术得到了快速发展，而且其优化设计技术、井眼轨迹控制技术、下部钻具组合优选、确保施工安全等环节都逐步得以完善。与此同时，大扭矩多级马达、可控弯接头、变径稳定器、水力加压器、高效PDC钻头、MWD和LWD仪器等一大批先进的工艺技术、工具和仪器，使得水平井技术作为开发油藏的常规技术广泛推广应用[1-3]。

目前，集成系统和综合应用方向的发展是国外水平井钻井技术最普遍的应用方式[4]，如小井眼水平井钻井、横向分支水平井钻井、大位移水平井钻井技术等都已投入实际应用[5]。为了实现信息化、智能化及自动化钻井，通常使用的技术为地质导向钻井和旋转导向钻井，同时借助于先进的设备、工具、仪器、软件和可视化系统。

我国水平井钻井技术目前处于快速发展阶段，其钻井技术水平已处于国际先进地位，但在钻井设备、工具和仪器、自动化钻井以及水平井技术的集成系统和综合应用方面距国际先进水平还有不小差距。经过大量研究和不断创新，我国水平井钻井技术的综合应用水平迅速提高，并在多个油田得以有效应用。在水平井钻井技术实际应用中，在考虑油田地质特点的前提下要综合考虑井身设计、钻头选择等对实际应用效果起到极大制约的因素。

红河油田、辽河油田及苏里格区块油田是水平井钻井技术应用的代表性区域，通过对地质特点的研究来决定钻具选择、井身设计，最终形成实际应用方案，形成了该类区域最优的水平井钻井技术，也得到了实验结果验证。

1 红河油田水平井优快钻井技术

坐落在鄂尔多斯盆地天环坳陷南端的红河油田，因为工区内地面条件受限，源上源下钻井差异明显，塘上钻进复杂的情况在该工区的各个层位均有发生，其中白垩系志丹群罗汉洞组、环河组、洛河宜君组及侏罗系直罗组、三叠系延长组等地层钻井时，极易发生井漏，影响钻井进度。结合已完井的三类井身结构类型、确定的各层位地层孔隙压力、地层坍塌压力和漏失压力以及井身结构系数，参考红河油田的地质特点和钻井特点，设计出的水平井井身结构如图1所示。

图1 水平井井身结构设计图

水平井井身结构设计结果见表1。一开采用Φ374.7钻头钻至310～350 m，钻穿黄土层，进入环河组20～50 m，下Φ273 mm尺寸的表层套管封固第四系黄土层，满足测井一次对接要求。表层套管采用常规固井工艺，要求水泥浆返至地面，保证固井质量。主要考虑的是：第四系黄土层地层固结性较差，地层较疏松。二开采用Φ241.33 mm钻头钻至造斜点，再更换Φ215.9 mm钻头至A靶点，下Φ177.6 mm技术套管固井，为三开水平段安全施工提供有利条件，降低水平段施工风险。固井按生产套管固井实施，采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺，尾浆返至油层顶界以上200 m，低密度水泥浆返至井口。三开水平段采用Φ152.4 mm钻头钻至设计B靶点井深，下Φ114.3 mm套管至尾管完井深度。

在钻头选择上，采用主成分分析法进行确定，主成分分析是一种有效的降维工具，它是把给定的一组变量线性变换成一组新变量。通过岩石可钻性实验，结合现场使用情况分析，利用主成分分析法进行钻头优选，最终采用复合钻井技术，获得组合钻具设备。二开井段使用组合钻具和普通钻具数据对比分析见表2，通过对比二开直井段平均钻井周期和平均机械钻速发现，使用组合钻具井的平均钻井周期大幅减少、平均机械钻速明显提高。

表1 水平井井身结构设计结果

表2 二开井段使用复合钻井和未使用复合钻井技术钻井周期和钻速对比表

在对红河油田15口井的测试中得到结果：钻井周期缩短了约14.5 %，平均机械钻速提高了19.2 %。由此可见，根据多场景因素分析得到的组合钻井技术可以在很大程度上提高钻井效率。通过对3口水平井现场测试得到结果：设计钻井周期分别为50 d、55 d、32 d的井，实际钻井周期分别为46 d、47 d、24 d，节约时间分别为3 d、7 d、8 d。

2 辽河油田鱼骨型分支水平井钻井技术

鱼骨型分支水平井钻井技术，是在水平井、分支井技术成熟应用的基础上延伸、发展起来的一项新型钻完井技术，是目前先进的油气井钻井新技术之一[6]。其特点是根据油藏特征设计井眼，并进行井眼的空间布局，有效增加油层的裸露面积，提高油藏最终采收率。

辽河油田采用了鱼骨型分支水平井钻井技术。为了确保钻井完井顺利实施，鱼骨型分支水平井主井筒的轨迹应尽量简单。根据辽河油田的地层特点，鱼骨型分支水平井主井筒的轨迹普遍选用双弧剖面。又称“直—增—稳—增—水平”剖面，由直井段、第一增斜段、稳斜段、第二增斜段和水平段组成。其特点是在两段增斜段之间设计了一段较短的稳斜调整段，以调整由于工具造斜率的误差。这种剖面适用于目的层顶界已确定，而工具造斜率不十分确定的情况，是中、长曲率半径水平井比较普遍采用的一种井身轨迹类型，如图2所示。

图2 “直-增-稳-增-水平”剖面示意图

根据油藏埋深、储层特性、钻遇地层等因素，辽河油田鱼骨型分支水平井采用适用于稠油区块薄油层的二开井身结构，如图3所示。该设计成功地在辽河油田进行了分支水平井现场试验 20 余次。从已投产的几口井来看，产量是邻井的 1.6～8.87倍，鱼骨型分支井技术的现场应用给油田公司带来很好的经济效益。该项技术的应用，使辽河稠油、特稠油、低渗油藏、层间剩余油挖潜得到经济开发，为今后油田增储上产、降本增效提供了技术保障。

图3 应用于稠油区块薄油层、稀油区块薄油层二开井身结构

3 苏里格区块水平井钻井技术应用

苏里格气田位于内蒙古自治区乌审旗和鄂托克前旗境内。苏里格气田地质条件十分复杂，主要表现为砂岩发育，但砂体规模小、有效砂体展布局限、单井控制储量有限，单井产量低。如何提高单井产量、提高气田采收率，寻求有效开发手段成为能否实现苏里格气田高效开发的关键。

实践证明，利用水平井开发苏里格气田是有效解放储层、提高单井产量、提高气田采收率的重要手段。苏里格气田水平井开发经历了初期试验、取得突破、规模应用3个阶段[7-8]。从初期以“直井开发为主”，到以“丛式井、水平井开发并重”的重大转变，气田开发方式也因此发生了大的转变。

苏里格气田直井段延长底及纸坊上部地层存在砾石层及砾石夹层，PDC钻头容易造成早期破坏，制约着直井段一趟钻的实现。使用了迪普DM665D钻头和江钻KMl662DTR钻头，其特点主要有：

1)将钻头冠部缩短，布齿有20°至30°的倾角，防止牙齿吃入地层太多，减弱钻头的攻击性，减小反扭矩，增加工具面稳定性。

2)实验不同的防吃入节高度对工具面稳定性和机械钻速的影响，找到一个合理高度，既稳定工具面，又不牺牲机械钻速，增加单只钻头进尺。

3)两种型号钻头都是6刀翼主切削齿16 mm，底部平缓，增加了井底接触面积，减小反扭矩，工具面控制容易。

4)提高复合片质量稳定性，保证单只钻头进尺超过350 m，才有可能实现两只钻头完成斜井段。

传统的水平井钻井技术采用普通钻头，钻头磨损严重，造成钻井周期长，机械效率低的不足。

将新技术(改进后钻头)与传统技术(采用普通钻头)在桃7井区的实验结果进行对比，结果见表3和表4。

表3 桃7井区直井指标对比表

采用新技术后，钻井速度提高明显：桃7井区直井在完成井数和平均井深基本持平的情况下，钻井周期和建井周期分别缩短了约3.76 d和4.93 d。平均机械钻速和钻机每台平均月速度分别提高了1.69 m/h和896 m/月，提速幅度达到了22.9%。

桃7井区定向井在水平位移增加141.4 m的情况下钻井周期和建井周期分别缩短了约1.46 d和7.38 d，平均机械钻速和钻机平均月速度分别提高了1.30 m/h和283 m/月，提速幅度达到了6.37%。

表4 桃7井区定向井指标对比表

4 结束语

根据红河油田、辽河油田及苏里格区块水平井的井身特点、地质特点等因素，阐述了水平井钻井技术在不同区域的应用情况。通过对优快钻井技术、鱼骨型钻井技术等水平井钻井技术的研究，结合实验数据和对水平井钻井技术的井身设计、井眼轨迹控制、钻头优化选择的研究，使水平井钻井技术达到优化效果，进一步证明了水平井钻井技术的可靠性。