致密油水平井官东13-2-4H侧钻井技术

张明 于晓东 汤芬芳 杨博

摘  要：大港油田致密油井官东13-2-4H水平井由于设计层位与实钻层位相差较大，故采用控时侧钻的钻井方法边钻井边判断地层，找出最优侧钻点，即3315m-3375m处为砂泥岩互层段，易于侧钻。并在原井眼的基础下，以钻井液携带返出物为依据来判断是否钻出新眼。钻探过程中发现，该区块地层存在倾角大，地层压力高，泥质含量高，钻头易泥包，泥浆性能不易满足侧钻需求，定向托压高，需频繁起下钻修塞，破坏井眼轨迹等钻探技术难点，通过使用无磁抗压缩钻杆采用了倒装的钻具，使井下钻具达到最优、最简化、最安全的结构;采用了滑动钻进的方式，连续定向的造斜率最高达到5°/30m，基本上能够追上设计线。最后以转动钻进的方式进行油层探底。

关键词：致密油;水平井;侧钻井;控时钻进;轨迹控制

中图分类号：TE243         文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2020）35-0124-03

Abstract： Because the design horizon of GD 13-2-4H horizontal well of tight oil well in Dagang Oilfield is quite different from the actual drilling horizon， the drilling method of time controlled sidetracking is adopted to judge the formation while drilling， and find out the optimal sidetracking point， that is， the sand shale interbedding section at 3315-3375m is easy to sidetrack. On the basis of the original hole， the new hole can be judged according to the returned material carried by drilling fluid. During the drilling process， it is found that there are some drilling technical difficulties in this block， such as large dip angle， high formation pressure， high mud content， easy mud pack， difficult to meet the needs of sidetracking， high directional holding pressure， frequent tripping and repairing plug， damage to the well trajectory and other drilling technical difficulties. Through the use of non magnetic resistance compression drill pipe and inverted drilling tool， the downhole drilling tool is optimized， simplified and safe The maximum build-up rate of continuous directional drilling is 5℃/30m， which can basically catch up with the design line. Finally， the bottom of oil layer is explored by rotary drilling.

Keywords： tight oil; horizontal well; sidetracking; time controlled drilling; trajectory control

1 基礎数据

官东13-2-4H井是位于河北省沧州市，构造为小集油田官东13断块，是设计超过4338m的致密油水平井，贯穿新生界自上而下钻遇地层为平原、明化、馆陶、东营、沙河街、孔店组，其中孔店组岩性为浅灰色细砂岩及紫红色泥岩，属致密岩层;该段地层砂泥岩互层，具有岩性分布不均，钻井液性能失效，泥饼虚厚，井眼易垮塌等特点，在钻进过程中，由于地质设计层位与实钻数据不符，偏差较大，需要侧钻探进的方式确定层位。设计侧钻点：3580m，方位：161.94°，造斜率：4°/30m，最大井斜：88.32°;目标垂深：4263m（修改后），总位移：1369m，水平段长：500m。靶圈半径：纵向≤±0.5m、横向≤±5.0m。从钻进方式，钻具组合，钻井液性能调整，地层压力模型预测等专业技术手段确保钻探顺利完成。

2 井筒井眼准备

官东13-2-4H井主井筒钻？准215.9mm钻头进至4366m致密油层，由于实钻层位与设计相差太大（时钻已为孔二，设计目的层为孔一段），含油气情况不如预期，无开采开发价值，建设方通知本井做侧钻打塞准备，侧钻点3580m，打水泥塞完起钻候凝。水泥塞数据：光钻杆下钻至3930m，垫稠浆9m3（粘度滴流），后起钻至3730m，循环出多余稠浆后开始注入前置液2.5m3，注水泥浆11m3（平均密度1.86g/cm3），替31.5m3，水眼内留2.5m3，后起至安全井段（3470m），循环排出混浆后正式起钻。

3 侧钻作业

3.1 第一次侧钻作业

第一次側钻井段为3316m-3332m，井眼尺寸？准215.9mm。采用的钻具结构为？准215.9mmMD517X×0.25m+？准172mm直螺杆×7.975m+？准165mm浮阀×0.5m+？准170mm弯接头（2.5°）×0.6m+？准172mmMWD短接×0.763m+？准173mm无磁钻铤×18.14m+？准127mm加重钻杆×24根×230.918m+？准127mmNC52钻杆若干。

钻井参数：钻进过程中维持钻压40kN，排量33L/s，泵压17MPa。

地面水泥样40h完全凝固。探塞时塞面3550m，遇阻4t，开泥浆泵排量30L/s，继续下探无钻压无遇阻显示，判断上部为混浆虚塞，未到人工井底面。后探至3567m，钻压20kN，修塞面至3572m（钻压20kN，转速40rpm，排量33L/s）。停泵下压20t，稳十分钟，反复尝试两次，位置均未发生变化，满足定向井侧钻要求。决定起钻更换侧钻钻具组合（？准215.9mmMD517X+？准172mm直螺杆+？准165mm浮阀+？准170mm弯接头（2.5°）+？准172mmLWD+？准127mm无磁抗压缩钻杆+？准127mm加重×24根+？准127mmNC52钻杆）。

由于邻井官东13-1-8井进行压裂作业，建设方通知开始进行控时侧钻作业。3572-3578m控时3h/m，3578-3590m控时2-2.5h/m，3590-3601m控时1.5-2h/m，控时钻进期间，返砂中地层岩性呈增加趋势。

控时钻进时（1.5-2h/m）3601.6m-3605.04m出现放空情况（水泥占70%，岩屑占30%），活动钻具后下压至3606.10m承压30t，位置无变化，继续侧钻控时钻进（3h/m）至3608.6m，再次出现放空情况（3608.6-3609m），考虑牙轮已到达使用时间（纯钻70h）决定起钻更换钻头、螺杆接着进行控时钻进至3631m。3609-3631m侧钻过程中岩屑返出比与上趟（3572-3609m）基本一致（70%水泥，30%岩屑），未见到地层岩屑明显增多。其中钻进至3619.5-3621m、3621.3-3627m、3627-3629.5m处均出现放空情况。判断地层较硬，水泥较软，牙轮钻头无法完全吃入新地层。鉴于井眼轨迹与设计轨迹差距较大，现场与定向井、录井、泥浆、建设方商讨，决定起钻再次打水泥塞，此次控时侧钻钻进井段（3609-3631m）。

从地质剖面来看3315m-3375m处为砂泥岩互层段，易于侧钻。

3.2 第二次侧钻作业

根据第一次注水泥塞作业经验，水泥塞面下沉30m-40m，本次选取打塞井段为3250-3450m。光钻杆下至3631m，循环垫入浓稠钻井液8m3（粘度滴流200s以上），后起钻至3450m循环出多余浓稠钻井液后进行注水泥作业。依次注入冲洗液3m3，华银G级水泥浆11m3（平均密度1.90g/cm3），替钻井液28.9m3，水眼内留泥浆2.5m3，后起至安全井段3200m，30L/s循环排出混浆后继续起钻。本次打塞井段3250-3450m。候凝至地面水泥样完全凝固后下钻扫塞，探塞塞面3276m，后修塞至3316m（钻压20-30kN，转速50rpm，排量33L/s），承压20t，稳15min，位置不变，满足侧钻要求。修塞期间并未出现放空情况，钻压持续稳定在20-30kN。与上次返出水泥样对比来看，本次水泥强度较高，且与井壁胶结情况更好，返出水泥均呈块状。根据原井眼地质剖面3316m处为砂泥岩交界面，易于侧钻作业，修塞结束，起钻更换侧钻钻具组合。

开始控时侧钻钻进（钻具组合：？准215.9mmMD517X+？准172mm直螺杆+？准165mm浮阀+？准170mm弯接头（2.5°）+？准172mmMWD短接+？准173mm无磁钻铤×2根+？准127mm加重钻杆×24根+？准127mmNC52钻杆），定向井要求钻时4m/h。

定向井要求3316-3326m控制钻时4h/m，返出水泥岩屑比例由7：3逐步增长为2：8，后定向井要求钻时控制在2h/m，钻进至3332m返出物98%以上均为地层岩屑，判断已侧钻出新眼，决定起钻更换常规动力钻具恢复钻进。

3.3 侧钻问题分析与技术分析

在侧钻过程中，有明显的托压现象，要经常活动钻具来解除，该现象是侧钻中的一大忌，本应造好的新台阶通过活动钻具有可能就要破坏它。故在侧钻过程中，要充分调整好泥浆的性能，避免出现该现象影响侧钻的成功率。

侧钻进尺：16m，总纯钻时间：49h，平均机械钻速：0.33m/h。

4 侧钻后的轨迹控制

4.1 定向井段（3332-4263m）

（1）钻具结构：？准215.9mmMD6521ZC（新）×0.3m+？准172m

m螺杆（1.5°/208mm新）×7.51m+？准165mm浮阀×0.5m+？准208mm扶正器×1.54m+？准165mmLWD（500万）×13.05m+？准127mm无磁抗压缩钻杆×9.06m+？准127mm加重钻杆×6根×57.686m+NC52/411转换接头×1.14m+？准127mmNC52钻杆×24根×230.835m+NC52/410接头×1.15m+？准165mm水力振荡器×4.275m+411/NC52转换接头×1.15m+127mmNC52钻杆×69根×663.913m+NC52/410转换接头×1.15m+？准127mm加重钻杆×18根×173.23m+NC52/411转换接头×1.15m+？准127mmNC52钻杆若干。

（2）钻井参数：钻压：60-80kN，排量：32L/s，泵压：27-28MPa。

（3）增斜段末点多点数据：测深：4260m、井斜：87.81°、网格方位：146.23°、视平移：1365.52m。

（4）过程简述：使用无磁抗压缩钻杆，提高钻具的安全性，也能够有效的传递钻压。为了确保井下安全，减少井下摩阻，采用了倒装的钻具，使井下钻具达到最优、最简化、最安全的结构;该钻具随着井深的不断增加，斜坡钻杆的长度也有所变化。在上部定向井段基本采用了1.5°导向马达来满足轨迹要求，均采用了滑动钻进的方式，连续定向的造斜率最高达到5°/30m，基本上能够追上设计线。

PDC钻头，造斜率较高，而且机速也很快，满足本井要求，针对现场情况，下入1.5°导向马达穿泥岩段。实际施工过程中，地质根据返屑情况，及时向建设方汇报，并得到了通知，将原目标垂深3805m，调整到3814m。本着这样的探油层的原则，以该垂深作为新目标，重新调整轨迹后，要求造斜率较低，这样就降低了施工的难度，故使用转动钻进的方式进行探油层。

4.2 水平井段作业4263-4350m

（1）钻具结构：？准215.9mmMD6521ZC×0.3m+？准172mm螺杆（1.5°/208mm）×7.98m+？准165mm浮阀×0.5m+？准208mm扶正器×1.54m+？准165mmLWD×13.05m+？准127mm无磁抗压缩钻杆×9.06m+？准127mm加重钻杆×6根×57.686m+NC52/411转换接头×1.14m+？准127mmNC52钻杆×18根×173.142m+NC52/410转换接头×1.15m+？准165mm水力振荡器×6.23m+411/NC52转换接头×1.15m+127mmNC52钻杆×75根×721.606m+NC52/410转换接头×1.15m+？准127mm加重钻杆×18根×173.23m+NC52/411转换接头×1.15m+？准127mmNC52钻杆若干。

（2）过程简述：由于调整轨迹之后，1.5°导向马达以优越的性能顺利入窗，并找到油层。为了节省时间，用1.5°导向马达在水平段钻进。维持88°稳斜钻进，钻进至4260m，全烃值由基值1%左右上升至7-8%，返出岩性地质定油迹，地质所衡量要求增斜至90°后稳斜钻进。但要不断的通过滑动来控制井斜的增降，转动钻进一根，井斜基本上增加0.8°，这给施工带来了一定的困难和风险，并要求调整泥浆的性能，间断配置并注入润滑塞（3袋塑料小球+5袋石墨），进行下扣井斜的作业。由于地层倾角的存在，钻进至4330m，预测井底井斜89°，返出岩性由砂岩变为泥岩，全烃值降至1%，地质所衡量要求降斜至87°，根据返出岩性及电阻率定下步措施。后复合钻进至4336m，全烃值又有所升高，返出岩性明显含油。故又要求降斜至88°后稳斜钻进，根据综合情况定下步措施。反复增斜、降斜直接影响了速度，而且给井下安全带来了巨大风险。

5 结束语

（1）根据这次经验，在侧钻完时，打水泥塞尤其關键。保证水泥灰品质，保证候凝时间，采用高效的工具才能保证侧钻的成功率。

（2）定向过程中采用1.5°导向马达，通常该造斜工具能够满足设计造斜，工具面控制起来也较容易，变化幅度不大，但是要注意长时间定向勤活动钻具，防止粘卡。

（3）水平段施工，勤与地质人员、定向井人员沟通，尽量预测底层倾角和油层走向，保证尽量多的导向钻进、尽量少的定向钻进。不仅能大大提高钻井速度，也能避免井眼轨迹复杂、狗腿度过大造成的井下事故。

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