1、 1 扶余油田浅层水平井钻井研究与实践 董国昌 1 何 军 1 张嵇南 1 李小兵 2 （ 1 吉林石油集团公司钻井院、 2 吉林石油集团公司 ） 摘要 :为使扶余油田地面受限、采用常规钻井技术无法实现开发的浅油藏得到高效开发 ,研究应用了采用直井钻机进行水平井开发的偿试 ,取得了显著效果。本文结合扶余浅油藏特点，分析了浅层水平井钻井完井难点，提出了解决措施及对策，并着重论述了现场 2 口井应用情况及效果，得出了几点结论及认识。 关键词：浅层 水平井 井眼轨迹控制 井身结构 钻井液 完井 扶余油田为储量上亿吨的老油田，该油田油藏埋藏浅，埋深为 300-490 米左右，油层平均孔隙度为 23%，
2、平均渗透率为 120 10-3 m2。由于该油田有三分之一的面积地处城区，采用常规钻井技术，有 1000 多万吨的探明石油储量无法开发。若采用浅层水平井钻井技术，可使地面受限位移在 300-700 米的浅油藏得到开发，从而为扶余老区稳产、增产和油田上产产生积极影响，同时也为老区井网合理布局、提高采收率产生良好的效果。但浅层水平井有别于常规水平井，由于井比较浅，位移和井深之比相对较大，钻井和下套管过程中井眼摩阻大，如何克 服钻进和下套管中的摩阻问题，就成为浅层水平井钻井需要解决的关键问题。 在室内精细研究的基础上，第一口浅层水平井 扶平 1 井于 2004 年 8 月 25 日 15 时开钻，于
3、 2004 年 9 月 16 日 5： 45 完井，历时 14.36 天（扣除中间等重晶石时间），是国内采用常规直井钻机施工的第一口垂深小于 450 米的浅层水平井。该井油藏中部埋深 442 米，开发目的层为扶余油层 3+4 号层，实钻造斜点 220.7 米，水平段长 288.16 米，水平位移 548.96 米，完钻井深 891.66 米。该井达到了工程与地质的紧密结合，水平段波动幅度控制在 1.01 米 以内，油层钻遇率达到 99%以上，压裂后初产原油 27 吨 /日，生产 1 个月后稳产 15 吨，为临近直井产量的5 倍，取得了良好的地质和钻井目的。随后在总结扶平 1 井施工经验的基础上
4、，于 2004 年 11月 19 日 -12 月 8 日，又成功地完成了扶平 2 井的施工，该井造斜点深 240.8 米，油藏中部垂深459.3 米，开发目的层为扶余油层 7+8 号层，该井完钻井深 916 米，水平段长 288.68 米，水平位移 552.18 米，该井油层钻遇率 100%，压裂后日产原油 15 吨，稳产 10 吨 /日，为临近直井产量的 3 倍。而 2005 年又相继完成了扶平 3 井、扶平 4 井以及扶平 6 井的施工，目前扶平 3 井和扶平 4 井已投产，压裂后初产都为 15 吨，后分别稳产 10 吨和 12 吨，为临近直井产量的 3-4 倍，取得了显著的经济和社会效益
5、。 一、浅层水平井钻井技术难点 1、造斜点浅（ 220-241 米），直井段钻柱重量轻，大斜度段和水平段施加钻压困难； 2、地层松软，工具实际造斜率难于确定，而扶平 1 和扶平 2 井都位于松花江内，相对于扶余其它区块地下情况落实比较差，要求井身剖面调整性强，能够对垂深误差进行一定的调整，从而使井眼轨迹控制难度进一步增大； 3、 由于井浅、造斜率较高、直井段较短，在二开 井段测井时，容易出现测井遇阻问题； 4、小型直井钻机常规配备为单泵，二开采用 311mm 井眼钻进，在大斜度段易形成岩屑床，给井眼轨迹控制和下套管带来困难； 5、由于井浅，直井段套管重量轻，水平位移段相对较大，完井套管不容易下
6、至完钻井深； 6、钻井液要综合考虑润滑、携岩、井壁稳定和油气层保护以及钻井成本等多项问题，给钻井液优选增加了难度； 7、为了满足采油压裂需要，水平段套管要求居中，以及完井固井油气层保护等问题，给浅层水平井固井及完井增加了难度。 二、技术措施与对策 1、采用单圆弧井身剖面，尽可能降低造斜 点，增加直井段长度； 2、将技术套管下至 60 度井段，降低摩阻，同时将易形成岩屑床的 45-60 度井段封隔，从而大大减少钻具、完井套管柱在 60 度以上井段的摩阻，进而减少滑动钻进和完井下套管的阻力； 3、利用先进的国外软件，进行浅层水平井井眼摩阻分析，同时设计 60 度以下井段采用不同的倒装钻具组合，以增
7、加可施加的钻压和降低钻柱摩阻； 2 4、加长稳斜探顶段长度，以满足油层可能提前的需要，同时采用比设计造斜率略高的螺杆钻具进行造斜，以便适当开动转盘提高携岩效果，及时破坏岩屑床，降低摩阻，并可在油层垂深提前的情况下，提高 造斜率； 5、优化大斜段和水平段扶正器数量和扶正器类型，确保套管居中，同时在 60 度以上斜井段安放刚性滚轮扶正器，降低下套管摩阻，增加完井套管下入重量； 6、研究低固相、低摩阻、低成本携岩难力强的水基钻井液，降低裸眼段摩阻，同时坚持短起钻制度，及时破坏岩屑床； 7、完井下套管过程中，分段循环，降低循环阻力，并及时清除下套管过程中除下的泥饼，提高固井顶替效率； 8、在钻井液方面
8、，控制钻井液固相含量，降低钻井液失水，利用先进的国外软件进行地层压力预测，实施近平衡钻井，同时采用超细碳酸钙屏蔽暂堵进行油气层保护； 9、在固井方面提高水泥浆流变性和控制水泥浆失水量在 50ml 以内进行固井油气层保护； 10、为克服直井段套管重量轻、完井套管不容易下至完钻井深这一难点，制订了下油层套管的应急预案。 三、现场试验情况 （一）、扶平 1 研究与施工情况 1、井身结构： 一开：井眼 445mm 101m，套管 339.7mm 100m； 二开：井眼 311mm450m，套管 244.5mm 448.9mm； 三开：井眼 215.9mm 891.66m，套管 139.7mm 887.
9、mm 2、井眼轨迹控制 （ 1）直井段（ 0-220.7 米） 一开直井段 101 米和二开直井段 220.7 米都采用刚性比较大的塔式防斜钻具组合进行防斜钻进。 （ 2）二开造斜段（ 220.7-450 米） 二开造斜段采用导向钻具组合进行造斜，钻具组合如下： 311mm 牙轮钻头 + 197mm 单弯螺杆钻具（ 1.5 度） +MWD+ 165mm 无磁钻铤 1 根 + 165mm钻铤 3 根 + 127mm 加重钻杆 20 根 + 127mm 钻杆 +133mm 方钻杆 钻井参数：井斜角在 45度之前钻压 5-6吨，井斜角在 45度之后钻压 7-10吨；排量 33-34L/S； 为了更好
10、地控制井眼轨迹，采用 MWD 进行定向造斜， 以便进行导向钻进、控制造斜率和有利于携岩。 为了降低钻井成本，设计采用单泵的中小型钻机钻井。而单泵排量相对比较低，容易在45-60 度井段形成岩屑床，为此在该井段，适当降低造斜率，增加转盘钻进机会，从而及时破坏了岩屑床，使实钻轨迹比较平滑， 为三开井段井眼轨迹控制创造了良好的条件。 （ 3）三开造斜段（ -542.38 米） 为了降低摩阻，提高钻压传递效率，本井段采用倒装钻具组合，具体如下： 215mmPDC 钻头 + 165mm 单弯螺杆钻具（ 1.25 度） +MWD+ 165mm 无磁钻铤 1 根 + 127mm加重钻杆 20 根 + 165
11、mm 钻铤 6 根 + 127mm 钻杆 +133mm 方钻杆 工具面钻进时钻压 5-8T，复合钻进时钻压 2-4 吨，转速 30-40rpm，排量 30l/s。 本井段开始钻进时，采用导向钻井方式，严格控制每个单根的造斜率，使井眼轨迹严格按照设计运行，当钻至井深 512.45 米时，井斜角达到 77.73 度时，地质部门发现目的层滞后，为此现场及时修改优化了井身剖面，在目的层垂深下移近 2 米的情况下尽可能使窗口左右和前后位移不变，同时为了便于地层对比，提前使用了 LWD 进行跟踪，当钻至井深 542.38 米时，以83.36 度的井斜 进行探顶和着陆段控制。 （ 4）探顶和着陆段控制（ -
12、603.5 米） 探顶段和着陆段采用下面的倒装钻具组合： 215mmPDC 钻头 + 165mm 单弯螺杆钻具（ 1.25 度） +LWD+ 127mm 无磁钻铤 1 根 + 127mm加重钻杆 20 根 + 165mm 钻铤 6 根 + 127mm 钻杆 +133mm 方钻杆 3 探顶段采用导向钻井方式进行稳斜探顶，钻压 2-4T，转速 30-40rpm，排量 30l/s，通过与地质紧密结合于井深 559 米处探测到油顶，然后进行着陆控制，着陆段以 6 度 /30 米的造斜率进行着陆，当井深达到 603.5 米时 ，井斜 89.50 度，靶前位移 260.9 米，垂深 441.5 米进入窗口
13、，横向位移 1.13 米。 （ 5）水平段控制（ -891.66 米） 水平段采用的钻具组合如下： 215mmPDC 钻头 + 165mm 单弯螺杆钻具（ 1.25 度） +LWD+ 127mm 无磁钻铤 1 根 + 127mm加重钻杆 3 根 + 127mm 斜坡钻杆 30 根 + 127mm 加重钻杆 17 根 + 165mm 钻铤 6 根 +127mm 钻杆 +133mm 方钻杆，钻压 3-4 吨，转速 30-40rpm，排量 30l/s; 水平段是扶平 1 井控制的重要井段，其主要目的是使水平 段尽可能在油层中穿行，同时控制井眼曲率和井眼横向偏移，使井眼尽可能光滑，确保完井套管下至预定
14、位置。 入窗后，水平段控制按照地质要求将水平段控制在垂深 442 米上、下，当钻进 45 米后发现垂深 441.8-442.5 油层为富含油，不如着陆段过程中钻遇的垂深 440.8-441.5 米的饱含油油层，然后将水平段垂深上调至 441.5 米，之后根据地质预测，存在一定的地层倾角，钻进 70 米后，又将水平段垂深调至 442 米。整个水平段钻进，工程与地质进行时时勾通，根据地层岩性显示和 LWD 随钻测井资料进行及时调整，在具有中间夹层的 1.5 米厚油层内，实现了最优钻井，使水平段波动幅度控制在 1.01 米，水平段最大横向偏移控制在 4.56 米，砂岩钻遇率达到 99%以上，富含油井
15、段占 90%以上。 3、钻井液技术 （ 1）钻井液配方优选 配方： 4%水化般土 +0.5%纯碱 +0.3%KPA+1%铵盐 +1%HA 树脂 +1%防塌润滑剂+1%ORH+1%DYRH-3+0.08%XC 流变性实验 按配方混合各处理剂，充分搅拌后，测得流变性能； 通过实验可以看出， XC 能充分的起到提切剂的作用，在钻井液的切力较低时，加入 XC 可以提高钻井液的动 切力，从而提高钻井液的携岩能力，满足钻进要求。另外，也可以利用 XC 配置高粘切的清扫液，进行洗井作业。 润滑性实验 按配方混合各处理剂，充分搅拌后，测得润滑性能如下： 1 分钟摩阻系数： 0.0699； 10 分钟摩阻系数：
16、 0.0875 钻井液的润滑性满足水平井 1 分钟摩阻系数小于 0.1 要求。 滤失性实验 按配方混合各处理剂，同时加入超细碳酸钙 4%，用重晶石加重，充分搅拌后，测得 30 分钟失水量 4.8ml 抑制性实验 取现 场 KPA 试样，按配方混合各处理剂，测得滚动回收和膨胀实验，通过实验可看出钻井液抑制性满足施工要求。 （ 2）现场维护的技术要点 润滑性维护 采用低固相钻井液技术，维护钻井液的润滑性最优。在配浆时，采用适当的低般含或无般含原浆；钻进过程中，充分利用固控设备最大限度的清除钻屑，控制固相含量最低，满足设计要求。 加入足量的大分子聚合物，配以适量的小分子聚合物，调整泥饼质量，保证泥饼
17、润滑性。 加入润滑剂，提高钻井液的润滑性能。 控制全井段摩阻系数小于 0.1，且恒定。 携岩性能维护和清除岩屑床 维持钻井液中 3%左右的般土含量，保证当加入聚合物时，钻井液形成足够的结构力。 使用 xc 提高钻井液的动切力，提高其携岩能力。在大井眼段，适当的提高钻井液的动切力，特别是当井斜角在 45-60 度时，动切力的提高梯度为 3.5-6.0-13.5Pa，满足了携岩要求。 工程上利用开转盘，上下活动钻具、短起钻等措施，破坏岩屑床；而钻井液方面利用清洗液破坏岩屑床。 4 维护井壁稳定 保持合理的钻井液密度性能，维护井壁的力学稳定。 大分子聚合物、小分子聚合物 结合，形成高质量泥饼。 维护
18、钻井液的滤失性在设计范围内。 利用抑制剂，保证钻井液的抑制能力。 油层保护技术 低密度钻开油层技术，控制油层段钻井液密度不大于 1.18 g/cm3，施工中控制在 1.16 g/cm3。 应用屏蔽暂堵技术，进入油层前加入超细碳酸钙，在钻进中补充超细碳酸钙，保证其含量，从而保证暂堵效果。 4、固井完井技术 扶平 1 井油层套管固井采用双凝双密度水泥浆结构，上部领浆为 G 级油井水泥原浆，下部尾浆为常规密度低温低失水水泥浆。上部 G 级油井水泥原浆能够携带残留泥饼和岩 屑，下部常规密度低温低失水水泥浆在低温条件下具有高早强、零析水和低失水性能，能够防止水泥浆失水发生水窜。双凝结构避免水泥浆失重，防
19、止层间窜流或高压地层水窜入井筒，保证油水层段封固良好；双密度结构减轻水泥浆液柱静压力和顶替动压力，防止水泥浆漏失，保证水泥浆返至地面，防止套损。 （二）、扶平 2 井研究与施工情况 1、室内研究方案优化 扶平 2 井与扶平 1 井处于同一井场，为成对平行水平井。为此在吸取扶平 1 井成功经验的基础上，对扶平 2 井的钻井方案进行了优化完善。 （ 1）井身剖面优化 由于扶平 2 井距离扶平 1 井较近，地质方面 对油层垂深预测误差相对较小，为此本井剖面设计中，考虑油层垂深最大提前误差为 1 米，这样减少了无效井段长度，增加造斜点深度，进而增加直井段管柱重量和减小井眼摩阻。 （ 2）井身结构优化
20、通过扶平 1 井实钻可知，钻进至 70 米以后进入泥岩段，为了降低钻井成本，缩短表层套管下入深度，由原来的 100 米缩短至 79 米。 为了进一步减小油层套管下入阻力，将技套下深增加至 3+4 号小层油层顶，将 3+4 小层上部相对不稳定的泥岩封隔（坍塌压力系数 1.12），进而使泥浆密度进一步降低，从而达到保护油层需要。与扶平 1 井相比优化后的井身结构， 不增加钻井成本。 （ 3）优化钻井液性能 由于扶平 1 井钻井液性能能够很好地满足钻井施工要求，因此钻井液仍然采用扶平 1 井的钻井液体系，但为了进一步保护好油层，要降低三开钻井液密度，并在配方上进行相应调整。具体如下： 降低钻井液密度
21、，进而减小钻井液浸入油层深度 钻井液密度下限确定为 1.10。原因如下 : 3+4 号小层油层压力系数为 0.98，按孔隙压力设计密度为 1.08，经过采用国外地层压力预测软件计算（符合率 90%），地层坍塌压力为 1.10，因此钻井液密度下限确定为 1.10； 冬季施 工，考虑实际固控限制以及需要加入一定量的暂堵剂，预计实际密度应为1.10-1.15； 综上设计密度范围在 1.10-1.15，而实际施工中，在满足井壁稳定的条件下，按下限施工。 采用复合暂堵技术，控制固相颗粒进入油层 选用两种超细碳酸钙作为暂堵剂和加重剂。一种为灰质碳酸钙可实现暂堵和降失水作用，另一种为颗粒碳酸钙，暂堵直径较大
22、的孔隙。 钻井液中加入非渗透处理剂进行油层保护，以控制钻井液和水泥浆液相进入油层。 2、扶平 2 井现场施工简况 由于井身结构 和井身剖面的优化，特别是钻井液中有害固相的及时清除，与扶平 1井相比，大大提高了油层套管的可下入性，解决了扶平 1 井油层套管下入困难问题； 扶平 2 井三开钻井密度为 1.10-1.13g/cm3，与扶平 1 井相比降低了 0.05g/cm3，另外钻井液中还加入非渗透剂，有效地阻止了钻井液固相和液相向油层中的渗透。 5 （三）扶平 3、扶平 4 和扶平 6 井的施工 1、扶平 3 井施工 扶平 3 井的井身结构与扶平 2 井相同，该井由于临近注水井，地层压力高，设计
23、三开钻井液密度为 1.20 g/cm3，当 钻进至 519 米处停泵准备接单根时，发现井涌， 立即起钻至技术套管鞋处并组织压井，关防喷器测压 1Mpa，计算油层中部压力并推算平衡压力钻井液密度为1.397g/cm3，决定使用 1.60g/cm3的钻井液进行压井， 4： 54 进行压井作业，至 5 月 1 日 0： 16停泵观察 10 分钟，无溢流现象，决定下钻继续进行钻进。该井由于井涌，可能引起井壁的不稳定，而钻井液密度和固相含量的升高，必然导致润滑能力下降，因此扶平 3 井与前两口浅层水平井相比，还需重点解决井壁稳定和井井眼润滑问题。为此在压井正常后采取了了如下技术措施： （ 1）、井壁稳定
24、技术措施 保证钻井液具有合理的密度，三开由于涌水，采用密度 1.60 g/cm3钻井液压井，正常后密度在 1.35 1.40g/cm3，为防止井漏，逐渐降低钻井液密度至 1.26g/cm3，有效地保证了井壁的力学稳定。 提高钻井液的抑制能力，保持钻井液中 KPA 含量不低于 0.3%，有效地抑制了泥岩地层的水化膨胀。 降低钻井液的滤失量，保持钻井液中的铵盐和 HA 树脂的有效含量不低于 1%，二开控制钻井液的滤失量由 6.0ml 降低至 4.2ml，三开控制最低在 3.5 ml，减少了进入地层的滤液，在一定程度上保护了油层。 （ 2）、润滑技术措施 三开由于钻井液密度升高，导致固相含量急剧升高
25、到 19%，这时钻井液润滑能力很差，泥饼摩阻系数 1 分钟 0.1317， 10 分钟 0.3839 实验结果表明增大润滑剂的加量可以明显改善润滑效果。现场采取如下技术措施 保持低的膨润土含量，在 2 3%之间。增大润滑剂加量， 开动固控设备（除泥器和离心机）去除劣质土。 逐渐降低钻井液密度和固相含量，钻井液密度由 1.35g/cm3逐渐降低并控制在 1.30g/cm3，固相含量由 19%降低至 14%。 增大润滑剂的加量，每种润滑剂含量不低于 3%。 采取措施后井浆泥饼摩阻系数 1 分钟 0.0524， 10 分钟 0.1853，润滑效果十分明显。 通过以上措施解决了注水区浅层水平井钻井井壁
26、稳定和井眼润滑问题。 2、扶平 4 和扶平 6 井的施工 通过前 3 口浅层水平井的理论研究和现场实验，有效和成功地控制了摩阻问题，并通过摩阻分析找到了有效解决浅层水平井摩阻的方法，进而在随后施工的水平井简化了井身结构，具体如下： 一开：井眼 393mm 151m，套管 273mm 150m； 二开：井眼 215.9mm完钻，套管 139.7mm完钻； 通过简化井井结构，显著地提高了钻井施工速度，缩短了施工周期，节省钻井周期 3 天以上，节省钻井成本幅度达到 16%以上，从而为浅层水平井在扶余地区大面积快速推广奠定了坚实的技术基础。 四、几点认识 1、 5 口浅层水平井钻井的成功，为吉林油田高
27、效开发地面受限的 1000 多万吨的石油地质储量寻求了一个切实可行的新方法，同时也坚定了吉林油田分公司大力推广水平井技术的信心，2005 年已部署了 22 口浅层水平 井； 2、研究的低固相聚合物水基钻井液体系及其配套技术成功地解决了浅层水平井的润滑、携6 岩、破坏岩屑床等技术难题； 3、每次起钻时采用 10 方漏斗粘度大于 150 秒的钻井液和 XC 混合清扫液洗井一次，可有效清除井眼中残留岩屑； 4、采用刚性滚轮扶正器即可满足水平段套管居中的要求，又可减少套管下入阻力，是提高浅层水平井固井与完井成功率的有效手段； 5、低温低失水水泥浆配方与相应的隔离液相配套，应用于浅层水平井中，可有效地保护浅层油气层和提高固井质量。 6、通过合理钻井液体系及施工工艺，可实现浅层水平井井身结构的简化 ，进而提高施工速度，降低钻井成本。 作者简介： 董国昌：吉林石油集团公司钻井工艺研究院钻井工艺所所长，高级工程师。通讯地址：吉林省松原市钻井工艺研究院。电话： 0438-6337721；手机： 13943884950.
