安14平1水平井的鉆井工藝探討

馬　飛，劉建忠，周隆超，彭靜然，王真毅（延長石油集團油氣勘探公司鉆井工程部，陜西延安　716000）

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安14平1水平井的鉆井工藝探討

馬飛，劉建忠，周隆超，彭靜然，王真毅
（延長石油集團油氣勘探公司鉆井工程部，陜西延安716000）

摘要：安14平1井是延長石油集團油氣勘探公司鉆井工程部5001隊在延安區塊承鉆的一口水平井，該井地處典型的鄂爾多斯盆地伊陜斜坡。本文首先分析了安14平1井在施工過程中的難點，其次針對難點分別提出了鉆井液技術及井眼軌跡控制技術等工藝措施，并通過這些措施的實施取得了良好的效果，該井的順利完井為同類油氣田鉆井施工工作提供了良好的技術參考。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地；鉆井；水平井；鉆井液體系；井眼軌跡

1　安14平1井概況

1.1地層特點

安14平1井是延長石油集團油氣勘探公司鉆井工程部5001隊在延安區塊承鉆的一口水平井，該井地處典型的鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，是一個低滲、低壓、低豐度、大面積分布的巖性氣藏[1]。該處地層復雜多樣，劉家溝組的砂巖地層易發生漏失；古生界二疊系石千峰組、石盒子組地層，主要巖性為砂巖、泥巖、含礫砂巖，局部含煤層。該井施工目的層為山西組，設計垂深為2 656 m。

1.2水平井井深結構

安14平1井為三開井深結構，表層套管尺寸Φ244.3 mm，封過延長組；二開采用Φ222.25 mm鉆頭，鉆直井段、導眼段及回填側鉆段，鉆至井深2 950 m后，下Φ177.8 mm技術套管至2 947.29 m；三開以Φ152.4 mm鉆頭鉆水平段至完鉆井深3 707 m，具體井深結構（見圖1）。

圖1　安14平1水平井井深結構圖

2　施工難點分析

（1）安14平1井所處地層復雜多變，和尚溝組和劉家溝組地層存在區域性漏失問題；石千峰組和石盒子組地層易發生井壁坍塌，上塌下漏，鉆井液不易控制；山西組發現有大段泥巖、碳質泥巖以及砂泥混層，極易垮塌，這給施工帶來了極大的困難。

（2）三開鉆頭直徑為Φ152.4 mm，為了降低環空壓耗，使用的是Φ101.6 mm非標鉆桿，但是鉆桿循環壓耗仍很大，導致后期鉆進中泵壓高達29 MPa。且由于環空容積小，排砂、排屑困難，鉆屑床形成速度快。

（3）大斜度井段的鉆具不能居中，同時加上巖屑的垂沉作用，造成巖屑上返困難，尤其在定向作業鉆具不轉動時，攜砂難度更大，易形成巖屑床。

（4）大斜度井段的鉆具由于剛性差，鉆具緊貼井壁，加鉆壓后易與井壁形成多個支點，造成定向鉆進中的拖壓現象和送鉆困難。

（5）由于水平裸眼段長，加之地質部門對地層認識不清，為了尋找水平段砂體，井斜變化幅度大，最大上調至94°，垂深上調近17 m，井眼軌跡極不平滑，造成了高摩阻和大扭矩，為下步的施工帶來了極大的困難。

3　應對措施

3.1鉆井液技術對策

根據鄂爾多斯盆地伊陜斜坡地層特點及以往施工經驗[2]，采用不同地層選用不同鉆井液體系的方法。定向前使用坂土-CMC鉆井液體系，定向后優選KCl-聚磺鉆井液體系。

3.1.1坂土-CMC鉆井液體系一開及二開定向前的井段：鉆井液使用坂土-CMC體系，配制坂土漿，充分預水化24 h，加入CMC（高）并使其充分溶解、攪拌均勻，正常鉆進中鉆井液的維護以水化好的坂土漿和CMC（高）膠液為主，并以細水長流的方式加入，具體配方為：5 %～8 %坂土+0.4 %Na2CO3+0.4 % CMC（高）。該井段鉆井液性能（見表1）。該鉆井液體系抑制了泥巖水化分散、穩定了井壁，能很好的滿足井壁穩定及快速鉆進的需求。

表1　一開及二開定向前井段鉆井液性能

3.1.2 KCl-聚磺鉆井液體系機理KCl-聚磺鉆井液體系主要由抑制劑、降濾失劑、潤滑劑、包被劑及封堵材料組成，以KCl作主抑制劑，聚胺為次抑制劑。該體系依靠K+的嵌入作用、聚磺的抑制性及包被劑的包被封堵協同作用保持巖屑的完整性，減少巖屑的崩散，有效降低泥巖水化的高膨脹壓；同時加入降濾失劑和封堵劑，減少濾液侵入地層，達到良好的抑制作用，實現多元協同抑制的總體目標，從而保持井壁的穩定性[3]。

（1）二開定向后井段：鉆井液為KCl-聚磺防塌鉆井液體系，以HP和KCl加強包被、抑制泥巖水化膨脹，增強井壁的穩定性，以PL、COP等降低濾失量，以改性瀝青、低熒光潤滑劑改善濾餅質量、調整鉆井液的潤滑性和流變性。具體配方為：4 %坂土+0.2 %Na2CO3+ 0.2 %NaOH+5 %～7 %KCl+0.3 %～0.5 %HP+0.5 %～0.7 %NH4HPAN+0.5 %～0.7 % COP+0.5 %～1.0 %PL+ 2.0 %～3 %FT-342+2 %～3 %乳化石蠟+3 %～5 % CGY+0.3 %～0.5 %聚胺抑制劑+0.2 %～0.3 %胺基聚醇+石灰石粉+0.5 %～0.7 %HV-CMC。鉆井液具體性能（見表2）。通過以上強抑制材料的加入增強了井壁的穩定性，使易發生漏失的和尚溝組和劉家溝組未發生漏失現象；同時降濾失劑、改性瀝青和潤滑劑的加入減少了鉆頭泥包概率并提高了機械鉆速，該井段基本未發生鉆頭泥包現象。故認為該鉆井液體系能有效解決泥巖的井壁垮塌及鉆頭泥包難題。

表2　二開定向后井段鉆井液性能

（2）三開水平段：由于地層的隆起變化，三開水平段巖性復雜多變，出現了大段泥巖、碳質泥巖及砂泥混層等非砂巖。其中泥巖、碳質泥巖等非砂巖井段占了全部水平段長度的27.4 %，砂巖井段長度只占了水平段長度的72.6 %。泥巖、碳質泥巖為敏感地層，極易垮塌，所以具有良好防塌性能的KCl-聚磺鉆井液體系發揮了顯著作用。該體系的強抑制性保障了三開泥巖、碳質泥巖等非砂巖井壁的穩定性，鉆井液良好的流變性和潤滑性減小了不平滑井眼的摩阻和扭矩，大大降低了托壓的影響及井眼軌跡的控制難度，減少了巖屑床的形成概率。三開水平段鉆井液的具體配方為：井漿+ 5 %～7 %KCl+0.6 %～0.8 %KPAM+0.3 %～0.5 %HP+ 0.5 %～0.7 %COP+0.5 %～1.0 %PL+2.0 %～3 %FT-342+ 2 %～3 %乳化石蠟+3 %～5 %CGY+0.3 %～0.5 %聚胺抑制劑+0.2 %～0.3 %胺基聚醇+石灰石粉+0.5 %～0.7 % HV-CMC，具體鉆井液性能（見表3）。

表3　三開鉆井液性能

3.2井眼軌跡控制技術對策

安14平1井的造斜點深（2 060 m），水平裸眼段長（777 m），摩阻、扭矩都較大，另外由于地層的變化影響，井眼曲率變化大，工具面不穩定，造成定向滑動時間長，造斜段及水平段井眼軌跡控制難度增大，井斜、方位變化快。在施工作業過程中，為保證井下安全，根據不同井段的情況采取相應措施，通過選擇合理的鉆具組合及特殊的工程措施，提高鉆井參數的合理配置，有效控制了安14平1的井眼軌跡，加快了該井的鉆井速度。

（1）定向段及入窗井眼軌跡控制技術，為能夠對準確入窗及地層電性參數提供保障和依據，該井從造斜點（2 060 m）開始使用MWD+γ測斜儀器，準確測量井斜及方位參數，同時也為錄井提供準確地層伽馬參數。根據每個測點的井斜、方位數據和對比目的層位置及時做好預測和待鉆設計，作出最佳施工方案。入窗之前，采取加密測量、準確計算和及時預測的方法，保障了順利入窗，入窗井斜為89.8°，方位角334.6°，水平位移514.86 m。

造斜點（2 060 m）在石千峰組，該地層軟硬交錯、砂泥互層，且機械鉆速較低。開始定向時，每個單根滑動鉆進2 m～3 m基本可以滿足設計要求的造斜率，定向上部井段平均造斜率為2.9°/30 m，滿足設計要求；定向下部井段，當井斜達到60°時復合鉆進平均增斜率高達4.1°/30 m，通過調整鉆壓參數，復合鉆進可以基本滿足設計的造斜率。在井斜較小時，復合鉆進時的方位不易控制；井斜增至50°以上復合鉆進方位較為穩定。入窗前地質部門根據現場的對比分析，將A靶點垂深定為2 656.16 m。定向井段鉆具組合如下：Φ222.25 mm鉆頭+Φ172 mm（1.25°）螺桿+Φ165 mm短鉆鋌×2根+Φ213 mm扶正器×1根+Φ165 mm定向接頭+Φ165 mm無磁×1根+ MWD-SUB+Φ127 mm加重×42根+Φ127 mm鉆桿+旋塞閥+方鉆桿。

在造斜段及入窗前的增斜段，由于井斜較大，易形成巖屑床，造成托壓、卡鉆現象，因此采取了每鉆完1個單根劃眼1～2次，堅持每鉆進100 m～150 m進行一次短起下鉆，及時清除巖屑床，保障井眼清潔；為了防止起鉆時的抽吸作用，堅持灌漿，3柱一灌漿，5柱灌滿漿；為了保證儀器的正常工作，下鉆前做好儀器和螺桿的試驗，在下鉆中途開泵頂通循環，并做好中途儀器的試驗。

（2）水平段井眼軌跡控制，水平段的井眼曲率的變化需嚴格控制，避免出現太大的狗腿度，以減少井下復雜事故的發生。

按照該井設計要求，在A靶點，井斜控制在89.5°～90°沿砂層穩斜鉆進，穩斜鉆進的平均增斜率為0.13°/30 m。但是在水平段鉆進過程中，鉆遇地層中有大段泥巖及碳質泥巖，地質部門多次要求進行垂深調整，要求井斜一直在90°以上，向上探砂鉆進，入窗垂深2 656.15 m，完鉆垂深2 640.26 m，井斜最大達到了94.86°，垂深上調了15.89 m，地層上傾嚴重，因此增加了軌跡控制難度。且由于軌跡的不平滑造成了摩阻高和扭矩大；托壓造成了加鉆壓和定向的困難；加之該井段環空容積小，排砂、排屑困難，鉆屑床形成速度快，環空壓耗多，泵壓最高達29 MPa，通過常規的滑動方式已不能滿足井眼軌跡的調整，因此該井段在滑動鉆進時，通過上下大幅度活動鉆具、每鉆完單根仔細劃眼1～2次（杜絕定點劃眼），堅持鉆進80 m～100 m短起下鉆拖拉井壁，及時清理巖屑床，減少了鉆具的摩阻和托壓現象，達到更好地滑動鉆進效果。水平段鉆具組合為：Φ152.4 mm鉆頭+Φ120 mm（1.0°）螺桿+Φ147 mm扶正器+Φ120 mm定向接頭+Φ120 mm無磁×1根+ MWD-SUB+Φ101.6 mm加重×6根+Φ101.6 mm鉆桿× 150根+Φ101.6 mm加重×48根+Φ101.6 mm鉆桿+旋塞閥+Φ108 mm方鉆桿。

4　施工成果

安14平1井通過應用以上鉆井液體系及井眼軌跡控制工藝技術，克服了井壁易垮塌、鉆頭泥包、井眼軌跡變化幅度大、不平滑及垂深上提高等困難，已安全、順利、高效的完成了完井作業。該井從開鉆到完井復雜事故率少，電測成功率為100 %，井身質量合格率為100 %，固井及完井作業都非常順利。該井提前工期完鉆，為公司節約了大量成本。同時，極大豐富和夯實了公司鉆井技術力量，為同類油氣田鉆井作業提供了良好的技術參考。

5　結論及建議

（1）安14平1井是延長石油集團自有井隊獨立完成的第一口水平井，也是地層復雜、水平裸眼段長、井斜變化大、垂深上調高、井眼軌跡極不平滑等施工難度非常高的一口水平井。

（2）具有良好抑制性、造壁性、防塌性、攜砂性及潤滑性的KCl-聚磺鉆井液體系，是克服井壁易垮塌、鉆頭泥包、井眼軌跡難以控制等問題的重要保證。

（3）在施工作業過程中，針對不同井段采用優化鉆具組合及特殊的工程措施，提高鉆井參數的合理配置，有效保證了井眼軌跡的合理控制、預防了井下復雜情況的發生。

（4）通過理論探索和現場施工，形成了井身結構、井眼軌道的優化設計、鉆井液體系、井眼軌跡測量與控制等的水平井鉆井配套技術。因此，延長石油集團具備了應用常規設備實施水平井鉆井的能力。

（5）建議加強對地層的認識，確定合理的入靶點；加強鉆井隨鉆測量技術尤其是近鉆頭隨鉆測量、隨鉆測井等技術的研發，以確保最大化的有效進尺。

參考文獻：

［1］李爽，等.水平井技術在蘇10區塊的應用［J］.特種油氣藏，2011，18（3）：84-86.

［2］李文明，向剛，王安泰，等.蘇里格氣田大位移水平井鉆井液技術［J］.天然氣工業，2012，34（3）：33-35.

［3］夏林，何衛濱，戴萬海，等.蘇里格氣田蘇20-17-15H水平井鉆井液技術［J］.鉆井液與完井液，2010，27（3）：89-90.

作者簡介：馬飛，工程師，現任陜西延長石油集團油氣勘探公司鉆井工程部技術科副科長。

*收稿日期：2015－12-23

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.016

中圖分類號：TE243

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）03-0060-04