興古7—H173井大位移井鉆井技術研究

張靜偉

DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2017.14.036

摘 要：興古7-H173井由于地層存在井壁不穩(wěn)、油藏壓力系數(shù)偏高的特點，通過優(yōu)化井身結構、井眼軌跡設計、鉆具組合、鉆井參數(shù)，配合采用長城鉆探自主研發(fā)的MWD隨鉆測量系統(tǒng)、旋轉導向鉆進系統(tǒng)等技術，最大限度地提供復合進尺比例，快速準確中靶，實現(xiàn)井眼軌道與設計軌跡一致。全井解決了淺地層造斜難度大、水平段攜巖困難、起下鉆摩阻大扭矩大等技術難題，為國內(nèi)大位移水平井技術提供了寶貴的建議。

關鍵詞：大位移井 興古7-H173井 鉆具組合 鉆井液 鉆井技術

中圖分類號：TE24 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2017）05（b）-0036-02

Study on Drilling Technology of Large Displacement Wells in Xing Gu 7-H173 Well

Zhang Jingwei

（CNPC the Great Wall Drilling Technology Service Company， Panjin Liaoning， 124010， China）

Abstract： Because of the characteristics of strata Xinggu 7-H173 well exists wellbore instability， reservoir pressure coefficient is high， by optimizing the structure of the well， the well trajectory design， BHA drilling parameters， with the use of self-developed MWD the Great Wall drilling MWD system， rotary steering drilling system， the maximum composite footage the proportion of fast and accurate target， realize the trajectory design and trajectory consistency. The whole well solves the shallow oblique horizontal section technical problems under the cutting carrying friction torque， providing valuable suggestions for the domestic large displacement horizontal well.

Key Words： Large displacement well； Xing Gu 7-H173 well； Drilling tool combination；Drilling fluid； Drilling technology

興古7-H173井位于遼寧省盤錦市興隆臺區(qū)采油廠，構造位置屬于遼河斷陷盆地西部凹陷中南段興隆臺潛山興古7塊，為了更好地開采該區(qū)塊裂縫型塊狀底水變質巖潛山油藏[1]，該井到完鉆先后采用隨鉆測量系統(tǒng)、旋轉導向鉆進系統(tǒng)、旋轉導向測井系統(tǒng)、隨鉆測井系統(tǒng)等技術，提高了鉆井效率，降低了鉆井成本，完鉆遼河油田閉合距最長的大位移井。

1 興古7-H173井施工技術難點

（1）地層層位復雜，地層或硬或軟[2]，造斜率差，在一開井眼從383 m開始造斜施工，設計初始曲率1°/30 m，地層松軟，后期曲率達到4.4°/30 m，造斜率控制存在困難。

（2）水平段和斜井段長，鉆柱的摩阻、扭矩大。在導向滑動鉆進中，鉆具躺在下井壁，鉆具與井壁的接觸面積大，致使鉆井施工過程中摩阻升高、扭矩增大。

（3）三開井下溫度較高，發(fā)生儀器故障，在3 000 m處出現(xiàn)探管高溫燒毀現(xiàn)象，嚴重影響信號傳輸。

2 興古7-H173井鉆井技術

2.1 井身結構優(yōu)化設計

興古7-H173井館陶組地層含有大量礫石成分，滲透率高，容易出現(xiàn)鉆井液滲透性濾失[3]。東營組地層為大段泥巖夾砂巖，地層壓力正常，但部分區(qū)域有淺氣層存在。沙河街組一和二段為前期投入開發(fā)的油氣藏，地層壓力虧空；沙河街組三段油藏壓力系數(shù)偏高，鉆井液密度提到1.30 g/cm3以上才能平衡地層壓力，通過井身結構優(yōu)化設計：導管660.4 mm井眼×62.00 mm+Ф508 mm套管×60 m一開Ф444.5 mm井眼×1178 m+Ф339.7 mm井眼×1175 m；二開Ф311.1 mm井眼×3809 m+Ф244.5 mm套管×3806 m；三開Ф215.9 mm井眼×5667.57 m+Ф139.7 mm套管×5667.57 m。

2.2 井眼軌跡優(yōu)化設計

根據(jù)甲方提供設計的井身結構，決定在383.89 m開始造斜，井眼軌跡空間五段，直—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—水，選擇在A點入靶，B點完井，井眼軌跡設計如下。根據(jù)井眼軌跡設計，決定在造斜段采用長城鉆探自主研發(fā)的MWD隨鉆測量技術，在進靶前采用旋轉導向鉆井系統(tǒng)（見表1）。

2.3 鉆具組合、鉆井參數(shù)優(yōu)化和井眼軌跡控制

井眼軌跡采用滑動鉆進進行鉆進，主要采用長鉆自主研發(fā)的MWD隨鉆測量裝備，造斜段鉆具組合采用：Φ311.1 mmPDC鉆頭+Φ216 mm×1.15°穩(wěn)斜螺桿+Φ203 mm定位接頭+Φ203 mmMWD無磁短節(jié)+ 139.7 mm加重鉆桿+Φ139.7 mm鉆桿。鉆井參數(shù)：鉆壓40～60 kN，轉速70～110 rpm，排量28～30 L/s，鉆井液密度：1.18～1.35 g/cm3。

造斜段設計曲率3°/30 m，使用撓性鉆鋌，提高鉆具組合復合鉆進的造斜能力，最大限度地提高復合鉆進比例，提高機械鉆速，縮短鉆井周期。采取短程起下鉆和提前倒裝鉆具，確保大斜度井段鉆壓的有效傳遞。嚴格控制工具的造斜率，保證井眼軌跡平滑，以減小鉆柱的摩阻和扭矩，同時消除由于起下鉆而形成鍵槽的可能性。

穩(wěn)斜段鉆具組合采用：Φ215.9 mmPDC鉆頭+Φ172×1°單彎螺桿+165減震器+165 mm無磁鉆鋌+定位接頭+127加重+127鉆桿。鉆井參數(shù)：鉆壓60～90 kN，轉速40～50 rpm，排量45～55L/S，鉆井液密度1.13～1.35 g/cm3。

應用自主研發(fā)的高溫探管，不僅實現(xiàn)信號安全傳輸，而且提高了鉆井效率。使用鉆技服研發(fā)的穩(wěn)斜螺桿，盡量減少調整井段，最大限度地提高復合鉆進比例，這樣既能預防巖屑床的產(chǎn)生，又能提高機械鉆速，縮短鉆井周期。

水平段鉆具組合：Φ215.9PDC鉆頭+Φ172×0.75°螺桿+410×430浮閥+210球扶+165減震器+165無磁+定位接頭+127加重鉆桿+巖屑床破壞器+139.7鉆桿。

鉆井參數(shù)：鉆壓60～110 kN，轉速40～50 rpm，排量28～32 L/s，鉆井液密度1.05～1.15 g/cm3。

扭方位井段使用水力振蕩器，降低滑動鉆進時摩阻，提高滑動鉆進機械鉆速。水平段鉆進時使用抗鹽、抗溫120 ℃的自主研發(fā)的穩(wěn)斜螺桿和加焊HF5000耐磨帶的球型扶正器，減少滑動進尺，最大限度地提供復合進尺比例，提高機械鉆速。

3 現(xiàn)場應用效果

興古7-H173井通過優(yōu)化鉆具組合與鉆井參數(shù)，保證了井眼軌跡平滑，根據(jù)地層特點合理調整鉆井液性能，保障了全井井壁穩(wěn)定，降低了摩阻。該井到完鉆先后采用MWD隨鉆測量系統(tǒng)、旋轉導向鉆進系統(tǒng)、隨鉆測井系統(tǒng)等技術，實現(xiàn)了高溫環(huán)境下隨鉆測量設備的信號傳輸不穩(wěn)的問題，保證了全井井壁穩(wěn)定，解決了井漏、井壁穩(wěn)定性等鉆井技術難題，與甲方設計的鉆井軌跡基本重合，全井定轉比16.62%，最大曲率不超過4.431°/（30 m），鉆遇油層率100%，滿足甲方相關要求，工程技術服務項目一次交驗合格率100%。該井成功完鉆為國內(nèi)大位移井鉆井技術提供了寶貴性意見。

4 結論與建議

（1）興古7-H173井通過優(yōu)化井身結構設計、鉆具組合與鉆井參數(shù)，解決了地層膠結疏松和地層造斜能力差等問題，保障了井眼暢通，與設計軌跡相符合。

（2）進入造斜段每鉆進一定距離時，短起下鉆，堅持2短1長原則，三開單根劃眼1遍，每鉆進完一個立柱劃眼2遍，避免攜巖困難、托壓、卡鉆等大位移井的技術難題，提高了鉆井效率。

參考文獻

[1] 唐洪林，唐志軍，閆振來，等.金平1井淺層長水平段水平井鉆井技術[J].石油鉆采工藝，2008，29（6）：121-123.

[2] 王俊明，周明信，沙東，等.張海502FH大位移分支水平井鉆井技術[J].石油鉆探技術，2007，35（5）：114-117.

[3] 汪緒剛，張文華，李應光，等.伊拉克艾哈代布油田快速鉆井技術[J].石油鉆探技術，2013，41（1）：35-39.