P1-平2井施工實踐與認識

李吉軍

（大慶鉆探工程公司，黑龍江大慶163453）

隨著油氣資源勘探開發的逐步深入，大慶油田常規油氣資源已經得到了充分開發，致密油作為油田接續資源之一，儲量規模較大，動用程度相對較低。儲量主要集中在扶余油層和高臺子油層，覆蓋整個大慶外圍，總資源量超過10×108t，前景十分可觀。致密油油藏滲透率低于一個毫達西，相當于頭發絲的1/30，常規直井開采方式單井控制儲量少、開采難度大、單井產量低，難以實現效益開發。通過水平井鉆井方式開發控制儲量大，應用大規模縫網壓裂技術，對儲層的改造體積更大，裂縫波及范圍更廣，可有效提高單井產量，提高經濟效益性。

1 基本情況

P1-平2 井屬于大慶油田采油七廠的一口致密油開發水平井，該井開發目的層位FⅠ7，位于泉頭組地層。本井為三開、三維水平井，完鉆井深2286m，提前222m地質完鉆（設計井深2508m），無復雜、無事故，砂巖鉆遇率89.2%。

2 軌跡情況

本井為三開、三維水平井，剖面設計為“直—增—增—穩”水平井剖面軌跡（穩斜探油頂），井眼軌跡在方位上有20°的調整。井斜45°以前造斜率控制在1.5°～2.0°/10m，井斜45°以后,造斜率控制在2°～2.5°/10m，完全滿足設計要求。實際入靶垂深1536.15m，與原設計相比淺了3.67m，最大全角變化率8.19°/1672.56m。水平段共有6個控制靶點，軌跡為波浪式上傾軌跡。

3 施工難點分析

一是本井為三維水平井，摩阻、扭矩大，增加了施工難度；二是水平段油層發育不穩定，地層垂深，油層走向變化大，軌跡調整頻繁。本井水平段自1680（著陸點）～2286m 井段（計606m），井斜角變化91.98°/1728m～89.05°/1921m～91.98°/2007m～87.17°/2247m，垂深從1536.15m 下降至1538.18m，再上升至1530.31m，高程落差7.87m，形成波浪式軌跡，易形成巖屑床，影響返砂效果，不利于快速鉆進；三是水平段泉頭組泥巖地層堅硬，可鉆性極差，機械鉆速低。

4 重點井段施工情況

自水平段井深2178m 處開始，機械鉆速明顯變慢，從6.89m/h 下降至1m/h 以下。由于進尺慢，在井深2195m 換新鉆頭，鉆壓最大加到12t，轉速調到130r/min，鉆進30min，效果不明顯，平均機械鉆速只有0.7m/h。鉆至2202m，已在層外上界鉆進24m，觀察錄井返出巖屑，為灰綠色泥巖，含鈣，并含少量不明銀色物質。井深2202m，甩旋導換鉆研LWD 和旋沖螺桿，自12 月28 日14：45 恢復鉆進，先復合鉆進0.6m，平均機鉆速不足1m/h。鉆至12 月29 日6：00 井深2209m，定向3m，定向鉆速0.54m/h，復合鉆進4m，復合鉆速0.79m/h。鉆進至井深2273m，井斜已降到87.17°，垂深下移1.5m，仍未進層，經與甲方協商，起鉆換旋導復測，再探層1～2 根，決定是否提前完鉆。旋導在復測完曲線伽瑪和電阻值，又鉆進了13m，2020 年1 月5 日井深2286m，仍未進層，經請示甲方，決定提前222m 完鉆，完鉆井深2286m。水平段自井深2178～2286m（108m井段），機械鉆速極低（平均0.63m/h），所鉆泉頭組泥巖地層堅硬、可鉆性極差，一旦出層后，在該泥巖地層中調整軌跡效果很差，造成機械鉆速異常緩慢。

井深1680m 著陸后，井斜從83.43°增至91.98°，隨后又降至88.53°，垂深變化較大，形成波浪式軌跡，這是油層走向變化大的結果，增加了軌跡控制的難度。

5 重點井段鉆具組合

造斜段：?215.9mmPDC(JKP-5)×0.4m+?172mm CGDS NB(含1 號北石近鉆頭專用1.25°螺桿新)×16.11m +?127mmNMHWDP ×9.27m +?127mmHWDP×300.95m(32根)+?127mm斜坡鉆桿。

水平段：?215.9mmPDC(JKP-5)×0.4m+?172mm旋導×17.41m+?210mmLF×1.74m+?127mmNMHWDP×9.27m+浮閥×0.49m+?127mmHWDP×55.78m(6 根) +?127mm 斜 坡18°清 砂×9.34m+?127mm斜 坡18°×250.08m+?127mm 斜 坡18°清 砂×9.34m+?127mm 斜坡18°×249.99m+?127mm 斜坡18°清砂×9.34m+?127mm 斜坡18°×250.18m+?127mm 斜坡18°清砂×9.34m+?127mm斜坡18°×307.67m+?127mm HWDP×245.17m(26根)+?127mm斜坡鉆桿。

本井為三維水平井，造斜段采用北石近鉆頭專用1.25°螺桿，完全滿足設計造斜率要求，全井復合鉆比例達到84.7%，大大提高了井眼平滑度，降低了阻卡幾率。水平段創新應用了清砂鉆桿配合鹽水鉆井液體系，提高了攜砂、返砂效果，減小了拖壓的影響，提高了井壁穩定性，為鉆完井施工提供了良好的井眼環境。

6 鉆井液情況

直井段（1054～1181m）：采用鉀鹽共聚物鉆井液體系，在配漿及鉆進膠液補充中加足抑制劑、隨鉆封堵防塌材料，適當控制失水，同時控制鉆井液密度在設計范圍的中上限，提高泥餅質量和井壁穩定性，充分利用固控設備控制體系含砂和固相含量，將鉆井液中的有害控制在較低比例，保證鉆井液清潔。根據工程設計提示，預計在青二、三段鉆遇斷層，斷點垂深1115m，斷距40m，配漿及鉆進配膠液，加入1%非滲透封堵劑，預防井漏。

造斜段（1181～1680m）：采用低固相鹽水鉆井液體系，控制鉆井液粘度維持在50～55s 之間，密度維持在靠近設計上限。鉆進過程中，仍然按配方比例配制膠液，利用膠液維護鉆井液流變性。造斜鉆進后，及時補加潤滑材料，增強鉆井液潤滑性，預防托壓。通過在罐面加休斯頓抑制劑和聚合醇，維持鉆井液抑制性。

密切關注鉆壓、轉數、排量、返砂量等鉆井參數及工程變化情況，保證井眼排量不低于32L/s，確保鉆井液獲得足夠的環控返速，確保鉆井液密度維持在1.41～1.44g/cm3的基礎上，每天開高速離心機，離心式一體機鉆進期間24h使用，充分發揮固控設備作用，及時高效清除無用固相，防止巖屑進一步分散。

水平段(1680～2286m）：水平段地層巖性以粉砂巖和灰綠色泥巖為主，鉆井液維護仍然以強抑制、強封堵、低摩阻、低失水為主。

7 好的做法

（1）旋轉導向鉆井系統的應用，提高了軌跡預測精度，降低了水平段軌跡控制難度，提高了油層鉆遇率。

（2）水平段鉆具每隔250m 左右下入清砂鉆桿，改善了鉆井液在井筒內的流態，及時破壞了巖屑床的形成，增強了返砂效果。

（3）應用低固相氯化鉀鹽水鉆井液體系，采用“上抑下封”處理工藝，使鉆井液具有較強的抑制性、較低的摩阻，良好的潤滑性能，保證了井壁的穩定性，減少了拖壓現象。

8 取得的認識

（1）水平段泉頭組泥巖段地層堅硬、可鉆性差，造成水平段機械鉆速低。

（2）水平段上傾井眼軌道設計，造成鉆進時施加鉆壓困難，影響機械鉆速。

（3）油層走向預測精度低，對進出層判斷不及時，造成上下找層，頻繁調整軌跡。

9 結論

（1）需要對泉頭組地層巖性進一步研究，開展該地層可鉆性與鉆頭的配伍性研究，優化鉆頭選型，優選攻擊性強的高效鉆頭，以提高水平段機械鉆速。

（2）精細井眼軌跡控制，提高軌跡控制精度和砂巖鉆遇率，減少在泥巖中鉆進井段。

（3）建議開展水力振蕩器、減摩減扭接頭等提速工具的現場應用試驗，以提高致密油水平井鉆井速度。