靖中北气田水平井快速钻进技术:元坝气田

　　摘 要：靖边气田地层可钻性较差，地层复杂、储层薄且起伏变化大，钻井周期长一直制约着靖中北气井水平井的开发效率，本文以在该区块成功提速的靖平011-16井施工实例着手，从轨迹剖面优化、轨迹控制技术、钻具组合优化、PDC应用等几个方面进行分析论述，提出了靖中北气井水平井快速钻井的技术结论和建议，对该区快气井水平井施工提速将起到借鉴参考意义。
　　关键词：靖北气田 水平井 剖面优化 轨迹控制 钻具优化
　　一、前言
　　靖边气田下古储层薄、起伏变化大，地层可钻性差，钻井周期长，制约着靖边中北部气田的开发效率，靖平011-16井是在该区块下古生界气藏布署的一口开发水平井，构造位置在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，目的气层为奥陶系下统马五13。
　　靖平011-16井由川庆钻探钻采工程技术研究院承担定向及钻井液技术服务，钻井总公司40635钻井队承钻施工，是第一口40钻机承钻的气井水平井，施工难度较大，该井在钻井周期、PDC应用、机械钻速等几个方面的均取得突破，可为靖中北区块气井水平井施工提供参考意义。
　　二、施工难点
　　1、40钻机负荷有限，事故处理能力不强，风险控制难度大：该井为首次尝试使用40钻机承钻气井水平井,对钻机的承载能力、工程轨迹控制、钻具组合等均是个较大的挑战；
　　2、靖边气田靶前距较短（350m），斜井段滑动多，造斜率要求高，制约着PDC的推广应用；
　　3、煤层多：山西、太原、本溪组均存在大段煤层，易垮塌，钻进该层位时主要以复合为主,造斜率低，对350m的靶前距来说是个难题；
　　4、下古储层薄，该井气层只有1.2m，且起伏变化大,调整频繁,水平段钻进容易出层,导向控制难度大；
　　5、该井从3820m处开始马家沟缺失，垂深下探10m,连续钻遇541m 泥岩段，小排量高泵压，摩阻大、托压严重、滑动调整轨迹困难，容易造成井下复杂 。
　　三、施工概况
　　靖平011-16井于2010年3月28日一开，先实施直导眼探明地层，实钻导眼深3214m，再填井至2768m进行侧钻，全井2010年6月25日完钻，钻井周期89.5天，总进尺4807m，实钻水平段长度1000m。
　　1、主要技术指标
　　①钻井周期89.5天，创靖中北区块最快纪录（此前该区块最短周期记录为靖平12-6井114.8天）；
　　②斜井段成功试验使用国产PDC钻头，成功钻穿石盒子、山西、太原、直至本溪组，进尺281m,创靖中北区块国产PDC最长进尺纪录；
　　③全井平均机械钻速6.12m/h，创该区块最高记录；
　　④轨迹控制准确平滑，在地层缺失情况下连续钻遇泥岩段541m顺利完钻，创泥岩钻遇最长纪录。
　　2、实钻井身结构
　　井身结构示意图
　　3、实钻井眼轨迹
　　4、实钻周期数据
　　四、关键技术
　　１、二开直导眼井段防斜快速钻井技术
　　二开直井段井段较长，防斜打直是重点，该井段采用塔式钟摆双扶钻具组合，中转速低钻压(PDC钻头钻压在12T以内，牙轮钻头钻压在22T以内)防斜打直，效果明显，在钻遇延长下部砾石层时及时弱化钻压和转速吊打，二开直导眼井段550-3075米最大井斜0.9度，3075-3200米最大井斜1.30度；
　　钻具组合：
　　Φ241.3mmPDC+Φ203mmLZ+Φ203mmMWD-SUB+Φ203mmNMDC+631×410SUB+Φ239mmSTAB+Φ177.8mmDC*9根+411×460SUB+Φ168mmDC*9根+461×410SUB+Φ127mmHWDP*43根+Φ127mmDP
　　钻井参数及泥浆体系：钻压80-14KN，转盘转速55r/min，排量34L/s，泵压10-11MPa。钻井液采用双钾体系，密度为1.03g/cm3，粘度31s，失PH=7，滤失量：全失。
　　２、斜井段轨迹控制技术
　　斜井段根据实际工况，模拟实钻、优化轨迹剖面，采用“增-微增-增”三增剖面结构，保证山西、太原、本溪组煤层低造斜率复合钻进，同时给入窗调整留够余地；优化钻具组合，采用适应该区块地层特性的增斜钻具组合，钻具增斜率始终稍高于设计造斜率，足够的造斜率和稳定性保证了斜井段的顺利实施；钻进过程中实时动态监控，准确计算钻具造斜率、精确预算轨迹，及时调控待钻井眼轨迹；定向第一趟钻使用三牙轮＋1.5度单弯螺杆，在2768m开始控时侧钻，2797m侧钻成功，起钻换1.25°螺杆继续增斜钻进；在2986m～3267m井段，据地层特征大胆优选使用PDC钻头，合理调整钻进参数，单只PDC钻头进尺281m，成功快速穿过石盒子、山西组、太原组、本溪组，大大提高了钻进效率；采用83-86°稳斜探顶入窗技术，预算入窗造斜率3.5-4度/30m，在靶点垂深上提6米情况下轻松顺利入窗；
　　钻具组合：Φ215.9mmBit+Φ172mmLZ(1.5°或1.25°)+631×460SUB+Φ168mmMWD-SUB+Φ168mmNMDC+461×410SUB+Φ127mmHWDP*42根+Φ127mmDP
　　钻井参数及泥浆体系：钻压60-160KN，转盘转速30-45r/min，排量34L/s，泵压14-17MPa。钻井液采用钾酸钠体系，密度为1.25g/cm3，粘度50s， PH=7，滤失量：5。
　　3、长泥岩水平段施工技术
　　水平段采用螺旋双扶稳斜钻具组合，实钻水平段长度1000m，由于地层缺失，自3820钻遇泥岩开始至该井完钻，共钻遇泥岩段长度541m，泥岩段钻进技术措施如下：
　　①水平段排量小泵压高，泥浆段泥浆比重保证在1.20－1.27g/cm3防止井壁垮塌，勤开固控设备（离心机、除砂器、振动筛等），除砂降摩阻；
　　②轨迹调整时保持稳中有变，不可急于求成，少滑勤滑，狗腿度控制到3度/30m以内，每个单根打完划眼2遍，保证井眼通畅光滑；
　　③准确把握钻具造斜率，准确计算滑动长度，优化钻进参数，确保轨迹符合要求，本井实钻轨迹与甲方要求始终保持了高度符合性。
　　钻具组合：
　　Φ152.4mmBit+Φ120mm单弯螺杆(1°或0.75°)+331×310sub+Φ148mm扶正器+MWD-SUB+Φ120mmNMDc1根+Φ120mm SUB+回压阀+Φ88.9mmHWDp15根+Φ88.9mmDp50根+Φ88.9mmHWDp30根+311×410sub +Φ101.6Dp
　　钻井参数及泥浆体系：滑动钻压120-140KN，复合钻压100-130KN，转盘转速25r/min，排量13-15L/s，泵压23-24MPa。钻井液采用酸溶体系，密度为1.22-1.30g/cm3，粘度605s，PH=7，滤失量：3-4。
　　五、结论及建议
　　1、350m靶前距要求造斜率较高，制约着PDC的大范围推广应用，建议将靶前距调整为500m左右，取消导眼；
　　2、83-86°稳斜探顶、低造斜率入窗技术在靖中北气井水平井施工中是成功的；
　　3、准确计算掌握钻具造斜率对轨迹的准确控制起着关键作用；优化井身轨迹、准确控制轨迹，是快速钻进的重要因素之一；
　　4、建议在斜井段、水平段推广应用PDC，可提高钻速，减少起下钻次数，保证井下安全。