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◀钻井技术与装备▶ 扎哈泉致密油水平井钻井技术对策 ∗ 胡 贵 李令东 刘新云 于文华 石李保 孟庆昆 徐 鹏 （中国石油勘探开发研究院） 摘要 为提高致密油总体开发效益， 青海油田部署了第 １ 口致密油水平井， 但钻井周期较长， 影响水平井规模开发进程。 分析认为该水平井周期长的关键问题是造斜段水平段滑动比例高， 机 械钻速低， 表现在地层较硬、 设计造斜率偏高、 轨迹不光滑以及定向托压方面。 通过技术优化， 提出了相关技术对策 每 ３０ ｍ 设计造斜率降低至 ５以下， 保证造斜段滑动比例在 ７０％以下； 优 化水平段复合钻井稳斜钻具为单弯螺杆双稳定器钻具组合； 优选造斜段水平段钻头为 ５～６ 刀翼 １３ ～１６ ｍｍ、 双排切削齿、 平缓曲线冠部形状、 小外锥高度、 小保径长度以及大后倾角 （２０～３０） 高效 ＰＤＣ 钻头； 强化钻井液润滑性， 控制直井段每 ３０ ｍ 狗腿度在 ０􀆱 ５、 水平段每 ３０ ｍ 狗腿度在 ２以内摩阻扭矩控制措施； 提升排量至 ３０ Ｌ／ ｓ、 转速维持在 ３０～４０ ｒ／ ｍｉｎ、 提高钻井液动切力和塑 性黏度比值至 ０􀆱 ５ 以上等井眼清洁措施。 技术对策经现场应用后， 造斜段机械钻速提高 ２􀆱 ６ 倍， 水平井段机械钻速提高 １􀆱 ０ 倍， 收到了预期效果。 关键词 水平井； 井眼轨迹； 摩阻； 造斜率； 定向钻井； 复合钻井； 螺杆钻具； 扎哈泉 中图分类号 ＴＥ２４３ 文献标识码 Ａ ｄｏｉ １０􀆱 １６０８２／ ｊ􀆱 ｃｎｋｉ􀆱 ｉｓｓｎ􀆱 １００１－４５７８􀆱 ２０１６􀆱 ０２􀆱 ００５ Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ Ｗｅｌｌ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ｆｏｒ Ｚａｈａｑｕａｎ Ｔｉｇｈｔ Ｏｉｌ Ｈｕ Ｇｕｉ Ｌｉ Ｌｉｎｇｄｏｎｇ Ｌｉｕ Ｘｉｎｙｕｎ Ｙｕ Ｗｅｎｈｕａ Ｓｈｉ Ｌｉｂａｏ Ｍｅｎｇ Ｑｉｎｇｋｕｎ Ｘｕ Ｐｅｎｇ （Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ＆ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ， ＣＮＰＣ） Ａｂｓｔｒａｃｔ Ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｏｖｅｒａｌｌ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｂｅｎｅｆｉｔｓ， ｔｈｅ ｆｉｒｓｔ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ ｗａｓ ｄｅ⁃ ｐｌｏｙｅｄ ｉｎ Ｑｉｎｇｈａｉ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ􀆱 Ｂｕｔ ｔｈｅ ｌｏｎｇ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｐｅｒｉｏｄ ｈａｓ ｉｍｐａｃｔｅｄ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｐｒｏｇｒａｍ ｗｉｔｈ ｈｏｒｉｚｏｎ⁃ ｔａｌ ｗｅｌｌ􀆱 Ｔｈｅ ｋｅｙ ｒｅａｓｏｎｓ ｏｆ ｌｏｎｇ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｐｅｒｉｏｄ ｉｎ Ｚｈａｈａｑｕａｎ ａｒｅ ｂｅｌｉｅｖｅｄ ｔｏ ｂｅ ｈｉｇｈ ｒａｔｉｏ ｏｆ ｓｌｉｄｉｎｇ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｉｎ ｂｕｉｌｄ⁃ｕｐ ｓｅｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｌｏｗ ＲＯＰ ｄｕｅ ｔｏ ｔｈｅ ｈａｒｄ ａｎｄ ａｂｒａｓｉｖｅ ｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ， ｗｈｉｃｈ ｒｅｓｕｌｔｓ ｉｎ ｈｉｇｈ ｄｅｓｉｇｎｅｄ ｂｕｉｌｄ⁃ｕｐ ｒａｔｅ， ｈｉｇｈ ｄｏｇｌｅｇ ｓｅｖｅｒｉｔｙ ａｎｄ ｈｉｇｈ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｄｒａｇ ｄｕｒｉｎｇ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌ ｄｒｉｌｌｉｎｇ􀆱 Ｂｙ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ， ｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓ ｈａｖｅ ｂｅｅｎ ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｄｅｓｉｇｎｅｄ ｂｕｉｌｄ⁃ｕｐ ｒａｔｅ ｂｅ ｌｏｗｅｒｅｄ ｔｏ ５／３０ ｍ ｔｏ ｅｎｓｕｒｅ ｔｈｅ ｓｌｉｄｉｎｇ ｒａｔｅ ｔｏ ｂｅ ｌｏｗｅｒ ｔｈａｎ ７０％􀆱 Ｔｈｅ ＢＨＡ ｉｎ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｓｅｃｔｉｏｎ ｉｓ ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ ｔｏ ｂｅ ｔｈｅ ｓｉｎｇｌｅ ｂｅｎｄ ＰＤＭ ｗｉｔｈ ｄｏｕｂｌｅ ｓｔａｂｉｌｉｚ⁃ ｅｒｓ􀆱 Ｔｈｅ ＰＤＣ ｂｉｔｓ ｆｏｒ ｂｕｉｌｄｕｐ ｓｅｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｓｅｃｔｉｏｎ ｓｈｏｕｌｄ ｈａｖｅ ｔｈｅ ｆｅａｔｕｒｅｓ ｏｆ ５～６ ｂｌａｄｅｓ， １３～１６ ｍｍ ｃｕｔｔｅｒ， ｄｏｕｂｌｅ ｒｏｗ ｃｕｔｔｅｒｓ， ｆｌａｔ ｃｕｒｖｅ ｃｒｏｗｎ ｓｈａｐｅ， ｓｍａｌｌ ｏｕｔｅｒ ｃｏｎｅ ｈｅｉｇｈｔ， ｓｍａｌｌ ｇａｕｇｅ ｌｅｎｇｔｈ ａｎｄ ｌａｒｇｅ ａｎｇｌｅ ｏｆ ｒａｋｅ （２０～３０） 􀆱 Ｔｏ ｄｅｃｒｅａｓｅ ｔｈｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｄｒａｇ， ｔｈｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ ｓｈｏｕｌｄ ｂｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈｅｎｅｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｖｅｒｔｉｃａｌ ｓｅｃｔｉｏｎ ＤＬＳ ｂｅ ｌｏｗｅｒ ｔｈａｎ ０􀆱 ５ ／３０ ｍ ａｎｄ ｔｈｅ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ＤＬＳ ｓｈｏｕｌｄ ｂｅ ｌｏｗｅｒ ｔｈａｎ ２ ／３０ ｍ􀆱 Ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｈｏｌｅ ｃｌｅａｎｉｎｇ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ， ｔｈｅ ｉｎｃｒｅａｓｅｄ ｐｕｍｐ ｒａｔｅ ｔｏ ３０ Ｌ／ ｓ， ＲＰＭ ｏｆ ３０～４０ ｒ／ ｍ ａｎｄ ｔｈｅ ｒａｔｉｏ ｏｆ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｙｉｅｌｄ ｐｏｉｎｔ ｔｏ ｐｌａｓｔｉｃ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｏｆ ａｂｏｖｅ ０􀆱 ５ ａｒｅ ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ􀆱 Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｎｅａｒ ｂｉｔ ｇｅｏ⁃ｓｔｅｅｒｉｎｇ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ａｎｄ ｈｙｄｒａｕｌｉｃ ｏｓｃｉｌｌａｔｏｒ ｔｏｏｌｓ ａｒｅ ａｌｓｏ ｓｕｇｇｅｓｔｅｄ􀆱 Ｆｉｅｌｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｓｈｏｗｅｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎ ｒａｔｅ ｏｆ ｔｈｅ ｂｕｉｌｄｕｐ ｓｅｃｔｉｏｎ ｗａｓ ｉｎｃｒｅａｓｅｄ ｂｙ ２􀆱 ６ ｔｉｍｅｓ ａｎｄ ｔｈｅ ＲＯＰ ｏｆ ｔｈｅ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｓｅｃｔｉｏｎ ｗａｓ ｉｎｃｒｅａｓｅｄ ｂｙ １􀆱 ０ ｔｉｍｅｓ ｗｉｔｈ ｅｘｐｅｃｔｅｄ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ􀆱 ３２ ２０１６ 年 第 ４４ 卷 第 ２ 期 石 油 机 械 ＣＨＩＮＡ ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＭＡＣＨＩＮＥＲＹ ∗基金项目 中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目 “青海、 福山等地区优快钻完井技术集成与应用”（２０１１Ｄ⁃ ４４０５）； 中国石油勘探与生产分公司勘探与生产攻关项目 “致密油工厂化钻井技术研究”。 Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ； ｗｅｌｌ ｔｒａｊｅｃｔｏｒｙ； ｆｒｉｃｔｉｏｎ； ｂｕｉｌｄ ｕｐ ｒａｔｅ； ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌ ｄｒｉｌｌｉｎｇ； ｃｏｍｐｏｕｎｄ ｄｒｉｌｌ⁃ ｉｎｇ； ｐｏｓｉｔｉｖｅ ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ ｍｏｔｏｒ； Ｚａｈａｑｕａｎ ０ 引 言 扎哈泉致密油区位于柴达木盆地西部坳陷区扎 哈泉凹陷内， 是青海油田勘探落实的第 １ 个亿吨级 致密油储量区［１］。 目前扎哈泉致密油区主要采用 直井方式开发， 为提高致密油总体开发效益， 提高 单井产量， 青海油田 ２０１３ 年部署了第 １ 口致密油 水平井扎平 １ 井， 水平段长 ８２０ ｍ。 实施后该井钻 井周期长达 １３０ ｄ， 影响了扎哈泉致密油水平井规 模开发进程。 笔者以扎哈泉扎平 １ 井 （下称案例 井） 为例， 分析扎哈泉致密油水平井钻井过程中 存在的主要问题及对策， 以期为扎哈泉致密油水平 井钻井提速技术提供参考。 １ 钻井地质特点 从上到下发育 ５ 套地层， 第 ４ 系的 ７ 个泉组 （Ｑ１＋２）、 上第 ３ 系的狮子沟组 （Ｎ３ ２）、 上油砂山组 （Ｎ２ ２）、 下油砂山组 （Ｎ １ ２）、 上干柴沟组 （Ｎ１）。 Ｎ１ 层上部及以上地层岩性主要以泥岩和细粒岩为主， 其中 Ｎ２ ２、 Ｎ １ ２ 及 Ｎ１上部普遍发育棕黄、 棕红、 棕 灰及灰色泥岩； Ｎ１层下部地层以砂质泥岩和粉砂 岩为主。 致密油储层为 Ｎ１层， 以岩屑长石砂岩为 主， 碎屑颗粒粒度细， 分选较好， 平均孔隙度 ９􀆱 ９％， 平均渗透率 １０􀆱 ７ ｍＤ， 属于低孔、 中低渗 储层， 储集条件较好。 实测 Ｎ１层压力系数 １􀆱 ２ 左 右， 每 １００ ｍ 温度梯度 ３􀆱 ５ ℃左右。 ２ 钻井难点及钻井概况 ２􀆱 １ 钻井难点 （１） Ｎ２ ２、 Ｎ １ ２ 及 Ｎ１上部棕黄、 棕红、 棕灰及 灰色泥岩水化分散能力强， 天然泥岩岩芯在清水中 的回收率较低， 实测 Ｎ１ ２ 层 ２ 口直井天然泥岩岩芯 在清水中的回收率只 ５􀆱 ７１％和 ２４􀆱 ２２％， 造成已钻 井在 Ｎ２ ２、 Ｎ １ ２ 及 Ｎ１上部存在不同程度的井眼缩径 和扩径现象， 起下钻过程中存在遇阻和遇卡情况。 （２） Ｎ２ ２以下地层发育水层、 存在溢流风险。 前期部分井因钻井液性能设计及维护处理不合理带 来溢流及阻卡等钻井复杂事故。 （３） Ｎ１层岩性以棕灰色、 棕褐色、 灰色泥岩， 砂质泥岩， 棕灰色、 灰色泥质粉砂岩为主， 岩性差 异大， 硬夹层多， 存在流沙层及砾石层， 易导致 ＰＤＣ 钻头先期损坏； 且地层研磨性强、 可钻性较 差， 总体上机械钻速低。 早期井 Ｎ１层平均机械钻 速仅为 ２􀆱 ０１ ｍ／ ｈ， 在 Ｎ１层约占全井的 ２０％左右的 进尺需要全井 ５５％的钻井周期。 （４） 地层倾角平均 ４ ～ ８， 直井存在井斜风 险， 实钻过程中易发生井斜， 需要配合 ＭＷＤ 随钻 测量工具实时跟踪轨迹控斜。 ２􀆱 ２ 钻井概况 扎哈泉 ２０１４ 年之前， 主要采用三开井身结构 一开下至 ３００ ｍ 左右， 封固浅部易漏地层； 二开下 至 ２ ２００ ｍ 左右， 封固 Ｎ１ ２、 Ｎ ２ ２ 复杂层段； 三开下 至油层。 平均井深 ３ ５００ ｍ 左右， ２０１３ 年平均钻井 周期 ５２􀆱 ４ ｄ， 平均机械钻速 ６􀆱 ２３ ｍ／ ｈ。 ２０１４ 年通过研究认为， 区域上压力窗口较宽； Ｎ２ ２、 Ｎ １ ２及 Ｎ１上部棕黄、 棕红、 棕灰及灰色泥岩井 段需加强钻井液抑制性， 确保井眼稳定； Ｎ２ ２ 以下 水层发育地层应加强对钻井液池液面和氯根等检 测， 及时调整密度， 降低溢流风险。 井身结构可进 一步优化为二开， 即一开下至 ５００～８００ ｍ， 二开直 接钻至设计井深。 现场应用后钻井周期缩短至 ２９􀆱 ７５ ｄ， 机械钻速提高到 ７􀆱 ５２ ｍ／ ｈ。 ２􀆱 ３ 水平井钻井概况 采用三开井身结构， 一开采用 ４４４􀆱 ５ ｍｍ 钻头 钻至 ４００ ｍ 下 ３３９􀆱 ７ ｍｍ 套管， 二开采用 ３１１􀆱 ２ ｍｍ 钻头钻至 ２ ６００ ｍ 下 ２４４􀆱 ５ ｍｍ 套管， 三开采用 ２１５􀆱 ９ ｍｍ 钻头先完成直导眼进尺后于３ ０００ ｍ 开始 造斜， 钻进至设计井深后下 １３９􀆱 ７ ｍｍ 套管。 案例井于 ２０１４ 年完井， 扣除导眼钻井时间， 水平井钻井 １３０ ｄ， 超过直井钻井周期近 １００ ｄ。 ３ 影响钻井周期的关键因素 从钻井进度曲线看， 造斜段和水平段进尺比例 只有全井的 ２８􀆱 ９％， 但钻井时间占全井钻井周期 的 ６７􀆱 ９％。 主要表现在造斜段和水平段定向滑动 比例高， 钻速慢、 周期长。 造斜段设计每３０ ｍ 造斜率６􀆱 ６， 实钻采用１􀆱 ５ 单弯螺杆钻具定向钻进 （钻具组合为 ＰＤＣ 钻头＋ １􀆱 ５螺杆＋回压阀＋无磁钻杆＋ＭＷＤ 悬挂短节＋加重 钻杆＋斜坡钻杆）， 钻井液为有机盐体系， 密度 １􀆱 ４１ ４２ 石 油 机 械２０１６ 年 第 ４４ 卷 第 ２ 期 ～１􀆱 ４８ ｇ／ ｃｍ３。 实钻定向滑动比例高达 ９０􀆱 ５％， 平均 日进尺 １０􀆱 ０ ｍ， 平均机械钻速 ０􀆱 ６２ ｍ／ ｈ。 水平段长度 ８２０ ｍ， 实钻采用 １􀆱 ０单弯螺杆钻 具水平钻进 （钻具组合为 ＰＤＣ 钻头＋１􀆱 ０螺杆＋回 压阀＋双外接头＋ＷＰＲ 电磁波电阻率＋保护接头＋无 磁钻铤＋无磁钻杆＋ＭＷＤ 悬挂接头＋斜坡钻杆＋加重 钻杆＋钻杆）， 钻井液为有机盐体系， 密度 １􀆱 ４７ ～ １􀆱 ４９ ｇ／ ｃｍ３， 定向滑动比例 ６７􀆱 ０％， 平均机械钻速 １􀆱 ２９ ｍ／ ｈ， 平均日进尺 １７􀆱 ４ ｍ。 造斜段和水平段钻井工期长的主要原因如下。 （１） 造斜段、 水平段均位于 Ｎ１层， 地层相对 较硬， 单轴抗压强度主要在 １０３ ～ １７２ ＭＰａ 之间， 最高 ２４１ ＭＰａ， 可钻性相对较差； 内摩擦角介于 ３５～４５之间， 研磨性较强， 影响钻速。 （２） 岩性差异大， 硬夹层多， 导致钻具在造 斜段的实际造斜率偏低， 滑动比例高， 机械钻速 低。 单弯螺杆钻具要靠井壁来支撑下稳定器对钻头 产生一定的侧向力实现井眼的偏移。 当钻头钻遇硬 夹层时， 定向造斜钻时较长， 支撑螺杆钻具下稳定 器的井壁在螺杆钻具的长时间振动和循环钻井液的 冲刷作用下， 支撑井壁很容易被破坏， 对下稳定器 的支撑作用变弱， 致使实际造斜率相比理论造斜率 偏低［２］。 不考虑地层因素的影响， 采用螺杆钻具 几何造斜率计算方法［３］计算案例井造斜段钻具组 合每 ３０ ｍ 的理想造斜率为 ８􀆱 ０５， 而每 ３０ ｍ 设计 造斜率为 ６􀆱 ６， 理论条件下滑动比例约 ８２􀆱 ０％， 受地层特性影响实际每 ３０ ｍ 综合造斜率只有 ７􀆱 ３， 致使造斜段 ９０􀆱 ５％的井段都采用定向钻井方 式钻进， 降低了钻头转速， 影响钻速。 （３） 案例井造斜段 ＰＤＣ 钻头钻压加载到 １１０ ｋＮ， 水平段加载到 ３６０ ｋＮ， 加压困难， 钻井托压 严重， 影响了钻速。 钻井托压主要是指钻井过程中 所加载的钻压不能有效传递到钻头实现钻头高效破 岩， 主要由钻井过程中的钻具与井壁接触所产生的 摩阻和钻具局部与井壁的挤挂作用［４］构成。 严重 的托压影响钻具的延伸和地面能量向钻头的传送， 影响钻头破岩效率。 （４） 轨迹质量差， 加重了钻井后期定向托压， 影响钻速。 采用 Ｌａｎｄｍａｒｋ 工程软件， 在裸眼摩阻 系数 ０􀆱 ３０、 套管摩阻系数 ０􀆱 ２５、 实际轨迹条件下， 计算案例井定向摩阻约 ２８０ ｋＮ； 而相同条件下设 计轨迹条件下定向摩阻却只有 ２００ ｋＮ， 反映实钻 轨迹质量对摩阻扭矩的影响较大。 造斜段设计造斜率较高， 而实际总体造斜率偏 低， 为实现准确中靶， 局部井段需强制造斜， 致使 局部井段狗腿度大， 实际每 ３０ ｍ 最大狗腿度达到 １１􀆱 ２ （如图 １ 所示）。 水平井段因目的层厚度仅 ２ ｍ 左右， 为提高油层钻遇率， 井斜控制严格， 频繁 进行轨迹调整， 导致水平井段每 ３０ ｍ 最大狗腿度 达 ４􀆱 １２ （如图 １ 所示）， 滑动比例达 ６７％。 图 １ 造斜段水平井狗腿度变化曲线 Ｆｉｇ􀆱 １ Ｔｈｅ ｄｏｇｌｅｇ ｏｆ ｔｈｅ ｂｕｉｌｄｕｐ ｓｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ 采用底部钻具复合钻井准动力学分析方法［５－７］ 计算水平段钻具组合复合钻井导向力， 结果如图 ２ 所示。 水平井所用钻具组合在复合钻井时为增斜钻 具组合， 综合造斜力＋２２ ｋＮ （正号表示增斜， 负 号表示降斜）， 稳斜能力差， 实钻中一个单根增斜 ０􀆱 ３～０􀆱 ７， 每单根需定向 １􀆱 ５～２􀆱 ５ ｍ， 进一步影 响了水平井段轨迹质量。 图 ２ 水平段钻具组合导向力曲线 Ｆｉｇ􀆱 ２ Ｔｈｅ ｓｔｅｅｒｉｎｇ ｆｏｒｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ＢＨＡ ｆｏｒ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｓｅｃｔｉｏｎ （５） 现有钻井参数仍需进一步优化。 采用 Ｌａｎｄｍａｒｋ 工程软件， 在裸眼摩阻系数 ０􀆱 ３０、 套管 摩阻系数 ０􀆱 ２５、 实际轨迹条件下， 计算案例井定 向摩阻约 ２８０ ｋＮ； 而实际作业时定向摩阻达到 ３６０ ｋＮ， 反映实钻钻井参数需进一步优化。 ４ 钻井技术对策 ４􀆱 １ 轨迹设计及控制优化 （１） 针对设计造斜偏高的问题， 应降低设计 造斜率。 按照造斜段滑动比例应低于 ７０％的定向 钻井经验计算， 造斜段每 ３０ ｍ 造斜率应降低至 ５􀆱 ０， 降低造斜定向难度， 提高复合钻井比例， 平 稳中靶， 保证轨迹光滑， 降低托压风险。 此外， 通 过降低设计造斜率， 增加靶前距约 ８０ ｍ， 造斜点 可上移到岩石强度略低地层， 以利于造斜作业。 ５２２０１６ 年 第 ４４ 卷 第 ２ 期胡 贵等 扎哈泉致密油水平井钻井技术对策 （２） 针对水平段钻具组合增斜能力强， 稳斜 能力差的问题， 建议采用单弯螺杆双稳定器倒装钻 具组合， 即除螺杆下部近钻头稳定器外， 螺杆上部 再添加一个稳定器。 考虑到钻具组合应具有一定的 定向造斜能力和复合钻井稳斜能力， 通过钻井组合 复合钻井准动力学分析方法计算钻具组合稳定器外 径参数与造斜力的关系， 结果如图 ３ 所示。 从图可 知， 定向时为获得较高的定向能力、 复合钻井时获 得较好的稳斜能力， 近钻头稳定器应采用较大外径 的稳定器， 但较大外径的近钻头稳定器在硬地层定 向钻进时容易造成钻具挤挂现象， 增大定向托压风 险， 建议选择外径为 ２１２ ｍｍ 左右的稳定器。 同样 方法可以看出， 上稳定器外径应选择在 ２０６ ～ ２０８ ｍｍ。 考虑到目的层只有 ２ ｍ 层厚， 水平段螺杆弯 角可选择 １􀆱 ００～１􀆱 ２５弯角螺杆［８－１０］。 综合钻具组 合应优选为 ＰＤＣ 钻头＋１􀆱 ００ ～１􀆱 ２５螺杆 （稳定 器外径 ２１２ ｍｍ） ＋２０６～２０８ ｍｍ 稳定器＋无磁钻杆 ＋钻杆＋加重钻杆＋钻杆。 图 ３ 近钻头稳定器外径与造斜力关系曲线 Ｆｉｇ􀆱 ３ Ｔｈｅ ｒｅｌａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｎｅａｒ⁃ｂｉｔ ｓｔａｂｉｌｉｚｅｒ ｄｉａｍｅｔｅｒ ａｎｄ ｓｔｅｅｒｉｎｇ ｆｏｒｃｅ （３） 造斜段水平段地层较硬， 应优选针对性 强的高效钻头， 提高破岩效率， 减少定向钻时。 根 据地层强度特征可知， 钻头应具有较强的穿夹层能 力， 应选择高抗研磨性同时具有较强抗冲击能力的 ５～６ 刀翼 １３ ～ １６ ｍｍ， 双排切削齿的 ＰＤＣ 钻头。 考虑到钻头应用于造斜段和水平段， 钻头应具有较 好的定向稳定性， 即具有较平缓曲线冠部形状 （如短抛物线冠部）、 小外锥高度、 小保径长度以 及大后倾角 （２０～３０） 等特征［１１］。 （４） 造斜段螺杆优选大扭矩单弯螺杆钻具［１２］， 增强钻具定向稳定性； 水平段优选长寿命高速螺杆 钻具， 以提高机械钻速， 实现长井段钻进， 减少起 下钻时间。 （５） 针对目的层只有 ２ ｍ 厚， 建议采用近钻 头地质导向技术， 解决常规 ＬＷＤ 仪器存在较大的 测量盲区， 易导致油层垂深误差偏大， 不能及时跟 踪油层走向的问题， 提高油层钻遇率， 同时也有助 于控制井眼轨迹， 防止寻找目的层反复定向问题。 ４􀆱 ２ 控制摩阻扭矩， 降低托压风险 摩阻力形式上为垂直于摩阻力方向的侧向力与 摩阻系数的乘积。 侧向力主要由井壁支撑的部分钻 具自重力、 管柱轴向载荷在弯曲井段所产生的轴向 拉侧力、 钻具刚度所引起的弯曲侧向力和底部钻具 组合侧向力贡献， 与井段长度、 钻具质量、 井斜角 和狗腿度有关； 摩阻系数是反映钻具与井壁接触状 态的一个参数， 与井壁岩性、 轨迹质量、 井眼清洁 效果和钻井液润滑性有关。 在水平段中， 钻具躺在 井壁上， 侧向力为全部的钻具重力， 所产生的摩阻 最大。 较大的摩阻可能导致钻具屈曲， 一旦发生钻 具螺旋屈曲， 钻具锁死， 钻压无法传递到钻头。 扎 哈泉后期可能采用 １ ０００～１ ２００ ｍ 水平段开发。 采 用 Ｌａｎｄｍａｒｋ 工程软件， 在裸眼摩阻系数 ０􀆱 ３０、 套 管摩阻系数 ０􀆱 ２５、 １ ２００ ｍ 水平段长度计算定向摩 阻约 ３００ ｋＮ 左右， 钻具未出现螺旋屈曲现象， 可 以满足作业需求。 据文献 ［１０］ 报道， 长庆油田 完成了 ２１５􀆱 ９ ｍｍ 井眼、 １ ２００ ｍ 水平井段的水平 井作业， 但实钻中下钻摩阻高达 ４００ ｋＮ。 应重视 ２１５􀆱 ９ ｍｍ 井眼水平井段长度超过 １ ０００ ｍ 钻井参 数优化研究工作。 良好的润滑对降低摩阻至关重要［１３］， 根据 ＢＰ 公司经验系数［１４］， 油基钻井液摩阻系数相比盐水 钻井液可降低 ０􀆱 ０９。 因油基钻井液对环境影响较 大， 国内主要采用水基钻井液钻水平井， 为提高钻 井液润滑性， 一般在钻井液中混 ５％ ～２０％的原油 或白油［１５－１６］。 案例井中造斜段和水平段均采用有 机盐钻井液体系， 因其有机酸根具有强表面活性， 能吸附在金属或粘土表面， 形成润滑膜， 润滑性良 好； 此外其低固相特征也能有效地降低摩阻［１７］， 但仍需要进入足量的润滑材料［１８］才能控制好其润 滑性能。 建议强化钻井液的润滑性， 保证系统摩阻 系数在较低的范围内。 计算案例井中因曲率变化角导致的弯曲侧向力 和轴向拉侧力与井深的关系如图 ４ 所示。 由图可以 看出， 在较小的曲率变化角范围内， 弯曲侧向力基 本与 单 位 长 度 管 柱 的 曲 率 变 化 角 成 正 比。 在 ２１５􀆱 ９ ｍｍ 水平井眼中， 按照 １２７􀆱 ０ ｍｍ 钻杆计 算， 单根钻杆重力分布在 ２􀆱 ５～３􀆱 ５ ｋＮ／ ｍ 之间， 以 弯曲侧向力不超过管柱自重的 ２０％为标准， 单根 钻柱的曲率变化角不宜超过 ０􀆱 ６， 即水平井段每 ３０ ｍ 狗腿度应控制在 ２􀆱 ０以内。 拉侧力形式上为轴向拉力与曲率变化角的乘 ６２ 石 油 机 械２０１６ 年 第 ４４ 卷 第 ２ 期 积， 直井段因轴向载荷较大， 较小的狗腿角也可以 获得较大的拉侧力， 以井口 １ ０００ ｋＮ 管柱自重为 例计算， 为控制轴线拉侧力在 ２００ Ｎ 以内， 直井段 每 ３０ ｍ 狗腿度应控制在 ０􀆱 ５以内。 图 ４ 案例井弯曲侧向力和拉侧力与井深的关系 Ｆｉｇ􀆱 ４ Ｔｈｅ ｂｅｎｄｉｎｇ ｓｉｄｅ ｆｏｒｃｅ ａｎｄ ｔｈｅ ｐｕｌｌｉｎｇ ｓｉｄｅ ｆｏｒｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｃａｓｅ ｗｅｌｌ 同时保证较好的轨迹质量， 建议合理调整滑动 钻进和复合钻井时间和比例， 坚持 “少滑动、 多 旋转、 微调勤调” 原则［１９］， 以保证井眼轨迹光滑， 降低托压风险。 为保证钻井能力向钻头的有效传递， 可在水平 段钻进时添加水力振荡器， 以降低定向摩阻对钻头 钻压的影响， 提高钻速［２０］。 ４􀆱 ３ 提高井眼清洁效率 长水平井段钻井过程中， 井眼得不到及时清 洁， 形成的岩屑床容易导致钻具摩阻扭矩增大， 钻 具上提遇卡下放遇阻， 严重时导致钻井事故的发 生。 井眼清洁主要与环空返速 （排量）、 钻具转速 和钻井液携岩性有关［２１］。 案例井水平井段现有排量为 ２８ Ｌ／ ｓ， 计算 ２１５􀆱 ９ ｍｍ 井眼中不同转速下最低排量与机械钻速 的关系， 结果见图 ５。 考虑到扎哈泉水平井机械钻 速不超过 ５ ｍ／ ｈ， 根据图 ５ 可知， 定向钻井时最低 排量为 ２８ Ｌ／ ｓ， 旋转钻进 （３０ ｒ／ ｍｉｎ） 时最低排量 为 ２５ Ｌ／ ｓ； 考虑井眼存在一定的扩径， 扩径后的最 低排量与机械钻速的关系见图 ６。 以案例井实际平 均扩径率 ７％计算， 定向时最低排量应保证 ３０ Ｌ／ ｓ。 案例井钻具转速为 ３０ ｒ／ ｍｉｎ。 大位移水平井中 钻具转速在 ０～４０ ｒ／ ｍｉｎ 内， 随着转速增大， 井眼 清洁效果越好， 继续增大转速， 井眼清洁效果增加 不明显， 转速超过 ８０ ｒ／ ｍｉｎ 时井眼清洁又有明显 增加趋势［２２］。 一般认为大位移水平井的经济转速 为 ３０～４０ ｒ／ ｍｉｎ。 图 ５ ２１５􀆱 ９ ｍｍ 井眼最低排量与机械钻速的关系 Ｆｉｇ􀆱 ５ Ｔｈｅ ｒｅｌａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｍｉｎｉｍｕｍ ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ ａｎｄ ＲＯＰ ｉｎ ２１５􀆱 ９ ｍｍ ｂｏｒｅｈｏｌｅ 图 ６ ２１５􀆱 ９ ｍｍ 井眼扩径后最低排量与机械钻速的关系 Ｆｉｇ􀆱 ６ Ｔｈｅ ｒｅｌａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｍｉｎｉｍｕｍ ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ ａｎｄ ＲＯＰ ｉｎ ｅｎｌａｒｇｅｄ ２１５􀆱 ９ ｍｍ ｂｏｒｅｈｏｌｅ 体现钻井液携岩性的一个重要指标为钻井液的 动塑比， 即动切力和塑形黏度的比值， 其值越大， 钻井液携岩性越好。 案例井现有动塑比在 ０􀆱 ２～０􀆱 ３ 之间， 建议提高至 ０􀆱 ５ 及以上。 ５ 应用情况 ２０１５ 年， 优化形成的扎哈泉致密油长水平井段 水平井钻井技术在扎哈泉 ３ 口水平井中得到应用， 造斜段每 ３０ ｍ 造斜率设计 ５左右， 采用高效 ＰＤＣ 钻头和优化的钻井参数钻进后， 造斜段平均机械钻 速 ２􀆱 ２３ ｍ／ ｈ， 比案例井提高 ２􀆱 ６ 倍， 平均日进尺 ５７ ｍ， 比案例井提高 ４􀆱 ７ 倍； 水平井段目前平均机 械钻速 ２􀆱 ６０ ｍ／ ｈ， 比案例井提高 １ 倍， 平均日进 尺 ４０ ｍ， 比案例井提高 １􀆱 ３ 倍， 提速效果明显。 ６ 结 论 （１） 扎哈泉第 １ 口水平井因造斜段水平段地 ７２２０１６ 年 第 ４４ 卷 第 ２ 期胡 贵等 扎哈泉致密油水平井钻井技术对策 层相对较硬， 岩性差异大， 硬夹层多， 导致定向钻 井实际造斜率偏低， 滑动比例高， 轨迹质量差。 水 平井段目的层薄， 井斜控制严格， 为保证油层钻遇 率， 频繁进行轨迹调整， 一方面导致滑动比例高， 同时影响了轨迹质量。 致使后续钻井过程托压严 重， 影响总体钻速和周期。 （２） 针对造斜段和水平段滑动比例高的问题， 优化了井眼轨迹设计及控制措施， 提出了每 ３０ ｍ 设计造斜率降低至 ５以下， 水平段复合钻井稳斜 钻具应优化为单弯双稳 （欠尺寸） 钻具组合， 造 斜段水平段钻头优选为 ５～６ 刀翼 １３～１６ ｍｍ、 双排 切削齿、 平缓曲线冠部形状、 小外锥高度、 小保径 长度以及大后倾角 （２０～３０） ＰＤＣ 钻头， 水平段 采用近钻头地质导向技术提高油层钻遇率的技术 建议。 （３） 针对摩阻大的问题， 提出了强化钻井液 润滑性， 控制直井段每 ３０ ｍ 狗腿度在 ０􀆱 ５、 水平 段每３０ ｍ 狗腿度在２􀆱 ０以内， 提升排量至３０ Ｌ／ ｓ、 转速维持在 ３０ ～ ４０ ｒ／ ｍｉｎ、 提高钻井液动塑比至 ０􀆱 ５ 以上、 水平井段采用水力振荡器的建议。 （４） 提出的技术对策经现场应用后， 造斜段 机械钻速提高 ２􀆱 ６ 倍， 水平井段机械钻速提高 １ 倍， 收到了预期效果。 参 考 文 献 ［１］ 王得刚 􀆱 青海致密油进入规模开发阶段 ［Ｎ］ 􀆱 青 海日报， ２０１４－０９－２９􀆱 ［２］ 王忠生， 邹强 􀆱 硬地层定向井中几种侧钻方法的灵 活应用 ［Ｊ］ 􀆱 钻采工艺， ２００６， ２９ （６） １９－２０􀆱 ［３］ 吴振江， 柳贡慧， 李军 􀆱 螺杆钻具造斜能力分析及 预测 ［Ｊ］ 􀆱 石油矿场机械， ２００９， ３８ （８） ６１－６５􀆱 ［４］ 周继坤， 王红， 刘俊， 等 􀆱 单弯滑动导向钻井的几 个重要问题 ［Ｊ］ 􀆱 石油钻探技术， ２００２， ３０ （４） １２－１４􀆱 ［５］ 狄勤丰， 吴玉禄， 石向前 􀆱 预弯曲动力学防斜打技 术初探 ［Ｊ］ 􀆱 石油学报， ２００３， ２４ （３） ８６－８９􀆱 ［６］ 胡贵， 刘新云， 于文华， 等 􀆱 钻具稳定器结构对复 合钻井导向力的影响 ［Ｊ］ 􀆱 天然气工业， ２０１５， ３５ （７） ７３－７９􀆱 ［７］ 狄勤丰 􀆱 滑动式导向钻具组合复合钻井时导向力计 算分析 ［Ｊ］ 􀆱 石油钻采工艺， ２０００， ２２ （１） １４－ １６􀆱 ［８］ 赵恒， 罗勇， 赵金丰， 等 􀆱 苏里格气田长水平段水 平井快速钻井技术 ［Ｊ］ 􀆱 钻采工艺， ２０１２， ３５ （６） １０８－１０９􀆱 ［９］ 王先洲， 蒋明， 邓增库， 等 􀆱 苏 ７６－１－２０Ｈ 井钻井 技术 ［Ｊ］ 􀆱 石油钻采工艺， ２０１３， ３５ （２） ２６－３０􀆱 ［１０］ 石崇东， 杨碧学， 何辉， 等 􀆱 苏 ５－１５－１７ＡＨ 井超 ３ ０００ ｍ 水平段的钻井技术 ［Ｊ］ 􀆱 天然气工业， ２０１３， ３３ （８） ７０－７６􀆱 ［１１］ 徐建飞， 赵晓波 􀆱 硬地层定向 ＰＤＣ 钻头个性化设 计与应用 ［Ｊ］ 􀆱 金刚石与磨料磨具工程， ２０１４， ３４ （３） ５７－６１， ６６􀆱 ［１２］ 张瑞平， 张宏阜， 俞努， 等 􀆱 低速螺杆在定向井钻 井中的应用 ［Ｊ］ 􀆱 西部探矿工程， ２０１５， ２７ （４） ５７－５８􀆱 ［１３］ ＳＹ／ Ｔ ６９６３２０１３ 大位移井钻井设计指南［Ｓ］ 􀆱 ２０１３􀆱 ［１４］ 董德仁， 齐月魁， 何卫滨， 等 􀆱 大位移井钻井摩阻 预测及井眼轨道优选 ［Ｊ］ 􀆱 石油钻采工艺， ２００５， ２７ （增刊 １） １４－１６􀆱 ［１５］ 文乾彬， 杨虎， 石建刚， 等 􀆱 昌吉油田致密油长位 移丛式水平井钻井技术 ［Ｊ］ 􀆱 新疆石油地质， ２０１４， ３４ （３） ３５６－３６０􀆱 ［１６］ 冯云春， 来梅花 􀆱 有机盐强抑制润滑钻井液研究 及应用 ［Ｊ］ 􀆱 石油天然气学报， ２０１４， ３６ （７） １１２－１１６􀆱 ［１７］ 周长虹， 冯京海， 徐同台， 等 􀆱 无黏土低固相新型 有机盐钻井液的室内研究 ［Ｊ］ 􀆱 钻井液与完井液， ２００７， ２４ （６） ２２－２４， ２８􀆱 ［１８］ 赵向阳， 林海， 陈磊， 等 􀆱 长北气田 ＣＢ２１－２ 井长 水平段煤层防塌钻井液技术实践与认识 ［Ｊ］ 􀆱 天 然气工业， ２０１２， ３２ （３） ８１－８５􀆱 ［１９］ 郭元恒， 何世明， 刘忠飞， 等 􀆱 长水平段水平井钻 井技术难点分析及对策 ［Ｊ］ 􀆱 石油钻采工艺， ２０１３， ３５ （１） １４－１８􀆱 ［２０］ 石崇东， 党克军， 张军， 等 􀆱 水力振荡器在苏 ３６－ ８－ １８Ｈ 井 的 应 用 ［ Ｊ］ 􀆱 石 油 机 械， ２０１２， ４０ （３） ３５－３８􀆱 ［２１］ 汪志明， 翟羽佳， 高清春􀆱 大位移井井眼清洁监测 技术在大港油田的应用 ［Ｊ］ 􀆱 石油钻采工艺， ２０１２， ３４ （２） １７－１９􀆱 ［２２］ Ｏｚｂａｙｏｇｌｕ Ｍ Ｅ， Ｓａａｓｅｎ Ａ， Ｓｏｒｇｕｎ Ｍ， ｅｔ ａｌ􀆱 Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｐｉｐｅ ｒｏｔａｔｉｏｎ ｏｎ ｈｏｌｅ ｃｌｅａｎｉｎｇ ｆｏｒ ｗａｔｅｒ⁃ｂａｓｅｄ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄｓｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌａｎｄｄｅｖｉａｔｅｄｗｅｌｌｓ［Ｒ］ 􀆱 ＳＰＥ １１４９６５， ２００８􀆱 第一作者简介 胡 贵， 工程师， 生于 １９８５ 年， ２０１０ 年毕业于中国石油勘探开发研究院机械设计及理论专业， 现从事石油钻井工艺研究工作。 地址（１０００８３）北京市海 淀区。 Ｅ⁃ｍａｉｌｈｕｇｕｉ２００３２００１＠ １６３􀆱 ｃｏｍ。 收稿日期 ２０１５－０９－０１ （本文编辑 刘 峰） ８２ 石 油 机 械２０１６ 年 第 ４４ 卷 第 ２ 期