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摘要：當前，國內油氣資源地質條件趨于劣質化，非常規油氣藏動用開發步伐加快，各大油區水平井布井數量逐年增加。基于以往施工經驗的基礎上，在水平井井身結構調整、鉆頭選型、提速工具、鉆井參數優選等方面開展了試驗研究，取得了規律性認識，對現場施工起到了重要的指導作用，同時也指出了松遼致密油水平井施工中存在的問題，對于進一步完善水平井施工保障措施，指明了方向。

關鍵詞：水平井；優化；鉆頭；技術

水平井是指井眼軌跡達到水平(井斜角達到90°左右)以后，在油層中延伸一定長度的井，延伸的長度一般大于油層厚度的6倍[1]。為了增大油層的裸露面積和泄油面積，國內外普遍應用水平井開發頁巖油、致密油、致密氣等油藏，且水平井水平段往往超過2000m，三維、大偏移距，不利于安全施工。近幾年，吸收國內外先進的研究成果，立足現有的施工條件和技術現狀，加強生產組織，強化現場試驗，提煉最優化要素，形成了比較完善的提速模板（見圖1），指導優快施工。

1井身結構優化技術

目前,松遼致密油水平井多為大偏移距、長水平段，施工后期鉆進困難，經常被迫提前完鉆。經過研究，采取調整技套下深（見圖2），封固注水層和復雜地層，減少裸眼段長度，明確了井身結構適用條件（見表1）。

2鉆頭優選技術

針對紫紅色泥巖鉆速低的問題，組織優選玫瑰齒鉆頭。該鉆頭齒（見圖3）邊緣鋒利，容易吃入塑性泥巖，阻止塑性巖屑附著在切削齒表面。但玫瑰齒攻擊力過強，抗沖擊力較弱，鉆遇到夾層時易出現崩齒（見圖4）。后優選出尖圓齒鉆頭，起出后鉆頭新度較高。

3鉆具組合優選技術

鉆具組合性能影響著井眼軌跡走向，結合地層特性，分段優選鉆具組合，著力實現一開、二開、三開“1+1+2”四趟鉆。

3.1一開

淺部地層成巖性差，膠結疏松，發育泥巖、砂礫巖，易塌，部分地層傾角較大。選用常規塔式鉆具組合或鐘擺鉆具組合，鉆進參數：鉆壓小于40kN，轉速40~80r/min，排量45~70L/s。

3.2二開

大段泥巖造漿性強，易斜，易縮徑、井塌、鉆具泥包。（1）偏移距300m以內的，應用MWD鉆具組合：311.2mm鉆頭+216mm螺桿+306mm螺扶+203mm浮閥+203mm無磁鉆鋌×1根+203mmMWD+203mm鉆鋌×2根+178mm鉆鋌×3根+139.7mm加重鉆桿×18根+139.7mm斜坡鉆桿；（2）偏移距大于300m的，應用旋轉導向鉆具組合：311.2mm鉆頭+203mm旋轉導向+203mm無磁鉆鋌×1根+203mm浮閥+178mm鉆鋌×3根+139.7mm加重鉆桿×18根+139.7mm斜坡鉆桿。鉆進參數：鉆壓60~100kN；轉速80~120r/min；排量大于65L/s。

3.3三開

長水平段摩阻扭矩大、易托壓，大斜度井段（45°~70°）存在巖屑床。（1）開展三開井身結構條件下的不同尺寸鉆桿壓耗研究，結果表明：5-1/2″鉆桿比5″和組合鉆桿更有利于減少井下壓耗，延伸水平段長度。接頭外徑對壓耗影響不大，雙臺肩鉆桿有利于降低管內壓耗作用，全井用5-1/2″鉆桿和加重鉆桿，管內壓耗進一步降低，比全井5″的鉆桿降低7.83MPa。（2）利用軟件計算接頭外徑對環空返速的影響。接頭外徑越大，接頭處的環空返速越大，對井底沖刷越嚴重，不建議返速超過1.6m/s。大排量，高鉆速，會造成井下井眼擴大率過大，不建議使用191mm外徑接頭的鉆桿。（3）開展不同尺寸鉆桿下鉆過程中鉤載分析，隨著裸眼段摩阻系數的增加，下鉆摩阻越來越大，直井段5-1/2″和水平段5″鉆具組合最有利于降低水平段摩阻。根據鉤載分析，設計了造斜段和水平段鉆具組合如下：造斜段LWD鉆具組合：215.9mm鉆頭+172mm螺桿+172mm浮閥+172mmLWD+127mm無磁加重鉆桿×1根+127mm加重鉆桿×9根+127mm斜坡鉆桿×135根+127mm加重鉆桿×21根+127mm斜坡鉆桿×90根+139.7mm斜坡鉆桿。鉆進參數：鉆壓60~100kN；轉速40~80r/min；排量大于34L/s。水平段旋轉導向鉆具組合：215.9mm鉆頭+172mm旋轉導向+127mm無磁加重鉆桿×1根+172mm浮閥+127mm加重鉆桿×6根+159mm震擊器+127mm加重鉆桿×3根+127mm斜坡鉆桿×225根+139.7mm斜坡鉆桿。鉆進參數：鉆壓60~100kN；轉速100~120r/min；排量大于34L/s。

4提速工具技術

使用提速工具是提高水平井鉆速的重要手段，目前已經實現產品系列化，取得了較好效果。2020年致密油水平井造斜段應用旋沖螺桿（見圖5），平均機械鉆速相比其它井提速43.47%。

5鉆井參數強化技術

鉆井參數與鉆速和返砂有緊密的關聯，以巖屑床高度為評價指標，利用水力軟件進行計算，探索復合鉆頂驅最佳轉速（見圖6），由40~60r/min提高到60~120r/min進行試驗。應用12口井，平均鉆速相對鄰井、同井都有所提高。其中J井，同鉆壓下，頂驅80r/min鉆進比50r/min鉆進，鉆速提高21.46%。提高鉆速的同時，進一步清潔了井筒，縮短了通井時長。鉆進階段通井時間，同比降低2.27d；完井階段通井時間，同比降低1.02d。

6鉆井液技術

目前應用的鉆井液主要是鹽水鉆井液，施工中阻卡問題突出，通過性能分析，優選了降濾失劑，優化無機抑制劑和有機抑制劑配比、加量，鉆井液流變性、抑制性、防塌封堵能力、抗污染能力進一步增強。現場應用13口水平井，在穩定井壁、防止鉆頭泥包等方面取得了較好的效果。井壁穩定，無縮徑及剝落掉塊。

7固井技術

水平段長，套管安全下入和居中難度大，頂替效率亟待提升。為充分發揮技術作用，在細化單井方案設計、強化井眼準備，推廣漂浮下套管技術、多級沖洗頂替技術、防竄水泥漿體系等方面全面落實舉措，推進致密油水平井固井質量持續提升。（1）細化單井方案設計。制定單井施工設計，通過軟件模擬，優化扶正器加放和注替排量，提高頂替效率。（2）強化井眼準備。單扶、雙扶模擬通井，軟件模擬套管下入，斜井段、水平段注入封閉漿，減少管串下入阻力。（3）推廣漂浮下套管技術。合理選擇漂浮接箍加放位置及數量，采用旋轉導向引鞋，提高管串下入能力。（4）推廣多級沖洗頂替技術。采用低于鉆井液密度0.05~0.2g/cm3前置沖洗液，高于鉆井液0.05~0.2g/cm3中置隔離沖洗液的多級沖洗隔液組合，提高沖洗隔離效果。（5）推廣新型水泥漿體系。推廣低密度降失水水泥漿體系、DSJ降失水水泥漿體系、DCK防竄水泥漿體系，根據后效情況合理調配稠化時間，時間差不低于90min,確保候凝期間壓穩。（6）強化現場施工監管。完井施工階段責任工程師盯井把關，確保完井技術措施落實，提高施工規范性。

8工廠化鉆井技術

（1）應用平臺井批鉆技術。以鉆井液體系轉換為界面，統一生產、整體布局、平臺布井，進行批鉆施工。（2）簡化施工工序。采取同區塊或同平臺選1口井完井電測，其它井隨鉆測得地質參數，縮短完井周期。

9加強技術支持

9.1明確短起下鉆應用條件

每100m實際返砂量低于理論返砂量0.5~1.0m3；返出巖屑研磨嚴重，鉆頭切削痕跡不明顯；摩阻、扭矩波動幅度大；進尺變慢，拖壓明顯；泵壓升高，環空有憋壓；上提超拉10t，下放有遇阻現象。

9.2細化開泵循環方法

下鉆至出技套前100m、進水平段100m循環1.5~2周；以排量5L/s頂通，循環20min，每2~3min梯次增加排量5沖，達到排量14L/s后循環15min，若無異常，將排量提至24L/s循環15min，直至達到正常施工排量；下鉆探底后起出1柱鉆桿，第二根立柱上下活動無異常，在中單根位置采取梯次增加排量的方式開泵循環，下放鉆具出現泵壓快速升高憋壓現象，應立即停泵，活動鉆具使泵壓緩慢歸零后，在自由段嘗試重新開泵循環，以5r/min開頂驅，根據扭矩情況進行劃眼，逐步達到施工排量，待巖屑返凈后方可進行下步施工。

9.3水平段掉塊卡鉆處置措施

上提過程中發生卡鉆，第一時間下壓鉆具至頂驅加游車懸重，嚴禁通過上提方式解卡。下放過程中發生卡鉆，應以上提活動鉆具為主；卡鉆發生初期在不憋壓的情況下逐步提排量至鉆進排量循環，可加扭30~40kN間斷活動鉆具；如活動4h未解卡，啟動震擊器。

9.4堅持工程地質一體化

利用地質輔助導向技術[2]，建立導向模型，優化待鉆井軌道，應用隨鉆自然伽馬和電阻率曲線配合元素錄井，提高入靶精度和儲層鉆遇率。對于含泥質較多增斜較快的情況，利用鉆壓控制增降穩斜規律，根據目的層傾角及厚度，確定合理的探層井斜角，保證軌跡平滑過渡。

9.5強化現場保障

成立致密油井支持專家小組和現場協調小組，開展方案研討，推行井長負責制，安排技術專家、骨干駐井盯井，進行日報、周報、月報總結，及時利用工作群匯報現場情況，監督技術措施落實，提升現場保障力。

10結論和認識

（1）致密油水平井因三維、偏移距大、水平段長，為安全順利施工增加了一定難度，常常在施工后期阻卡嚴重。（2）通過采用井身結構設計優化、鉆頭優選、鉆具組合優化、參數強化等措施，效果較好，并形成了技術模板。（3）水基鉆井液在長水平段水平井施工中摩阻、扭矩大的問題較為突出，起下鉆阻卡嚴重，井眼凈化程度還需進一步提升。（4）致密油水平井提速提質還需要在施工工藝、鉆井液性能優化、固井寬窄邊頂替效率效果上進行攻關探索，突破瓶頸技術，保障生產高效運行。

參考文獻：

[1]王清江，毛建華，韓貴金，等.定向鉆井技術[M].石油工業出版社,2009:161.

[2]韓忠，郭軍，彭永生，等.地質輔助導向技術在薄油層階梯水平井中的應用[C]//大慶鉆井技術新進展,石油工業出版社,2005:905.

作者：寧清志 單位：大慶油田有限責任公司鉆探工程公司