江汉第一口自主设计的中半径水平井钻井实践

2002年 第1期 江 汉 钻 井

江汉第一口自主设计的中半径水平井钻井实践

谢学明

【摘 要】钟平1井是江汉油田首次自主设计施工的第一口中半径水平井，由于上部地层井垮、井漏、缩径等复杂情况，下部目的层油层薄和地层不确定因素的影响，加之钻井设备、工具仪器落后，给水平井的钻探成功增加了很大难度。本文介绍了该井的设计、施工难点、采取的应急措施，以及应用有线随钻和泵冲法钻水平井的成功经验。

【关键词】中半径 水平井 泵冲法

一、概况

钟平1井于2001年6月23日开钻，8月6日完钻，钻井周期44d10h，完井周期54d3h,完钻井深2415m ，穿透油层井段长153m，井斜角86°以上的水平段长160m。该井仅投资400万，靠租用MWD或LWD监控井眼轨迹成本较高。采用国产有线随钻测斜 仪，当井斜角到达60°以后用泵冲法有效地

项 目 垂深(m) 方位（°） 位移(m) A点 B点 A点 B点 A点 B点 A点 B点 设 计 2149．57 2149．57 231．88 229．95 252．56 351．04 90 半靶高2,半靶宽6 半靶高2,半靶宽6

进行了井眼轨迹的监控，节省了大量的钻井投资。由于技术措施得当，钻井周期短，全井无任何复杂情况和事故发生，平均机械钻速7.05m/h，安全、高效、优质地完成了水平井，探索出了用水平井提高潜江凹陷边水较活跃油藏的开发效果，水平段射孔后日产原油30方，取得了显著的经济效果。该井设计实钻情况见下表：

实 际 2146．33 2144．70 232．06 230．41 252．63 351．3 92.98 纵距0.61,横距0.78,靶心距0.99 纵距1.02,横距2.86,靶心距3.04 最大井斜角（°） 靶区范围（m） 2002年 第1期 江 汉 钻 井

二、设计中考虑的问题

1、钟平1井位于江汉盆地潜江凹陷钟市油田钟5—19井区，该区块地层自然造斜规律极强，自然方位在300°—310°之间，设计中AB两点连线方位为225°，上部井段轨迹控制是一个首要问题，采取定井位朝自然方位的反向移动30m,有利于提高上部井段的钻井速度。

2、在考虑节约钻井投资的前提下，根据钟市地区地层特点：广华寺组易垮塌，钻井周期超过一定时间后，上部地层出现井漏、井垮，必须下技套封固广华寺组。井身结构设计为：

φ445．5mmX51m,φ339.7mmX50m φ311mmX801m,φ244.5mmX800m φ215.9mm井眼完钻。

3、为了缩短钻井周期，安装双立管，尝试简易导向钻具一次性连续造斜、稳斜、纠方位作业的优越性，减少扩划眼和起下钻时间。

4、该井钻探目的层为钟5—19井区E4油层，厚度多为2—3m，少数油层厚为3—5m。储层上面有0.2m标识层，决定不打地质导眼，通过对比电测来确定目的层垂深。要求水平段前半部在发育较好的砂层中间，后半部略有上翘。

5、防碰问题；钟5—19井和钟新5—19井离该井最近，特别是钟5—19井地下点离水平段AB连线中部仅2.6m，钟5—19井的方位是241.76°,AB连线方位是225°。因此，对该井的方位控制提出了严格要求，防碰问题显得尤为重要。

6、井身剖面参数 井 深 m 1800.73 1895.03 2019.02 2130.60 2273.46 2372.46 井 斜 ° 0.00 0.00 40.00 40.00 90.00 90.00 闭合方位 水平位移 ° m 315.00 315.00 254.45 238.58 231.88 229.95 1800.00 1858.30 2005.61 2091.09 2149.57 2149.57 垂 深 m 30.26 30.26 61.56 128.93 252.56 351.04

以单点测斜为主，每只钻头用多点投

南北坐标 造斜率 东西坐标m m °/100m 21.3 21.3 16.51 67.22 155.90 225.90 -21.3 -21.5 59.31 110.02 198.70 268.70 25.00 0.00 35.00 0.00

三、施工工艺

1．

直井段

2002年 第1期 江 汉 钻 井

测一次，采用轻压吊打技术措施，严格控制井斜。

(1) 一开钻具：Φ444.5mm（P2 ）钻头+Φ178mm钻铤×6根+Φ127mm钻杆，钻进井深55.95m，下入Φ339.7mm表套54.75m。

（2） 二开钻具组合：Φ311.2mm（H136）钻头+Φ203mm无磁钻铤1根+Φ203mm钻铤×4根+Φ178mm钻铤×7根+Φ158mm钻铤×6根+Φ127mm钻杆。钻井参数：钻压30～50KN，转速217r/min。排量50L/S，钻进至862.3m，下入技套861.33m。最大井斜1.74°，位移9.35m，闭合方位124°。

（3） 三开钻具：Φ215.9mm(A126)钻头+Φ158mm非磁钻铤1根+Φ158mm钻铤1根+Φ214mm扶+Φ158mm钻铤1根+Φ214mm扶+Φ158mm×15根+Φ127mm钻杆。

钻井参数：钻压30～40KN，转速67r/min，排量30L/S，泵压10MPa。

该钻具钻完固井附件后，至井深1023.76m，起钻换PDC，钻具不变，PDC型号：BA441-1L，钻进井段1023.76～1530.36m。

为了尽可能把井打直，采用低钻压，高转速钻进，钻压20～30KN，转速217r/min，钻进至1530.36 m，由于钻机 、设备老化，不能承受高转速负荷，被迫起钻，起钻测深1526.33 m，井斜4.43°，方位298.53°,闭合距9.21m，闭合方位278.33°。更换钻具：Φ215.9（HA517）钻头+Φ214mm扶+Φ

158mm短钻铤+Φ214mm扶+Φ258mm非磁1根+Φ214mm扶+Φ158mm钻铤1根+Φ214mm扶+Φ158mm×15根+Φ127mm钻杆。

钻井参数：钻压100KN，转速67r/min，排量30L/S，泵压12MPa。

该钻具钻入潜二段,钻时较高,平均钻时28min/m，加之井斜控制不住,钻进井深1648.93m,测深1640.73m,井斜6.9°,方位295.43°,位移20.6m，闭合方位288.51°。换钻具为：Φ215.9mm(BA441-1L)PDC+Φ172mm直螺杆+Φ158mm非磁钻铤1根+Φ214mm扶+Φ158mm钻铤1根+Φ214mm扶+158mm×16根+Φ127mm钻杆。

钻井参数：钻压20～30KN，转速67r/min，排量28L/S，泵压12MPa。

钻时较前面快，平均钻时16～17min/m，微降斜，平均降斜率0.1 ～ 0.2°/30m。但由于地层自然造斜力太强，至井深1741.27m，测深1732.46m，井斜7.1°,方位303.43°，位移31.37m，超过设计。如果继续钻进， 将会增加纠方位的工作量，甚至会脱靶，决定下工具纠斜，同时考虑修改设计，提前结束直井段。

2.降斜段

尽管直井段采取各种措施，变换多种钻具组合，井斜仍然控制不住。当前至关重要的问题是如何采取应急措施，将井眼轨迹迅速纠正到设计线上来。有两种方案；一是全力降井斜；一是全力纠方位。前者工作量

2002年 第1期 江 汉 钻 井

小，能迅速停止朝300°方位走位移，井斜降至0°后又能直接朝设计方位225°造斜。后者工作量大，施工难度大，对轨迹控制不利。决定下入导向钻具组合：

Φ215.9mm(FA517L)钻头+ Φ172mm单弯螺杆(1°)+Φ210mm扶+定向接头+Φ158mm非磁1根+Φ127mm加重钻杆26根+Φ127mm钻杆。

该钻具下至1285m，中途遇阻，开泵环空不畅，采用2-3个凡尔顺序逐渐缓慢开泵，顶通水眼，下钻到底。分析原因：为荆河镇组地层缩径所致。

钻井参数:钻压80～100KN,转速67r/min,排量28L/S,泵压13～15MPa。钻进至井深1851.82m,将井斜7.1°降至0.2°,将方位303.43°降至218.93°，不用起钻，进入增斜段。

3.增斜段

继续使用导向钻具，将工具面放在0°左右，全力造斜。钻井参数同前，由于造斜点提前，采取滑动钻进与旋转钻进交替进行。滑动钻进平均增斜率2.2°/10m，旋转钻进平均增斜率0.2～0.4°/10m。用两只钻头完成了第一增斜段，井眼轨迹与设计完全相符合。下面换1.25°单弯螺杆，钻具组合不变，1.25°单弯平均增斜率为3.5°/10m，钻进至井深2156.04m，井斜51.56°，方位222.13°，位移145.89m，垂深2112.89m，达到设计要求。起钻对比电测，落实油层顶

界深度。继续下入导向钻具组合，钻具结构未变，只是增加非磁承压钻杆一根，确保测量精度，避免磁干扰。 钻具组合：Φ215.9mm（HJ517） 钻头 +1.25 °单弯螺杆+Φ210mm扶+定向接头+Φ158mm非磁钻铤1根+Φ127mm非磁承压钻杆+Φ127mm斜坡钻杆56根+Φ127mm加重钻杆。

为避免粘卡，降低摩阻，混12T马王庙地区的原油（以便综合录井辨别含烃量和甲烷值），将钻井液转化为水包油乳化盐水钻井液体系。

该钻具钻进井段 2156.04～2226.87m。测深2226.87，井斜78.37°，方位223.43°，垂深2142.44m，闭合距208.07m。地质确定原设计垂深2149.57m上提4m，更改为2145.72m，经过计算，必须加大造斜率，才能达到地质要求。又重新修改设计，换1.75°单弯螺杆，钻进井段2226.87～2241.30m。由于1.75°单弯造斜率没有井段来摸清,剩余井深不多了,不能浪费1m进尺,只有靠厂家推荐的理论造斜率6-9°/10m来预测井底数据(井底有12.44m测不到),决定起钻通井,修整下部井眼,测多点,测深2237.89m ,井斜83.88°,方位221.93°,垂深2144.25m ,闭合距218.74m ,达到设计要求。换1°单弯螺杆钻进至2378m进入A点。

4．水平段

水平段以转盘钻配小角度单弯动力钻

2002年 第1期 江 汉 钻 井

具为主要钻井方式，继续使用1单弯导向钻具，选择偏大的本体扶正器（φ213mm），使旋转钻钻进微增斜，以达到水平段略有上翘，与钟5—19井防碰之目的。由于水平段较短，只用一趟钻完成。

全井井眼轨迹控制良好，井身剖面符合率较高。下面是钟平1井垂直投影图和水平投影图:

四、泵冲法和导向钻井技术

江汉油田水平井起步较晚，没有引进

MWD无线随钻测斜仪，在大斜度和水平段进行测斜，由于有线随钻自身重量产生的下滑分力有限，致使测量仪下不到井底。因此，如何提高仪器的下行能力，准确地把有线随钻测斜仪下到水平井井底并座键成功保证有效测量，是一个重要问题。

借助胜利油田经验，首次试验了泵冲仪器下行到井底的新方法，具体操作为：当井斜角大于60°井段测量时，安装循环头，下放电缆，使仪器下行至临界井斜（即仪器

自由下行的最大井斜），将循环头的液压缸用手压泵加压至4MPa左右，实现对钻井液的密封（开泵排量控制在25—30L/S，以循环头液压缸密封处有少量钻井液溢出为准），使电缆、仪器下放到井底并座键，再进行随钻测量。通过该井的试验成功，初步认识了利用开泵钻井液流向大斜度段及水平段推动有线随钻测量仪器下行，应用于水平井的测量作业是可行的，代替了造价昂贵的无线随钻测斜仪。

同时，通过安装双力管，配合有线随钻测斜仪，进行简易导向复合钻井技术，彻底改变了以往定向后倒换钻具，频繁起下钻的旧钻井模式。当需要定向造斜时，打开1#高压立管闸门，接循环头，整立柱滑动钻进；当定向造斜达到要求后，起出有线随钻测斜仪，关闭1#高压立管闸门，打开2#高压立管闸门，接方钻杆转盘钻进，不用起下钻，

同样发挥了MWD等效的导向钻井作用。

五、结论与认识

1．用有线随钻进行水平井轨迹控制是经济可行的。该井首次使用泵冲法解决了水平段仪器测不到底的难题，安装双立管配合有线随钻，充分发挥了导向复合钻井的作用。

2．该井在没有打地质导眼的前提下，通过对比电测卡层位，确定A点垂深，节约了钻井总投资，但给井眼轨迹控制增加了难度。

2002年 第1期 江 汉 钻 井

3．全井从纠斜开始，采用导向钻具，钻铤数量少，结构简单，避免了粘卡事故的发生，减少了起下钻，提高了钻井速度。

4．在水平段防碰施工中加密测斜，采用防碰程序随时跟踪计算，使井眼轨迹上翘，避开了钟5—19井套管。

5．当井深2205m，井斜达到70°以后，地质上提出A点垂深上提4m，必须加大造斜率，才能准确着陆A点，下入1.75°单弯螺杆，平均增斜率82°/100m，尽管采取扩划眼，但对电测和下套管极为不利。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/v3tt.html