樊151―平1井钻井工程优化设计技术

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针对水平井斜度大、位移大、多目标的特点，从樊151-平1井钻井工程设计入手，对井眼轨道、钻具结构、钻井液体系和固井工艺进行优化，提出了合理的措施，为现场施工提供可靠的理论依据，从而降低现场钻井施工的难度及风险。

一、地质概况

樊151-平1井是樊151-21区块的一口新区产能建设井，位于济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷金家-樊家鼻状构造东部樊151断块，钻探目的是滚动开发樊151-21井区沙四段油藏。该井设计井深3525.07m，A靶垂深2667m，水平位移393.05m，B靶垂深2724m，水平位移1004.22m，井底闭合距1039.07m，井底闭合方位355.92°。AB靶点间的方位角：354.84°，水平位移： 611.48m，稳斜角： 84.67°。

二、井眼轨道优化设计

本井轨道设计采用的是“直-增-稳-增-稳-增-平”的七段制轨道类型（轨道参数如表1所示），提高钻井速度。

三、钻具组合优化设计

A：首先是直井段的控制，一般311.2mm井眼采用常规大尺寸塔式钻具组合，215.9mm井眼采用常规双扶刚性钟摆钻具组合或177.8mm钻铤的大钟摆钻具组合。

考虑到该井造斜点较深2249.90m，在沙三下地层，直井段较长。为了保证直井段井身质量，设计使用177.8mm钻铤的大钟摆钻具组合：Φ215.9钻头+Φ177.8mm无磁×1 根+Φ177.8mm钻铤×8根+Φ127mm加重钻杆×21根+Φ127mm 钻杆。

B：2249.90～2874.39m的造斜井段钻具组合：Φ215.9mm钻头+Φ171.5mm 1°15′ 单弯动力钻具×1根+Φ158.8mm无磁×1根+LWD+Φ158.8mm无磁×1根+Φ127mm 斜坡钻杆×36根+Φ127mm 加重钻杆×9根+Φ158.8mm随钻震击器×1 套+Φ127mm加重钻杆×21根+Φ127mm钻杆的钻具组合。

C：水平段设计的钻具组合为：Φ215.9mm钻头+Φ171.5mm 1°单弯动力钻具×1根+Φ127mm无磁承压钻杆×1根+LWD+Φ127mm无磁承压钻杆×1根+Φ127斜坡钻杆×108根+Φ127mm 加重钻杆×9根+Φ158.8mm随钻震击器×1套+Φ127mm加重钻杆×21根+Φ127mm 钻杆

使用该钻具组合，套管内摩擦系数取0.25、裸眼摩擦系数取0.35，对井深3525.07m处的钻柱受力进行了模拟，结果如表2所示：

表2的模拟结果可以看出，水平井段采用加重钻杆代替钻铤，钻具摩阻明显降低，而且钻进加压容易，滑动钻进时的轴向力为768.0kN。

水平段钻具组合设计使用1°单弯动力钻具，可以防止地层因素影响造成井斜角降低，确保钻头在油层内穿行，提高油层钻遇率。

四、钻井液体系优化设计

二开直井段馆陶及以上地层成岩性差，泥岩性较软且砂层发育，防坍塌卡钻。利用PAM调节流变性，抑制页岩、岩屑分散，控制滤失、防塌，确保井眼稳定。

斜井段及油层段主要是改善钻井液的携岩能力和性能，设计聚合物防塌钻井液体系；加入抗盐抗高温降失水剂，提高性。

该井工程施工时，要严格控制钻进排量，返速在1.10～1.20m/s比较合理（排量28～30L/s）以减少对井壁的冲刷。起钻保证持续灌满钻井液，以及MWD测斜时要缓慢开泵。

五、固井工艺优化设计

为保证套管顺利下入，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下入套管前应在井眼底部打入钻井液，减少下套管摩阻。

要保证固井质量，除了良好的井眼和井身质量，再就是在套管柱上加扶正器。该井扶正器的安放位置及数量如表3所示。

水平井扶正器的安放有别于直井和常规定向井，必须考虑套管在井斜0～90°各段不同的受力和下放摩阻，对刚性扶正器与弹性扶正器进行科学组合，提高滤饼和滞留钻井液的清除效果。

参考文献：

[1]李梦刚.水平井井眼轨迹控制关键技术探讨.西部探矿技术，2009（2）

[2]苏义脑著. 水平井井眼轨道控制[M] . 北京：石油工业出版社，2000

[3]唐洪林，唐志军，闫振来等.金平1 井浅层长水平段水平井钻井技术.石油钻采工艺，2008，30（6）