2021年1月第37卷第1期
烟焦油
石油工业技术监督
Technology Supervision in Petroleum Industry
Jan.2021
Vol.37No.1
贾佳，夏忠跃，冯雷，范志坤，解健程
中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津300457）
摘要随着山西临兴区块致密气勘探的深入，由勘探阶段逐渐转入开发阶段。初始临兴区块水平井的井身结构为三开井身结构，裸眼完井，存在钻井周期长、费用高的难点。为了缩短钻井周期，减少钻井费用，提高开发效益，尝试开展二开水平井试验。临兴1H井为临兴第一口二开井身结构水平井，采用套管固井的完井方式。水平井轨迹采用二段式造斜；根据地层特性，对钻头类型进行了优选；对钻具组合、 无人驾驶系统钻井液、固井也分别进行了针对性的优化设计。现场应用表明，提速降本效果明显。同时对应用过程中出现的摩阻高问题进行了分析，提出了针对性的改善措施。
关键词临兴区块；井身结构；提速；降本；摩阻
Design and Field Construction of the First Two-size-section Horizontal Well
食物模型
in Linxing Block
Jia Jia,Xia Zhongyue,Feng Lei,Fan Zhikun,Xie Jiancheng
Engineering Technology Company,CNOOC Energy Technology＆Services Limited(Tianjin300457,China)
Abstract The tight gas in Linxing block,Shanxi Province has gradually shifted to the development stage from the exploration stage.At first,the horizontal wells in Linxing block are of three-section structure and open hole completion,which leads to long drilling cycle and high cost.In order to shorten the drilling cycle,reduce the drilling cost and improve the development benefit,the two-section hori⁃zontal well was tried.Linxing1H horizontal well is the first two-section horizontal well,and its completion form is casing cementing. The trajectory of the horizontal well adopts two-section defl
ecting.According to the formation characteristics,the bit type,and the BHA,drilling fluid and cementing form were optimized respectively.The field application shows that this wellbore structure has obvi⁃ous effect of increasing speed and reducing cost.The high friction in the construction process is analyzed,and the corresponding im⁃provement measures are put forward.
Key words Linxing block;wellbore structure;increasing drilling speed;reducing drilling cost;frictional resistance
贾佳，夏忠跃，冯雷，等.临兴区块第一口二开水平井设计和现场施工[J].石油工业技术监督,2021,37(1):53-56.
Jia Jia,Xia Zhongyue,Feng Lei,et al.Design and field construction of the first two-size-section horizontal well in Linxing block[J]. Technology Supervision in Petroleum Industry,2021,37(1):53-56.
目前，致密气开发多采用定向井和水平井的方式，其中，水平井由于其独特的开发效果，逐渐得到推广应用[1]。山西临兴区块水平井常用的是三开井身结构：一开采用Φ311.15mm井眼，下Φ244.5mm 套管；二开采用Φ222.25mm井眼，下Φ177.8mm套管；三开采用Φ152.4mm井眼，裸眼完井。在三开水平井实施初期，为了精细认识储层，在实施三开井眼之前，先打领眼，以保证储层钻遇率，已钻三开水平井存在机械钻速慢、钻井周期长、钻井费用高的难点，平均单井钻井周期达到66d。为了提高
钻速、缩短工期、减少费用，有必要对目前三开井身结构进行改进设计，开展二开水平井井身结构试验，以提高开发效益。以临兴区块第一口二开井身结构水平井1H井为例，对1H井进行了重点设计，对现场应用效果进行了阐述，对存在的摩阻高问题进行了针对性的分析，提出了具体的改进措施。
1工程设计
1.1设计难点
1H井位于山西省兴县，构造位于临兴中区块蔡
基金项目：中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司科技项目“监兴区块致密砂岩气水平井钻井提效技术研究”（编号：GCJSXMHT-1716）
作者简介：贾佳（1988—），男，工程师，主要从事非常规致密气和煤层气相关研究工作。
石油工业技术监督
家会区沈家里构造西部，主要目的层为太原组太2段，完钻层位为太原组，水平段长850m ，采用套管固井完井。该区块的压力系数为0.83~0.98，温度梯度约3.0℃/100m ，属于常温常压储层。该区块的表层为新生界第四系沉积，土质疏松，钻井过程中容易漏失；二开钻遇古生界地层井段长、层位多，部分井段存在胶结疏松及层间漏失，同时井壁剥落掉块易造成卡钻事故。1.2轨迹设计
在进行轨迹设计时，需尽量减少钻井进尺，降低作业难度。考虑与其他井的防碰问题，造斜点一般错开20m 以上；考虑现场实施难度，造斜率尽量控制在4.0°/30m 以内；靶前距尽量控制350~450m 以降低作业难度；井口间距按照5m 进行设计，设计参数见表1
。
表1轨迹设计参数表
1.3井身结构设计
根据地层压力数据、地质设计、邻井钻井井史资料、结合完井要求，对井身结构进行设计，一开套管下入基岩不少于20m ，设计本井一开钻311.15mm 井眼至502m ，下入244.5mm 套管至500m ；二开钻215.9mm 井眼至3294m ，下入139.7mm 套管
至3292m ，如图1所示。1.4钻头设计
根据地层可钻性分析，刘家沟组以下的地层可钻性较差，可钻性级别均大于4；第四系黄土层可钻性较好，可选择PDC 钻头或者牙轮钻头，石千峰组、石盒子组地层较硬，可选择PDC 钻头[2-3]。结合已钻井的实钻结果，该井设计采用双排齿PDC 钻头，二开井段推荐石千峰以上地层使用5刀翼、19mm 齿钻头；石千峰及以下地层使用5刀翼、16mm 齿钻头。1.5钻具组合设计
一开井段使用塔式钻具组合：Φ311.15mm 钻头+变扣+Φ203.2mm 钻铤×3+变扣+Φ165.1mm 钻铤×(3+9)+Φ127mm 钻杆，二开进入造斜段后使用倒装钻具组合，加重钻杆建议倒装在井斜30°以上位置，另加放不少于30根，以防止发生钻具托压现象。设计钻具组合为：Φ215.9mm 钻头+Φ171.5mm 马达+浮阀+扶正器+Φ165.1mm 无磁钻铤+随钻测井工具+随钻测量工具+Φ165.1mm 无磁钻铤+Φ165.1mm 钻铤×(3~9)+Φ127mm 钻杆+Φ127mm 加
重钻杆×30+Φ127mm 钻杆。
图1井身结构示意图
转盘面高度5.0m
Φ311.15mm 井眼：501.0m
Φ244.5mm 井眼：500.0m
Φ215.9mm 井眼：3294.0m
Φ139.7mm 套管：3292.0m
1.6钻井液设计
一开使用膨润土浆，其密度范围为1.03~1.07
g/cm 3，二开使用低固相强封堵钻井液，刘家沟以上
地层密度范围为1.05~1.15g/cm 3，刘家沟以下地层密度范围为1.15~1.25g/cm 3。储层段在满足安全作业的前提下，钻井液密度尽量执行设计下限[4-5]，设计参数见表2。1.7固井设计
一开固井设计采用密度为1.85g/cm 3的水泥浆，水泥返至地面；二开领浆密度为1.40~1.45g/cm 3，尾浆密度为1.80~1.85g/cm 3，领浆返至地面，尾浆返至最上部气层以上200m 。如果生产套管水泥未返
至地面，要求进行井口回挤水泥作业；考虑到二开造斜和水平段在同一井段，建议使用微膨胀水泥或韧性水泥以确保固井质量。
2应用效果
1H 井设计井深3294m ，完钻井深3163m ，一
开钻至504m ，二开采用一只215.9mm 钻头和马达钻至3163m ，实际钻井周期为42.63d ，比设计周期37.5d 晚了5.13d 。一开井段采用311.15mmPDC 钻头钻进，使用膨润土浆钻进至504m ，钻井参数：
·
·54
钻压4~8t ，转速72r/min ，排量3000L/min ，泵压7MPa 。二开采用PDC 钻头，平均机械钻速8.61m/h ；
立方氮化硼砂轮单只钻头最高进尺870m ，最高日进尺246m 。
3经验教训
3.1摩阻高
设计水平段长729m ，实际钻成水平段长598
m ，未完成水平段长131m 。现场实际钻至3163m ，下钻困难，申请提前完钻。
根据现场实际作业参数，对1H 井的摩阻系数进行软件反演，钻进过程中裸眼段摩阻系数为0.35~0.45（图2），下套管过程中裸眼段摩阻系数为0.40~0.50（图3），与一作业邻井摩阻系数0.30相比，摩阻系数偏大。后续作业时，需进一步加强水平井钻井
液的性能要求，尤其注意润滑性能的控制，确保摩阻系数控制在0.30~0.35，最高不能超过0.40。
3.2发生螺旋屈曲
施工设计中，要求加重钻杆倒装不少于30根，倒装位置在30°左右，而现场实际作业时，加重钻杆的倒装13根、倒装位置在20°左右位置，导致钻进至
3163m 时，钻具下发异常困难，加压困难，摩阻非常大，无法继续进行钻进，所以提前完钻。后续通过软件对实际钻进过程中的工况进行模拟计算，发现
倒装13根加重钻杆时，无论倒装至什么位置均会发生螺旋屈曲的情况，见表3。
同时对倒装钻具位置进行敏感性分析，伴随作业井深逐渐加深，未进行短起倒换加重位置，将直接影响倒装钻具效果，以倒装30根加重钻杆为例进行敏感性分析，当加重钻杆倒装至30°
以外的位置
表2钻井液设计参数表
贾佳等：临兴区块第一口二开水平井设计和现场应用
记录值
0.30.40.5
深度/m 0
10
20
30
4050
607080
90
悬重/t
2000220024002600280030003200
图2钻进时裸眼摩阻系数反演图
摩阻系数值
套管=0.20；裸眼=0.30套管=0.30；裸眼=0.30套管=0.20；裸眼=0.40套管=0.30；裸眼=0.40套管=0.20；裸眼=0.50套管=0.30；裸眼=0.50套管=0.20；裸眼=0.60套管=0.30；裸眼=0.60实际钻进
深度/
m
-5
5
10
1520253035
悬重/t
500100015002000250030004000
图3下套管时裸眼摩阻系数反演图
表3不同数量倒装钻具对钻进和下套管的影响·
·55
粉末注射成形石油工业技术监督
时，会发生螺旋弯曲[6]，见表4。
表4
不同倒装位置时钻具对钻进和下套管的影响
4结论
临兴致密气进入了大开发阶段，降本增效尤为重要。通过技术创新，对临兴第一口二开井身结构水平井1H井进行了设计，现场作业表明，提速降本效果明显，可以在临兴区块进行推广应用，该二开水平井设计方法可以为后续水平井作业提供经验参考。
1）轨迹设计时，全角变化率尽量控制在4°/30m 以内，井深控制在3000m以内。
2）进一步加强水平井钻井液的性能要求，注意润滑性能的控制，确保摩阻系数控制在0.3~0.35，最高不能超过0.40。
3）为满足长水平段的钻进需求，现场作业时至少配备30根加重钻杆以满足倒装钻具的使用要求。4）加重钻杆倒装位置建议执行设计推荐值，在水平段钻进，短起下过程中按计划倒钻杆来满足作业需求。
5）为了防止托压现象，可考虑使用旋转导向工具和水力振荡器。
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本文编辑：崔杰收稿日期：2020-07-11
（上接第40页）
含有荧光添加剂，从而提高油气识别准确率。
4结论
通过对已钻井资料的分析研究，发现荧光类钻井液添加剂对现场油气识别不可避免地存在不同程度的影响。但是，通过荧光录井手段与地化技术相结合，可以将干扰程度降至最低，从而更好地指导现场作业。
1）在中深井及定向井中，钻井液添加剂对录井油气识别的影响普遍存在，其中具备与油气显示相似荧光特征或地化特征的添加剂对录井影响较大，如乳化石蜡、固体石墨等。
2）钻井液添加剂特征谱图的应用要与现场实际相结合，抓住分析样品的特征信息甄别假的油气显示。同时随着钻井液技术的发展，后续工作应结合实际，对添加剂特征谱图库进行更新研究。参考文献：
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本文编辑：王梅收稿日期:2020-06-13
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