超深水平井技术总结
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超深水平井钻井技术总结
一、水平井基本情况介绍
普光204-2H井和普光101-2H井是中原油田普光项目开发管理部布署在普光构造上的两口双靶水平开发井。
普光204-2H井设计井深7001.09m，实际完钻井深7010m（垂深5942.18m），最大井斜81o，井底水平位移1628.10m，水平段长453m。多点数据显示Ⅰ靶靶心距16.27m，Ⅱ靶靶心距36.14m。该井钻井周期283.2天，建井周期337.63天。本井井身质量、固井质量合格，取全取准了各项地质资料，全井发气层45层348.8m，圆满完成了勘探开发任务。
普光101-2H井设计井深6594.32m，实际完钻井深6670m（垂深5718.52m），最大井斜79o，井底水平位移1402.68m，水平段长843m。多点数据显示Ⅰ靶靶心距3.26m，Ⅱ靶靶心距19.63m。该井钻井周期280.52天。 二、超深水平井技术难点分析
1. 二开314.3mm大直径井眼段长,钻进后期泵压高，排量受到极大限制，为钻井液携岩清砂带来困难；中完下套管作业，对动力系统要求高，若有复杂情况处理难度大；
2. 三开裸眼及水平段较长、井斜大，井眼轨迹控制难度大；长裸眼段解决井下摩阻、井眼净化问题不容忽视；
3. 防止井下事故与复杂，空气钻阶段主要是钻具事故，泥浆钻阶段主要是卡，塌，漏及转换泥浆时井壁失稳及目的层H2S腐蚀； 4. 大段膏盐层和水平井段井眼稳定问题较为突出； 5. 钻井液固相控制、抗高温稳定性能要求较高；
6. 油气层裸露段长，做好井控工作，严防井控事故、H2S中毒事件发生尤其突出； 7. 完井电测问题；
8. 中完，完井套管下入问题。 三、水平井主要技术措施： （一）、做好井眼轨迹控制
1. 上部陆相地层普遍存在着地层倾角大，局部小褶皱多，自然造斜率较强
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等特点，在一开和二开须家河以上地层采用空气锤配合空气钻进技术，低钻压、低转速负压钻进，能有效地控制井斜，提高钻进速度。钻井液钻进时钻具组合采用塔式或钟摆钻具组合，并及时进行单点监测，收到了良好的效果。
普光204-2H井一开采用空气钻进，至井深951m一开完钻,最大井斜1.7°。二开空气钻进至井深3247.64m由于须家河段出气，转换为氮气钻井钻进, 钻进至井深3647.64m时由于井下出油，转换泥浆钻进至中完；气体钻最大井斜5.60在井深3241.5m处，泥浆钻最大井斜30,在井深4271.2m处。
普光101-2H井一开采用雾化钻进，至井深710m一开完钻,最大井斜1.87°。二开钻至井深2835m，由于空气锤内部组件及锤头落井,经多次打捞未果转换泥浆填井侧钻，至二开中完4202m,最大井斜4.9°。
2.定向段严格控制造斜率,保证井眼轨迹圆滑。定向后采用MWD密切监测井眼轨迹情况，每钻进一个单根测斜一次，及时计算井眼轨迹，掌握好井眼轨迹的变化趋势。为了控制造斜率，我们采用随钻一根或半根然后复合一根甚至更多的方法来钻进，严格按设计井眼轨迹造斜，优化井身轨迹。
3. 由于这两口井定向点靠上，设计造斜率低，属于长半径水平井，控制段长，为了减少定向工作量，同时提高机械钻速，我们通过优化钻具组合，利用改变钻井参数提高造斜率和降低造斜率的方法：即在一定钻压范围内，提高钻压可以增大造斜率，反之降低钻压可以降低造斜率；钻完一单根后，提起方钻杆对刚钻完单根的上部进行划眼可以提高造斜率；如果对刚钻完单根的下部进行划眼则降低造斜率；尽可能以螺杆钻具组合为主要钻进方式，并采用大排量来提高携岩能力，我们采用微增斜底部钻具组合，根据设计增斜率选择合适的螺杆钻具组合增斜钻进，并根据实际增斜率及时调整钻井参数或更换钻具组合，又可以加大钻压钻掉可钻性差的地层，必要时采用动力钻具滑动钻进进行井斜角和方位角的修正，调整复合钻进造斜率的偏差和调整井眼垂深，使之满足轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这样既提高了机械钻速，又保证了轨迹的平滑和中靶几率。
4.水平段采用常规稳斜组合复合钻进，提高了机械钻速，又保证了井身质量。 对于钻具组合采用的原则，分析如下：
其中对于井底钻具组合，主要由钻头、稳定器、动力钻具及无磁钻铤等组成，其主要作用是控制井眼轨迹，使之满足轨道设计的要求。该部分钻具单位重量相
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对较大，且一般处于大斜度井段或水平段，对产生钻压所起的作用很小甚至不起作用，因此在满足井眼轨迹控制要求的前提下，应尽可能地缩短该部分的长度，这同时也有利于减小井下摩阻和扭矩。
对于钻压传递段，其作用是将钻压和旋转运动传递给井底钻具组合，对它的要求是在负荷传递过程中不受破坏，加钻压后不产生弯曲，且能使产生的摩阻和扭矩最小。
对于增斜段下部，通常井斜角在60°以上的井段，该部分钻柱主要承受剪切负荷、轴向负荷及由于井眼曲率而产生的弯曲负荷，因为该井段井斜大，钻柱的重量不仅不能产生多大的钻压，反而会产生较大的正压力，为减小摩阻和扭矩，在满足径向负荷、轴向负荷及弯曲负荷的前提下，在该井段使用较轻的钻具。
对于增斜段上部，井斜角一般小于 60 °，对该段要求主要是在加压时不发生失稳弯曲。
对于重量累积段，要求该井段钻具能产生足够的钻压。通常在增斜段上方下入钻铤或加重钻杆来产生要求的钻压。
对于直井段，该段钻具通常处于受拉状态，所承受的拉伸负荷及剪切负荷相对较大，要能够满足其强度要求。概括地讲就是抗拉、抗剪、抗弯与钻具重量间的平衡。
同时在钻进过程中，使用倒置钻具，不单是为了产生钻压，同时在中和点附近使用强度较高的加重钻杆，使钻杆免遭交变载荷的作用，这对保护钻杆来说是有益的。具体作法是在中和点附近加约 80 m 的钻铤，上下两端用加重钻杆进行过渡，在整个钻进过程中确保中和点不落在钻杆上，这样倒置的另一个作用就是增加了钻柱的储备重量。
通过以上分析及要求，我们在各个对应井段分别采用如下组合：Φ241.3mmPDC钻头+Φ185mm双扶1°螺杆+单流阀+MWD短节+Φ158.75mm无磁钻铤*1根+Φ158.75mm钻铤*6根+Φ127mm加重钻杆*17根组合扭方位钻进；
Φ241.3mm钻头+Φ185mm单扶1.25°螺杆+单流阀+Φ127mm无磁钻杆*1根+MWD短节+Φ127mm无磁钻杆*1根+旁通阀+Φ127mm加重钻杆*18根组合增斜定向钻进；
Φ241.3mmPDC钻头+Φ185mm双扶0.75°螺杆+单流阀+Φ127mm无磁钻杆*1
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根+MWD短节+Φ127mm无磁钻杆*1根+Φ127mm加重钻杆*3根+Φ127mm钻杆+旁通阀+Φ127mm钻杆*9根+Φ127mm加重钻杆*15根+Φ177.8mm随钻震击器*1只+Φ127mm钻杆微增斜组合钻进；
Φ241.3mmPDC钻头+Φ185mm双扶0.75°螺杆+单流阀+Φ127mm无磁钻杆*1根+MWD短节+Φ127mm无磁钻杆*1根+Φ127mm加重钻杆*3根+Φ127mm钻杆+旁通阀+Φ127mm钻杆*9根+Φ127mm加重钻杆*15根+Φ177.8mm随钻震击器*1只+Φ127mm钻杆稳斜组合钻进。
钻井参数：钻压：40-50KN 转速：60r/min+螺杆 泵压：21-22MPa 排量：28L/S
由于钻具组合合理，参数正确，井眼轨迹平滑。 侧钻
普光101-2H井钻至井深2835m，空气锤内部组件及钻头掉到井里,经多次打捞未果转换泥浆填井侧钻，钻具组合：Φ314.1mm HJT537GK牙轮钻头＋Φ216mm直螺杆＋2.5°弯接头＋Φ203.2mm无磁钻铤＋Φ177.8mm钻铤×3根＋Φ127mm加重钻杆×2柱，钻进参数：钻压：10－20KN， 排量 36-46l/s；钻至井深5980m时，由于地层推迟，地质填井侧钻。钻具组合：Φ241.3mmPDC＋Φ185mm1°双扶螺杆＋Φ158.7mm无磁钻铤＋MWD+Φ158.7mm钻铤×3根＋Φ127mm加重钻杆，钻进参数：钻压：10－20KN， 每半米捞砂一次，捞砂一包，根据返出岩屑的百分比及井眼参数的变化，钻时的快慢等判断侧钻效果。适当调整钻时，直至侧出。
（二）、解决井下摩阻问题
1．严格控制造斜率,保证井眼轨迹圆滑。
2. 由于井斜大，水平位移长，海相地层复合钻井钻速快，大斜度井段钻屑浓度高，极易在井眼下井壁堆积形成岩屑床，导致扭矩增大，摩阻升高，发生阻卡现象。提高钻井液的携岩洗井能力，搞好钻井液的净化工作，勤掏锥型罐，使用好固控设备，震动筛，除砂器，除泥器运转率100％，高速离心机、低速离心机配套使用，每班至少循环2周，同时匀速加入胶液维护，防止比重下降，使钻井液含砂量小于0.3％，摩阻小于0.08；钻井液密度和失水控制在设计范围内，持续添加润滑剂，增加泥浆润滑性。勤短起下钻，大排量循环除砂，以铲除岩屑床和修理井壁，保证形成优质的泥饼。同时采用18°斜坡钻杆，减少钻具与井
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