水平井认识

水平井是大幅度提高石油采收率、加快资金回收、降低成本的有效途径。青海油田为了加快该气田的发展速度，在勘探开发方面积极推广水平井技术，在单井采气量上取得了显著成果。自2005年开始至今，我公司在涩北二号气田共完成了4口水平井，以前该气田从未打过水平井，在水平井轨迹控制方面没有资料可以参考，我公司现场技术人员凭借丰富的经验和技术，在高原缺氧、空气稀薄、风沙大等恶劣的自然环境下，本着一切对甲方负责的工作态度和精神，急甲方之所急，想甲方之所想，不怕苦，不怕累，完成了涩H1井、涩H2井、涩H3、涩H4井水平井的施工任务，为气田的上产起到了极其重要的作用。本文介绍了青海油田涩北二号气田涩H1井、涩H2井两口水平井的设计与施工情况，分析了该气田水平井施工难点、轨迹控制特点、钻具组合特征和安全施工技术等问题，为甲方今后利用水平井技术高效开发该气田探索了一条成功之路。

1 涩北二号气田水平井应用概况

水平井水平段井眼的走向是横穿油气层，因而可最大限度的裸露油气层，提高油气井产量和采收率，对油气藏做横向探查，确定地层圈闭边界和断层闭合位置，并可减少水锥、气锥的影响，加快资金回收、减少占地和其他工程建设费用，在降低油田综合成本方面，具有较好的经济效益。2005年八月份，青海油田在涩北二号气田实施了两口水平井，我公司利用先进的MWD和LWD无线随钻测井仪器来监控井眼轨迹及地层变化，首次在第四系（Q1+2）天然气田中完成了涩H1井、涩H2两口井现场施工，单井产气量是同层系直井的4倍以上。

图1 涩北二号气田2-11小层含气面积图（2-11小层顶）

涩北气田第四系地层胶结性差、泥质含量高、水敏性极强、遇水极易膨胀，两口水平井的成功钻探，实现了在不成岩性的第四系地层中气井水平井的安全顺利钻成。涩H2井钻井周期14天，完井周期18.05天，创造了青海油田气田水平井钻井速度最快的纪录。

2 地质基本情况

涩北二号气田位于青海省海西州格尔木市西北方向110km处。该气田含气井段长1079m（自404.0—1483.0m），埋藏浅。气层分布主要受构造控制，气层埋藏浅，层多且薄。构造高部位气层多，有效厚度大，构造低部位气层和厚度小。气层单层厚度一般在2-3m。气田具有多气水系统，气藏为边水环绕。地层倾角1?以内。地层岩性主要为浅灰色泥岩和粉砂质泥岩为主，夹少量浅灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、钙质泥岩及黑灰色碳质泥岩。地层成岩性差，可钻性好。储层孔隙度大多在20～46%之间，平均31.0％，渗透率平均50×10-3μｍ2。

3 水平井钻井施工难点及对策

难点:

1.地层疏松，成岩性差，井壁稳定性差，增斜、稳斜困难，井眼轨迹控制难度

大；

2.地层泥质含量高，水敏性极强，遇水极易膨胀，井眼缩径严重，钻具上提下

放易造成井喷、井漏，要保证安全、高效施工难度很大

3.钻井液配方筛选难度大，钻井液性能维护、处理困难。

对策：为安全顺利地完成这两口水平井，我公司主管技术的领导和现场施工人员着重做了以下几个方面的工作：

1.设计合理的水平井轨迹剖面；

2.井眼轨迹控制技术研究和现场实施；

3.施工组织管理：成立了以甲方领导为组长的领导小组，协同钻井部门参加，

共同探讨论证，以保证水平井安全、顺利的施工

4.制定合理可行的现场施工措施。

4 水平井钻井工程设计优化技术

4.1井身剖面优化设计技术

水平井井身剖面设计是水平井钻井施工的首要环节，其剖面优化能有效地降低钻进过程中的摩阻扭矩、降低施工难度和提高中靶精度。水平井的井身剖面设计，以地质设计给定的入靶点、终止点垂深及大地测量坐标为依据，根据油气藏特性及地质要求、区域地质资料和工程资料，结合造斜工具的造斜能力、井眼轨迹控制技术水平以及地面地下条件，综合选择造斜点深度、造斜率、调整段长度及位置。

4.1.1剖面设计原则

a、满足地质要求；

b、保证钻进和起下钻作业摩阻扭矩尽可能小；

c、其形状有利于气藏开发和现场轨迹控制；

d、能克服气层深度预测和工具（含地层）造斜率不确定问题。

4.1.2剖面类型选择

本区地层疏松，成岩性差，泥质含量高，易喷、易漏，为保证安全、高效施工，涩H1井身剖面设计为直－增－稳－增－稳五段制中曲率半径水平井，设计造斜率为5-5.88°/30m（剖面数据见表1）；涩H2井井身剖面设计为直－增－增－稳四段制中曲率半径水平井，设计造斜率为5-6.6°/30m（剖面数据见表2）。

表1 涩H1井设计井身剖面数据

表2 涩H2井设计井身剖面数据

4.2井身结构设计

表3 涩H1井设计及实钻井身结构数据

表4 涩H2井设计及实钻井身结构数据

图2 涩H1井设计和实际井身结构示意图

图3 涩H1井设计和实际井身结构示意图

5 井眼轨迹控制技术

水平井井眼轨迹控制技术是水平井钻井中的关键，是将水平井钻井理论、钻井工具仪器和施工作业紧密结合在一起的综合技术，是水平井钻井技术中的难点。井眼轨迹控制总体要求是：具有一定的控制精度、较强的应变能力、较高的预测精

度，能对井眼轨迹连续控制，达到较稳较快的施工水平。影响井眼轨迹控制的因素很多，包括井眼几何形状、地层构造与各向异性、钻具力学特性以及钻进技术措施等。

5.1 井眼轨迹控制原则与井眼轨迹控制方案优化

5.1.1 水平井井眼轨迹控制原则

根据设计，结合地层情况，优化水平井井眼轨迹控制方案；以地质导向为先导，根据地层变化，及时调整、控制好水平井着陆段和水平段的井眼轨迹，实现地质目的。通过现场施工的不断实践总结，形成了具有气田特点的水平井井眼轨迹控制和地质导向新理念。不是机械地按设计剖面进行施工，而是采用地质导向系统，实钻过程中地质人员根据录井及LWD测量的地质参数，及时分析地层情况。工程技术人员及时对井眼轨迹进行调整，达到顺利进入目的层并沿气层的最佳位置钻进，保证实现开发目的.

5.1.2 水平井井眼轨迹控制方案优化

水平井井眼轨迹控制优化原则：能够克服气层深度误差，能够及时发现气层，能够顺利着陆。水平井井眼轨迹控制方式：造斜点以下定向井段使用MWD+导向钻具进行井眼轨迹监测与控制，探气顶段以下井段使用LWD+导向钻具进行井眼轨迹监测控制和地质导向。

对于气层为上倾方向，水平段设计井斜大于90°的，应控制井眼轨迹在A点前20~—30m，垂深达到设计气顶位置，井斜达到85°—88°，进入气层后能及时在A点前调整到最大井斜，达到井眼轨迹控制在距气顶1.5m范围内。避免位移提前过多，进入气层时位置偏下，而井斜角较小，找到气层后上不去或偏离气顶下1.5m范围，不能达到地质要求。对于气层为下倾方向，水平段井斜角小于90°，靶前位移可适当多提前，探气顶井斜角可略小，可控制井眼轨迹在A点前40—

50m，垂深达到设计气顶位置，井斜达到82°—84°，进入气层后地层下倾，井眼轨迹能在A点前追上地层，达到在距气顶1.5m范围内的地质要求。