大港油田第六采油厂 天津市 300280
摘要：大斜度井由于其井眼轨迹的优越性，其可钻穿的油层的井段长，可一次性连接不在同一深度的几个油气藏，使油气藏的泄油气面积增大，可以大幅度提高单井产量；同时，其水平位移大，能够大范围的控制含油面积。为此，技术人员针对7井区超深、薄砂层岩性油气藏开展了大斜度井钻采技术攻关，通过研究这个区块的油气特点和沉积特征，决定打破传统水平井只针对单一油气层实施水平段的做法，以高角度贯穿整个油气组，纵贯多个油气层，最大限度增加泄油面积，充分解放油气层。
关键词：大斜度井；施工难点；技术措施
引言
定向井能够有效地评价与开发地面条件受限制的油层，因此越来越受到重视，定向井钻井技术已经成为各大油田的主要钻井技术之一。P47区块由于地面遍布沼泽与湖泊，应用常规的直井钻井技术很难探明地下油层油水分布情况，因此部署了P47-X7四段制双靶点大斜度定向井。该井轨迹设计中采用四段制的形式，完钻斜深2057.00m，垂深1215.20m，稳斜段的最大井斜角达到69.07°，水平位移达到1357.30m。
1施工难点分析
1.1井身质量差
裸眼段地质条件复杂，砂岩、泥岩分布，定向钻进过程中定向钻、复合交替钻进，钻井液抑制性较差，导致井眼扩大及井径不规则。三开采用Φ215.9mm钻头，钻进至5195m完钻，三开裸眼段为4725m~5195m。本井电测平均井径259mm，井眼平均扩大率20%，糖葫芦井段井眼较多。
1.2套管下入困难
703H井为定向井（大斜度井），最大井斜68.4°，对应井深5085m。最大狗腿度10.1°，对应井深4787m，套管下入困难。
1.3套管居中度低
本井裸眼井段井径不规则，存在多处“大肚子”井段。本井为大位移井中，由于存在重力效应，套管贴向下井壁整体偏心，同时扶正器间的套管屈曲变形产生局部偏心。固井期间套管低边的钻井液驱动困难，容易窜槽，从而影响水泥浆的顶替效率。
2优化设计技术
既然该井存在着很大的施工难点，那么在钻井施工开始之前就要对相应的井身结构和井眼轨道进行必要的优化，这样才能有效地降低施工难度，避免井下事故与复杂情况的发生。
2.1井眼准备
下套管前通井准则：（1）通井钻具组合刚度大于套管串刚度；（2）通井钻具组合最大外径大于套管串最大外径。下套管前采用两趟钻进行通井，单扶通井组合为：215.9mmPDC牙轮+127mm浮阀+127mm加重钻杆1根+212.7mm扶正器+127mm加重钻杆5根+127mm钻杆；双扶通井组合为：215.9mmPDC牙轮+127mm浮阀+127mm加重钻杆1根+212.7mm扶正器+127mm加重钻杆1根+211.1mm扶正器+127mm加重钻杆4根+127mm钻杆。
双扶通井钻具组合，通井组合与套管串刚度比为1.7，通井以破坏键槽及台阶为目的，经过两趟通井后，保证了井眼通畅，无阻卡。5060m~5195m为大肚子井段，平均井径288mm，扩大率23%，井斜67°，钻井液的轴向速度分量不足以保证携砂，在处理井眼的过程中钻具将岩屑压碎、压实，极易形成岩屑床。下套管前双扶通井到底后，对井眼进行了注稠塞和注稀塞携砂处理，打入稠浆（密度1.67g/cm3，黏度120s，塑性黏度29s，屈服值10，初终切3/18，失水2，HTHP失水6），通过处理，明显将井内岩屑携带出井口。
2.2井身结构的进一步优化
通过调查P47区块以往井的施工具体情况，结合国内外施工该类型井的成功经验，决定将P47-X7井优化成为2层套管的井身结构。首先在地面砸入⌀339.7mm的大导管，为第一次开钻建立循环做好准备，然后第一次开钻使用尺寸为⌀311.2mm钻头，第二次开钻使用尺寸为⌀215.9mm钻头，两次固井水泥浆均返到地面，并且在第一次开钻到达井深400.00m的时候进行定向施工，使井斜角达到最大69.07°，这样就最大限度地降低了第二次开钻的风险和施工难度。
3大斜度井钻井技术
3.1稳斜段轨迹控制技术
二开钻进过程中主要完成的是稳斜以及降斜钻进施工过程，稳斜段具体的施工环节，主要使用的是0.75°的单弯双扶正器螺杆，这样就能进一步提升钻井作业过程中的稳平效果；钻头选择的是Ｒ4624型四刀翼钻头，这种钻头与五刀翼钻头相比较，保障钻压相等的条件下，具有更强的破岩能力，而且也能有效提升机械钻进速度。在具体施工过程中保证钻压处在20~50kN之间，转速保证达到40r/min，排量保证达到38L/s。主要是用的钻具组合在实际施工过程中表现出了降斜趋势，降斜率能够达到2°/100m，因此，在实际的施工作业过程中按照每2~3个单根的周期要向上挑2m，这样就能够充分保证井斜保持在可控制的范围内。在实际钻进作业过程中发现，钻具组合能够保持良好的稳斜趋势，仅仅需要对钻进参数进行微调就能够实现稳斜的目的。
3.2二开施工技术
在二开施工中主要的两个井段是稳斜段和降斜段，稳斜段施工的主要任务就是保证井斜角和方位角稳定在当前的水平，降斜段施工的主要任务就是按照钻井工程设计中井眼轨道设计的要求降到设计值。为了提高钻井施工的效率，缩短钻井施工的周期，经过充分论证，优化出了以1°弯螺杆配合MWD的一套施工钻具组合，具体为：⌀215.9mmPDC钻头×0.46m+⌀172mm螺杆×8.73m+⌀172mmMWD×11.67m+⌀127mm加重钻杆×311.5m+⌀127mm钻杆。在稳斜井段的施工中根据MWD仪器所测得的井斜角和方位角变化情况，采用定向+复合钻进的施工方式，随时进行调整，保证井斜角在69.07°附近。在降斜井段的施工中，根据设计轨道降斜率为5.0°/30m的实际，先每个单根定向6.5m看看降斜效果，然后根据实际的降斜率在进行随时的调整，保证降斜率在规定的范围内，这样钻进到1959m井斜角降低到40°顺利命中C靶点，然后继续以该井斜角稳斜钻进，中间进行微调命中靶点D，实现了2个靶点都中靶。
3.3预应力固井技术
实验表明，水泥浆水化成水泥石后，体积发生收缩，这种现象会导致水泥环与套管间产生微间隙，影响水泥胶结质量。同时，即使某些电测优良的井，在后期的开采及增产作业中，也会发生油气水窜等问题。这一切都是环空微间隙导致的。为了解决这个问题，除了优化水泥浆体系外（水泥浆中加入膨胀剂等），还可以运用预应力固井技术。即通过一定方法，在固井结束后，使环空与套管内实现较大压差（套管外压力大于套管内压力），预先使套管受挤压发生变形，消除由于水泥石收缩等因素产生的微间隙。
结语
综上所述，大斜度井定向井在实际钻井施工过程中难度相对比较高，因此必须要对靶区进行严格要求，施工作业前必须要针对整个施工过程进行优化设计，并实现对钻具组合以及钻井参数的合理选择，针对不同钻井施工阶段采取合理的井眼轨迹控制技术来实现对井眼轨迹的精确控制，在这基础上才能够充分保障大斜度定向井钻井施工质量。本文针对某油田的大斜度定向井钻井优化技术进行深入分析后，对后期同类钻井施工能够起到很好的指导作用。
参考文献：
[1]孟祥波，陈春雷，孙长青.徐深21-平1井轨迹控制技术[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2014，41（1）：30-32.
[2]孟祥波，陈春雷，孙长青.徐深21-平1井轨迹控制技术[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2014，41（1）：30-32.
[3]孙成发.源X1井钻井施工探讨[J].石化技术，2018，（5）：127.