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1、水平井知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，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，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H
2、1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
3、 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404.01483.0m），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
4、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2046%之间，平均31.0%，渗透率 平均 50x10-3“m2。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，
5、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，
6、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井身剖面设计为直一增一稳一增一稳五段制中曲率半径水平井，设计造斜率为5- 5.88/30m；涩H2井井身剖面设计为直一增一增一稳四段制中曲率半径水平井，设计造 斜
7、率为 5-6.6/30m。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
8、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
9、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8588，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l5m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 15m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4050m,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。5.2增斜段井
10、眼轨迹控制技术斜井段是水平井段井眼轨迹控制的基础井段，只有把斜井段的井眼轨迹控制好，才能 使水平井钻井顺利完成。在实际施工过程中，根据井眼轨迹变化，以及随钻测井仪LWD 及时对比分析气层位置，及时调整钻具组合和钻井参数，采用导向马达和转盘钻进相结合 的井眼轨迹控制方式，使井眼轨迹得到了较好的控制，达到了有控制的提前入靶的施工意 图，加快了施工进度，保证了井下安全。由于本地区地层倾角小，涩H1井直井段井斜在0.5以内，因此定向时工具面直接定 到99。设计方位线上，采用先进的MWD随钻测斜定向系统进行随钻监测，从井深726.58 m开始定向增斜、导向钻进至1054m时，起钻换钻头，下钻时在原MWD
11、仪器上增加了 随钻测自然伽傌的仪器，钻进至井深1165m时，通过邻井测井曲线和随钻自然伽傌曲线 对照分析，发现目的层垂深比设计浅3m （设计A点垂深1078m，实际1075m）。钻压 40-120kN， 排量38-45 L/s。初始造斜率达到5-6/30m，连续造斜最高造斜率 9.5/30m左右，导向钻进造斜率0.5/30m。钻进至井深1185.16m时，井斜角 78.44。/99.45。/1170.06 m,预计井底井斜达到82，决定起钻下LWD随钻测井仪。通过 滑动钻进与转盘钻进的方式变换，实钻井身轨迹与设计井眼轨迹欠位移14.25m，目的是 为了进入目的层好着陆。钻进时保证排量控制在马达
12、设计排量，循环时开大排量，同时调 整好钻井液性能，降低含砂量，提高钻井液的携砂能力及润滑性，每钻进一个单根转盘划 眼一次，100m进行一次短起下，以保证井眼畅通。涩H2井根据涩H1水平井现场施工经验，二开时直接使用定向增斜井段的钻具组合 钻直井段，避免下入造斜工具直井段遇阻情况的发生，复合钻进至造斜点，不用划眼和起 钻换钻具组合，直接进行定向，减化了施工环节，加快了施工速度，并提高了安全系数， 实践证明该施工措施是切实可行的。从井深740.78m开始定向增斜、导向钻进到至井深 1155.33m时，此时测深1141.73m，井斜角70.40，方位287.53，预计井底井斜达到 73，决定起钻换钻
13、头和LWD随钻测井仪器。钻压40-80KN，转速为马达+20 r/min，排 量42 L/s，泵压13MPa。初始造斜率达到5-6/30m,连续造斜最高造斜率11/30m左 右，复合钻进造斜率0-0.4/30m。5.3水平段井眼轨迹控制技术水平井段以转盘钻配小角度单弯马达钻具组合钻进方式，采用MWD进行井眼轨迹随 钻监测、LWD随钻监测伽傌、电阻率进行气层位置分析判断。钻进中，通过邻井测井曲 线和随钻所测伽傌、电阻率曲线及时对照分析，根据分析结果及时调整工具面和钻井参 数，实现微增、微降、调整方位，有效地将井眼轨迹沿气层钻进。涩 H1井该井段下入 1.5。导向马达，初始造斜率达到5.5/30m
14、，连续造斜最高造斜率8.5/30m。钻进至井深 1210.55 m （垂深1075.40m），气测值升高，从LWD随钻所测伽马曲线的变化可以看出（见图5）。在井深1075. 40m到1078m的伽马曲线和邻井涩6-1-4井在井深1070m到 1073m的伽马曲线基本和预测分析的目的层垂深相吻合，此时井斜角85.70，方位99.83，A点着陆，进入水平段，共钻进水平段402.03m，达到了设计要求，完钻斜深 1612.58m，完钻垂深1079.42m。涩H2井钻进至井深1215.10m（垂深1081.60m），气测 全烃值升高到98%，和预测分析的目的层垂深相吻合，此时井斜角83.40，方位 2
15、88.92，A点着陆，靶前位移263.86m，进入水平段，共钻进水平井段长406.90m,达到 了设计要求，完钻斜深1622m，完钻垂深1087m。5.5水平井地质导向钻井系统的应用采用LWD+导向钻具+钻头组成的地质导向钻井系统进行地质导向和井眼轨迹控制。 该系统有以下优点：1. 1、该系统在钻进过程中，对地层进行实时深、浅侧向电阻率和伽傌测量，提供实 时的伽傌、电阻率曲线，能及时对地层进行判断。2. 能实时对井斜、方位和工具面进行测量，能及时了解井眼轨迹状况并根据地层情况 及时调整井眼轨迹，近钻头井斜测量为预测钻头位置提供了很大便利。3. 随钻测量的地质参数更接近地层的原始特性，利用LWD
16、资料代替测井资料，节约 了大量的钻杆输送测井费用。6 经济技术指标1. 通过对邻井进行认真分析研究后，取消了导眼施工，节约钻井周期10天，降低钻 井成本近50万元；因地层浸泡时间缩短，更加确保了该井安全顺利施工。2. 涩H2井进一步优化钻井工程设计和施工，钻井周期由涩H1井的24天降为14 天，创造了青海油田水平井水平段最长（406.90m）、钻井速度最快的纪录。3. 涩H1井10 mm气嘴日产气13万m3,是同层4. 系直井涩26井产气量的6倍以上；涩H2井9 mm气嘴日产气8万m3,是同层系 直井涩26井产气量的4倍以上。7 认识与体会1. 油藏研究及精细描述，是保证水平井钻井成功的核心技术。在有邻井资料的情况 下，采用随钻测井仪LWD及时对比分析气层位置，完全可以
