周庆刚

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413）

东巴格达EBS 油田S2 区块浅层发育褐色泥岩，中部发育盐岩、石膏和白云岩，下部以石灰岩为主，其主力油层为Tanuma 层和Khasib 层。2019 年初开始规模化钻井作业，开发目的层以Khasib层为主，计划井型多为水平井。EBSK-8-2H井作为第一口Khasib层水平井，钻井施工过程中，第一次钻进Tanuma 层底部泥灰岩夹层时发生坍塌卡钻；侧钻后第二次钻进相同地层时再次发生坍塌卡钻，该井最后改为直井完钻。此后Tanuma 层底部泥灰岩成为Khasib 层水平井钻井最大障碍，业主也为此暂停Khasib层水平井开发方案，目标转向Tanuma 层水平井或Khasib 层定向井。本文以EBSK-5-5H 重点井为例，介绍了Khasib 层水平井技术难点，及技术攻关和采取的相应技术措施，EBSK-5-5H 井成功的现场实践为开发东巴油田Khasib 层水平井提供了借鉴和经验。

1 Khasib层水平井技术难点

Khasib层水平井钻井技术难题就是如何维护上部泥灰岩稳定，实现安全钻穿泥灰岩层后水平段着陆。通过EBSK-8-2H井钻井复杂情况分析以及后续针对性课题研究结论得出，泥灰岩层钻井技术难点主要有以下两方面。

1.1 定向施工难度大

根据力学平衡原理，井壁坍塌风险随着井斜角增大而增加。EBSK-8-2H井两次坍塌卡钻井段井斜角分别69.3°和77.3°。由于Khasib主力产层与Tanuma底部泥灰岩层底界的垂距仅为23m，使得泥灰岩井段的井斜角没有进一步降低的空间，这为泥灰岩层定向钻井施工带来极大的挑战。

1.2 泥灰岩井壁失稳

Tanuma层底部发育约29m厚度的泥灰岩，通过对该地层岩芯进行研究可知，一方面该段泥灰岩层理发育明显，胶结性极差，当钻井液密度无法平衡内应力时快速膨胀分解；另一方面在电子显微镜观察下裂缝较为发育，促进泥灰岩吸水后膨胀，加剧垮塌。

2 技术难点的分析研究

针对东巴作业区Khasib层水平井施工中遇到的难点及取得的施工经验，为了更好地为后续在S2区块钻井提供借鉴和施工经验，对该区块的技术难点进行了研究分析，并提出相应的改进措施。

2.1 井眼轨迹方面

（1）在水平井设计中，造斜点适当上移、适当延长视平移从而降低造斜率。

（2）地质方面准确预测，避免因调整靶点垂深从而导致造斜率增大、带来井下施工风险的隐患。

（3）优化轨迹设计，页岩段下部狗腿度调小，在进入小狗腿度段前起钻甩掉螺杆和定向仪器，更换微增钻具组合，用牙轮钻头盲穿页岩段，通过页岩层后，下套管封固页岩段，以保证下部无后顾之忧。

2.2 页岩的不稳定性

在改善泥浆性能的同时，优化井眼轨迹设计，在Tanuma层页岩段尽量设计成稳斜或者狗腿较低，保证安全快速钻过该页岩层，降低页岩的失稳坍塌几率。保证上部井眼施工时的划眼次数，确保返砂量和及时修整井壁，为快速穿过下部页岩层打好基础。

3 EBSK-5-5H井的现场实践

通过Khasib 层水平井钻井技术难题的技术攻关，在EBSK-5-5H井的钻井实践过程中通过改进井身结构设计、优化井眼轨迹、改进钻井液配方、优选钻头以及钻具组合、完善定向技术措施，和精细井眼轨迹控制等办法，成功地完成东巴油田第一口Khasib层水平井。

3.1 井身结构设计与井眼轨迹优化

本井为四开，三维水平井且扭方位角度大于80°，采用直—增—稳—增—稳五段制井眼轨迹，针对S2区块地质特点，井身结构设计上重点考虑了压稳地层的同时兼顾储层保护，实现泥灰岩安全钻进，并尽可能缓解岩屑床积累和降低施工摩阻。井眼轨迹如图1所示。

图1 井眼轨迹设计图

（1）三开设计直增稳方案，定向狗腿度6.0°/30m，井斜42°前完成穿靶方位调整。

（2）前期定向狗腿度6.0°/30m。

（3）T8层设计微增1.0°/30m。

（4）四开定向狗腿度7.0°/30m。

3.2 钻井液设计

依据泥灰岩坍塌机理研究成果，对现场用KCl 聚磺钻井液进行了改进，优选出聚胺抑制剂ULTRAHIB替换原配方中的AP-1，并引入纳米封堵剂Nano-Seal，形成了钾氨聚磺纳米封堵钻井液，流变性稳定，失水量降低。钻井液改进前后对比如表1所示。

表1 钻井液改进前后性能对比

3.3 钻具结构的优选

针对不同井段的技术难点、特点分析，通过优选钻具结构和降摩减阻措施，针对不同工况采用不同的钻具结构。

（1）增斜段：∅215.9mm 钻头+ ∅172mm 螺杆+∅178mm 浮阀+∅172mmMWD+∅172mm 无磁钻铤+ ∅127mm 无磁加重钻杆+∅127mm 加重钻杆+∅165mm 震击器+ ∅127mm 加重钻杆+∅127mm 钻杆+ ∅127mm加重钻杆+∅127mm钻杆。

（2）微增段：∅215.9mm 钻头+ ∅212/210mm 稳定器+∅178mm 浮阀+∅172mmMWD+∅172mm 无磁钻铤+ ∅127mm 无磁加重钻杆+∅127mm 加重钻杆+∅165mm 震击器+∅127mm 加重钻杆+∅127mm钻杆+ ∅127mm加重钻杆+∅127mm钻杆。

（3）定向段：∅152.4mm 钻头+120mm 螺杆+∅120mm 浮阀+∅120mmLWD +∅120mm 无磁钻铤+∅88.9mm加重钻杆+∅88.9mm钻杆+∅88.9mm加重钻杆+转换接头+∅127mm 加重钻杆+∅127mm震击器+∅127mm 加重钻杆+∅127mm钻杆。

（4）水平段：∅152.4mm 钻头+∅120mm 螺杆+∅120mm 浮阀+∅145mm 稳定器+∅120mmLWD+∅120mm无磁钻铤+∅88.9mm加重钻杆+∅88.9mm钻杆+∅88.9mm 加重钻杆+转换接头+∅127mm加重钻杆+∅127mm 震击器+∅127mm 加重钻杆+∅127mm 钻杆。

采用了微增钻具组合，每根钻杆微增0.3°左右。2627～2643m 采用7～8t 钻压，钻时7～24min/m,顶驱转速60r/min。微增钻具组合，非常好地满足设计里对造斜率的要求，同时还可以采用钻压来对井斜微调整作用，保证了井眼轨迹的精确控制。

3.4 钻头优化设计

根据S2区块钻头使用情况统计，优选一开使用钻头FS2663；二开使用钻头TS1664PI，机械钻速大，单只钻头可完成二开进尺；三开使用钻头TKC56，机械钻速大，单只钻头可完成三开进尺；四开使用钻头T1665GU。钻头使用情况如表2所示。

表2 钻头使用情况

3.5 定向施工难点分析

（1）地层夹杂页岩，且穿过页岩层后上部不断剥落。给定向施工造成很大的困难：工具面不稳，整体摩阻较大，给施工带来了风险。如有稍大的页岩块在钻进过程中处于钻头、螺杆螺扶或钻具接箍处导致扭矩增大甚至憋停的现象。页岩层岩屑块如图2 所示。

图2 页岩层的返出的岩屑

（2）由于本井为Khasib 层三维水平井且扭方位角度大于80°，钻井液密度、粘度高。施工时的摩阻较大，且从2442m 开始有上提超拉现象，三开共处理卡钻2次。均为上部页岩剥落块。

（3）通过在定向钻进过程中工具面稳定情况、定向钻进速度、钻压和泵压等参数对比，页岩块较多时定向困难、摩阻大、托压严重。井底的清洁程度、页岩块的多少、大小等因素都影响定向时效。

（4）四开使用GE-LWD 测量电阻率和伽马数据。井斜探管无法调整到近钻头位置，导致测量井斜滞后距最大达到19.05m。再加上为了施工安全上提1m。井底需要预测井斜的距离超过20m，当发现井斜变化规律突变时无法迅速响应，增大了四开轨迹控制施工的难度。

3.6 定向施工技术措施

(1)通过优化钻具结构，优选钻井参数，在造斜段施工及时摸索钻具的造斜率，确保中靶，施工尽量多复合少定向，精细控制轨迹，确保轨迹平滑。

（2）优选钻头类型，保证钻头的侧切能力，提高钻具组合的造斜能力，同时改善井眼状况，可以提高造斜段的机械钻速。

（3）加强井眼轨迹控制，在页岩段尽量保持稳斜或者较低狗腿，保证安全快速钻过该页岩层，降低页岩的失稳坍塌几率。

（4）保证上部井眼施工时的划眼次数，确保返砂量和及时修整井壁，为快速穿过下部页岩层打好基础。

3.7 页岩层钻进措施

(1)加强地质监测，钻达Tanuma泥灰岩层前起出螺杆钻具，换单螺扶增斜钻具。

(2)调整钻井液性能，钻井液高密度、低滤失和适当的粘度和切力。

(3)泥灰岩段钻井参数：钻压20～80kN，转速40～60r/min，排量30～40L/s，开泵先小排量顶通，泵压正常后再逐渐增加排量，快速钻穿泥灰岩层。

(4)每打完一个立柱正向以50～70r/min 划眼2遍。泥灰岩层严禁定点循环。

(5)正常情况下上提钻具严禁倒划，如果必要倒划则控制转速20～40r/min为宜。

(6)钻穿泥灰岩层16m完钻，充分循环返砂，待返砂干净后短起至套鞋，然后通井。

(7)保持井内液柱压力:起钻要连续或定时灌浆，保持井口液面不降，减少抽吸压力。

(8)控制泥灰岩层起钻速度，发现井口液面不降或外溢，停止起钻，如有井塌征兆，务必小排量顶通，逐渐提高排量，中间不可停泵。

(9)下钻过程如井口不返钻井液，应立即停止下钻，开泵循环通井或划眼，恢复正常后继续下钻。

(10)通井到底后充分循环，待返砂干净后，井底泵入高粘。

(11)防粘卡措施：①降低摩阻系数不大于0.08；②钻具静止时间不能超过2min。

4 结论与认识

通过EBSK-5-5H 井的钻井实践，总结出如下经验与建议：

（1）在页岩易剥落地层，井眼净化问题是施工的重点。在满足井下仪器和螺杆钻具正常工作的条件下，应尽可能使用较高排量，提高岩屑上返速度；适当采用低转速钻进、高转速划眼的方式进行携砂，有效地破坏岩屑床，保证返砂效果，保证井眼干净。

（2）建议优化井眼轨迹设计，设计K层水平井时尽量设计成二维井型。如果无法满足也要尽量设计扭方位角度较小，同时造斜点尽量避开油层，避免前期造斜率不足导致更换钻具组合。

（3）采用优化井身结构设计，设计直—增—稳—增—稳五段制井眼轨迹，计算并应用近钻头扶正器微增钻具组合，优化井眼轨迹控制以及泥灰岩层钻井技术措施，克服了定向难度大以及页岩层脱落造成卡钻埋钻具等问题，成功地完成了伊拉克东巴油田第一口Khasib层水平井，为今后的Khasib层水平井施工提供了借鉴。