江汉石油管理局钻井二公司坪北低渗致密砂岩水 平井钻井技术探讨江汉石油管理局钻井二公司坪北油田位于陕北中部，为低渗、低压、低产油藏 ，从98年开发投产以来，地层能量不断下降，油井产 量递减迅速，多年来虽然采取一些增产措施，但单井 产能仍然较低。针对坪北油田开发的现状，为达到增油上产的 目的，今年部署了PH9-1井，对其进行开发试验，以获 得充分的地质资料和开发经验 ，该井是坪北油田第一 口非常规油气开采项目的水平井，旨在利用水平井的 开发方式，增加油藏的泄油面积，通过分段压裂的增 产措施来提高致密砂岩的开发效果。 坪北油田概况江汉石油管理局钻井二公司汇报提纲PH9-1井基本情况介绍绍一二三PH9-1井技术难术难 点分析坪北水平井技术术方案探讨讨江汉石油管理局钻井二公司井 别：评价井井 型：水平井构造位置：鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部坪桥鼻褶带地理位置：井口位于坪北油田P199-19 平台设计井深：导眼井：垂深1517米； 水平井：A靶点垂深1494.0m，B靶点垂深1499.0m，水平段长479.89m。目 的 层：延长组长912完钻层位：导眼井长92；水平井长912完钻原则：导眼井钻穿91小层留足口袋完钻； 水平井：钻至B靶留足口袋完钻。基 本 情 况PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司地 层 层 序地 层 预 测地 层 简 述界系组层底 深 m厚度 m 新 生 界第四系137137浅黄色黄土。不整合覆盖于下伏白垩系志丹组 洛河层之上。中生界白垩系志丹组洛河层19255桔红色中细砂岩，泥质胶结疏松，大型交错层 理发育，与下伏侏罗系安定组呈不整合接触。侏罗系安定组26068杂色钙质泥岩,泥灰岩,下部黑灰色泥岩夹浅灰色 粉细砂岩。直罗组454194上部为灰绿、紫红色泥岩夹浅灰色粉细砂岩薄 层，中下部为灰绿、紫红色泥岩与浅灰、灰白 色中细砂岩互层，底部为厚层灰白色中粗砂岩 。延安组679225深灰、灰黑色泥岩及浅灰色细砂岩夹薄层浅灰 色砂质泥岩，泥质砂岩。富县组74162深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩。2地 质 分 层PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司三叠系延长组长1870129深灰、灰黑色泥岩与浅灰色粉细砂岩互层，夹碳质泥岩及 煤线。长21023153浅灰、灰绿色细砂岩、粉砂岩夹深灰、灰黑色泥岩、砂质 泥岩。长31137114浅灰色细砂岩与深灰、灰黑色泥岩互层夹薄层泥质砂岩和 砂质泥岩。长4+5121578浅灰、灰褐色细砂岩，粉细砂岩与深灰、灰黑色泥岩，砂 质泥岩互层。长6131499浅灰、灰褐色细砂岩、粉细砂岩夹薄层深灰、灰黑色泥岩 、砂质泥岩。长7136551深灰色泥岩与灰色细砂岩、泥质砂岩不等厚互层。长81477112暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩长911149013暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长912150717暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长92151711暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩2地 质 分 层PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司靶点垂深(米)1493.00设计造斜点深度(米)1160.00设计方位(度)131.40设计造斜率(度/100米)18.00设计位移(米)150.00设计靶区半径(米)25.00设计井底垂深(米)1517.00设计完钻井深（米）1560.00直井段井身质量按Q/SH1035 00582004钻井井身质量要求 执行。3井身质量要求导井眼数据PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司3井身质量要求侧钻水平井数据设计垂深 (m)A点1494.00侧钻点（造斜点）深度(m)1330.00B点1499.00第一造斜率(100m)24.00设计方位 ()A点133.73第二造斜率(100m)22.00B点132.07水平段方位()段长(m)靶前位移 (m)299.89A-B131.03479.89设计靶区水平段水平方向控制在6米以内，垂直方向控制在2米以 内；井眼轨迹在B段为4m12m479.89m矩形空间中 运行。PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司3井身质量要求井身剖面类型直井段增斜段稳斜段导眼井侧钻井段增斜段稳斜段侧钻 水平井增斜段水平井段PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司开钻 次序井段 (米)钻头系列套管程序环空 水泥 返深备注一开0301346mm 301m273.1mm300m地面二 开导眼3011560241.3mm1560m水平 井13301655241.3mm1655m177.8mm1653地面三开16552133152.4mm2133m114.3mm裸眼完 井管柱尾管 悬挂4井身结构设计数据基础数据PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司井 身 结 构PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司第三阶段第二阶段4井身结构设计数据施工说明及要求第一阶段一开及表层套管 二开及技术套管 三开水平段钻进及完井作业 PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司第一阶段一开及表层套管 一开使用346mm钻头，下入273.1mm 套管300m，套管下入原则：钻穿洛河层、安定组，进入直罗组40m左右，下入表层套管，封固洛河层和地表黄土层，建立井口。水泥返至地面。PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司第二阶段二开及技术套管 导眼井：使用241.3mm钻头钻至取心层位；换215.9mm钻头进行取心作业。导眼回填：井段10001560m注水泥塞。PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司第二阶段侧钻水平井：使用241.3mm钻头钻水泥塞至井深1330m；下定向钻具进行水平井侧钻； 钻达A靶点后，模拟下套管通井作业，下入177.8mm 生产套管，水泥返至地面。 二开及技术套管 PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司第三阶段三开水平段钻进及完井作业三开152.4mm钻头，完成水平段钻探作业； 进行水平段的测井作业； 模拟下完井管柱进行通井作业 ； 用套管刮管器对177.8mm套管进行刮壁； 用88.9mm钻杆将完井管柱送入水平段； 完成尾管悬挂器的坐挂和封隔器的坐封。PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司5取心计划层位设计取心 井段m取心 进尺m相当邻井 井段m取心目的长9121490-150818相当于P63 -108 1568-1585储层含油性PH9-1井基本情况介绍江汉石油管理局钻井二公司汇报提纲一二三PH9-1井基本情况介绍PH9-1井技术难点分析坪北水平井技术方案探讨江汉石油管理局钻井二公司难点三难点三难点二难点二难点一难点一井眼轨迹预控固完井复杂富县组的防垮PH9-1井技术难点分析难点四难点四油气层保护江汉石油管理局钻井二公司受在面条件限制，井口与目标点不在同一方位，相当于是 三维水平井。摩阻大，定向时托压严重，工具面摆放难。地层不能确定，工具造斜能力不能确定，测量信息滞后， 难以准确预测井底井斜、方位。 测 量工具存在盲区，测量点距钻头较远，钻头处井斜和方位 不能直接测得，只能预测。 兼顾 技术套管安全顺利的下入，对全井造斜率要有总体的控制 ，严禁造斜率超过套管允许的最大弯曲曲率。井眼轨迹预控难点一难点一PH9-1井技术难点分析江汉石油管理局钻井二公司富县组岩层胶结差，易引起井壁失稳、垮塌。泥浆密度的波动，影响壁失稳、垮塌。富县组浸泡时间过长产生周期性垮塌。难点二难点二PH9-1井技术难点分析富县组防垮江汉石油管理局钻井二公司增斜段造作率较高，井眼轨迹不规则;井眼不易净化，形成岩屑床;套管管体与井壁间的摩擦增大。套管不易居中，影响顶替效率。间隙小，狗腿度大，影响尾管的顺利下入。难点三难点三固完井复杂 的原因PH9-1井技术难点分析固完井复杂江汉石油管理局钻井二公司难点四难点四PH9-1井技术难点分析目的层属低压低渗油气藏，由于三开继续使用水基泥浆（钾基聚合物防埸钻井液），对油气层会造成较大污染。井眼轨迹预控江汉石油管理局钻井二公司PH9-1井基本情况介绍一二三PH9-1井技术难点分析坪北水平井钻井技术探讨汇报提纲江汉石油管理局钻井二公司（一）（二）（三）（四）井眼轨迹控制技术钻井液技术故障复杂预控方案固井技术坪北水平井钻井技术探讨江汉石油管理局钻井二公司开钻 次序钻头直径（mm）层位推 荐PH9-1井一开346.0346.0直罗组罗组二开222.25241.3长912 （A点）三开152.4152.4长912 井身结构（一）井眼轨迹控制技术坪北水平井钻井技术探讨江汉石油管理局钻井二公司序 号钻 具 组 合备注1346.1mm钻头+203.2钻铤3根+177.8mm钻铤 6根 +158.8mm钻铤9根+127mm钻杆一开2222.25PDC+172mm直螺杆+158.8mmmm无磁钻铤1 根+214mm扶正器+158mm钻铤5根+127mm加重 钻杆15根+127mm斜坡钻杆二开直井段（一）井眼轨迹控制技术坪北水平井钻井技术探讨说明：PH9-1一开原设计使用393mm钻头，实际施工时使用346mm钻头，使用效果良好。钻具组合江汉石油管理局钻井二公司造斜段序号钻 具 组 合 备注3222.25钻头钻头 172mm1.25度单单弯螺杆+218mm扶正器 +MWD+158.8mm无磁钻铤钻铤 1根+158mm钻铤钻铤 2根 +127mm加重钻钻杆45根+127mm钻钻杆4222.25mmH517G197mm1.25度单单弯螺杆+218mm扶正器 +LWD+127mm无磁钻钻杆+127mm钻钻杆+127mm加重钻钻杆45 根+127mm钻钻杆入窗增斜 井段（一）井眼轨迹控制技术坪北水平井钻井技术探讨钻具组合江汉石油管理局钻井二公司水平段序号钻 具 组 合 备注5152mmH126+120mm钻铤钻铤 3根101.6mm加重钻钻杆15 根+101.6mm钻钻杆30根+101.6mm加重钻钻杆 30+101.6mm钻钻杆钻钻塞152mmPDC+120mm1单单弯螺杆+148mm扶正器LWD短节节 101.6mm加重钻钻杆15根+101.6mm钻钻杆（30-60 ）根+101.6mm加重钻钻杆30根+101.6mm钻钻杆水平段（一）井眼轨迹控制技术坪北水平井钻井技术探讨钻具组合江汉石油管理局钻井二公司1、一开井眼原设计为393mm，PH9-1用346mm钻头施工顺 利，说明346mm 下273mm套管是可行的。 2、二开用222.3mm钻头可以提高机械钻速，缩短钻井周 期； 3、缩短了富县组浸泡时间，减少井下故障复杂的发生。 4、建议省略导眼井的施工，通过LWD曲线确定目的层。（一）井眼轨迹控制技术探讨 坪北水平井钻井技术探讨江汉石油管理局钻井二公司（一）井眼轨迹控制技术 增斜段直钻井段增斜段稳斜段增斜段水平井段采用直-增-稳-增-水平剖面，稳斜段用来调整工具造斜率误差和调整方位。坪北水平井钻井技术探讨井身剖面江汉石油管理局钻井二公司（1）控制好直井段井斜，为下部施工创造良好的条件。 （2）用MWD、LWD测量仪器监控井眼轨迹。 （3） 分析砂岩、泥岩地层对工具造斜能力的影响。 （4）造斜率不能满足要求时，调整更换弯螺杆。 （5）测量间距不超过1个单根，并掌握滑动与复合钻进 两种方式的造斜率。 （一）井眼轨迹控制技术坪北水平井钻井技术探讨轨迹控制措施江汉石油管理局钻井二公司（6）加重钻杆调节到井斜小于30的井段，以便钻具 重量能传递到钻头上。（7）在井斜50以前，尽可能将方位调整至A、B靶方位