1、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 绍一二三PH9-1井技
2、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
3、深m 厚度 m新生界第四系 137 137 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 192 55 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 260 68 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 454 194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 679 225 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 741 62 深灰色泥岩夹浅灰色细砂岩。2地 质 分
4、 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 1 870 129 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 2 1023 153 浅灰、灰绿色细砂岩、粉砂岩夹深灰、灰黑色泥岩、砂质泥岩。长 3 1137 114 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+5 1215 78 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 6 1314 99 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 7 1365 51 深灰色泥岩与灰色细砂岩、泥质砂岩不等厚互层。长 8 1477 112 暗色泥岩、砂质泥岩
5、夹灰色粉细砂岩长 911 1490 13 暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长 912 1507 17 暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩长 92 1517 11 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 0058 2004 钻井
6、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) 299.89 A-B 131.03 479.89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
7、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 0 301 346mm 301m 273.1mm300m 地面二开 导眼 301 1560 241.3mm1560m水平井 1330 1655 241.3mm1655m 177.8mm1653 地面三开 1655 2133 152.4mm2133m 114.3mm 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
8、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
9、眼回填：井段 1000 1560m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
10、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 912 1490-1508 18相当于 P63-1081568-1585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
11、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
12、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
13、公司开钻次序钻头直径（ mm） 层位推 荐 PH9-1井一开 346.0 346.0 直 罗组二开 222.25 241.3 长 912 （ A点）三开 152.4 152.4 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1 346.1mm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2 222.25PDC+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 +127m
14、m 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3 222.25钻头 172mm1.25 度 单 弯螺杆 +218mm 扶正器+MWD+158.8mm 无磁 钻铤 1 根 +158mm 钻铤 2 根+127mm 加重 钻 杆 45根 +127mm 钻 杆4 222.25mmH517G 197mm1.25 度 单 弯螺杆 +218mm 扶正器+LWD+127mm 无磁 钻 杆 +127mm 钻 杆 +127mm 加重
15、 钻 杆 45根 +127mm 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5 152mmH126+120mm 钻铤 3 根 101.6mm 加重 钻 杆 15根 +101.6mm 钻 杆 30 根 +101.6mm 加重 钻 杆30+101.6mm 钻 杆钻 塞152mmPDC+120mm1 单 弯螺杆 +148mm 扶正器 LWD短 节 101.6mm 加重 钻 杆 15 根 +101.6mm 钻 杆 （ 30-60）根 +101.6mm 加重 钻 杆 30 根 +101.6mm 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
