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摘 要：针对大港油田大位移定向井存在的摩阻和扭矩大、轨迹控制难度大、井壁稳定难度大、长裸眼段下套管难度大、井眼净化要求高等技术难点，研究制定了一套大位移水平井钻、完井技术。论述了大位移水平井实施中的井眼轨迹设计技术、导向钻井技术、漂浮下套管技术、高润滑强抑制的优质钻井液技术、摩阻扭矩预测及监测技术等，并经实践证明该套技 术在大港油田能有效提高钻井效率。
关键词：大位移井;轨迹控制;摩阻扭矩;漂浮下套管;大港油田
前言
大位移井是指所钻井的水平位移与垂深之比等于或大于2的定向井，大位移井技术在大港油田地面条件受到限制的地区应用比较广泛。通过对大位移定向钻井技术难点的分析和对关键技术进行研究和探索，取得了宝贵的经验。
1大位移井钻完井技术难点
通过轨迹优化、水力学与井眼净化、管柱力学分析与套管下入等前期研究和分析，大位移井的主要技术难点有以下几个方面。
1.1井眼轨迹优选
大位移井突出特点是水平位移大、井斜角大，导致钻柱和套管在井眼内摩阻和扭矩大，大位移井井眼轨迹优化是减少摩阻和扭矩的主要途径之一。
1.2 轨迹控制难度大
长稳斜段钻进，由于钻具组合和地层的原因会导致井斜角控制难度大，再加之钻头旋转的原因，容易产生方位飘移。同时，电潜泵采油下入段对“狗腿”度要求高，井眼轨迹要求平滑度高，使井眼轨迹控制难度大。
1.3摩阻和扭矩大
摩阻和扭矩是大位移井水平位移延伸程度的主要限制因素，由于稳斜段长、井斜角大，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难;钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难 。
1.4长裸眼段下套管作业难度大
大位移井套管需下入长裸眼段的大斜度井段，深度较大。在正常下入过程中由于摩阻较大， 下部套管段可能会产生屈曲变形，使套管下入难度大，甚至难以下到预定深度。
1.5井壁稳定难度大
部分地区油藏埋藏浅，造斜点浅，地层较软，所钻大位移水平井深，钻井周期长，在大斜度井段易发生井壁失稳，可能导致垮塌。
1.6 井眼净化要求高
大位移井水平位移大，井眼清洁、携砂困难，若井眼尺寸较大，钻井液返速低，造成岩屑沉积，易形成岩屑床，对钻井液性能及工程参数匹配要求高。
2 大位移水平井定向井钻井提速技术
2.1井眼轨迹及井身结构优化
大位移水平井的井眼轨迹、井身结构设计需要考虑地质要求、地层岩性、造斜工具的造斜率、完井方式等因素，井眼轨迹和井身结构是大位移井能否成功实施的关键。
2.1.1 井眼轨迹优化
目前全球范围所钻大位移井所用的剖面形状主要有常规曲率设计和变曲率设计2种，结合庄大港油田大位移水平井实际情况，同时考虑多点约束问题，采用三维拟悬链线剖面设计变曲率剖面设计的比较多。为尽量减少摩阻和扭矩，对不同的变曲率设计剖面进行优化，结合摩阻、扭矩分析結果（悬链线剖面摩阻和扭矩相对较低），确定了以初始曲率、曲率变化以及到最大曲率参数最优化的拟悬链线剖面。
2.1.3井身结构优化
主要考虑以下 3个方面 ：
（1）表层套管封过“狗腿”度较大的造斜段，防键槽卡钻，保证中间大段稳斜井段的安全钻进，同时封住上部疏松地层，减少井下复杂;
（2）中间套管封至入窗点，为实现储层专打创造条件，并为下部筛管完井做好准备;
（3）由层水平段采用筛管完井。
2.2摩阻分析
大港油田部分区块的大位移井水平位移大、水垂比高，且大部分井段为稳斜井段、井斜在 80°左右，这使得在钻进、起下钻和下套管等作业过程中摩阻、扭矩问题非常突出。摩阻、扭矩过大，轻则会增加施工难度，延长钻井作业时间;重则使钻井作业无法进行，导致井眼提前完钻或达不到预计的钻井深度。
2.2.1钻具摩阻、扭矩优化研究
（1）311.1mm井眼，井深3367.43m，水平位移2741.43m
①钻具组合：311.1mm钻头+245.0mm导向马达+298.0mm欠尺寸扶正器+127.0mm非磁抗 压缩钻杆1根+165.0mmMWD+139.7mml8°S135钻杆2600m+127.0mm加重钻杆21根+139.7 mm 钻杆若干。②工况参数：钻井液密度1.20 g/cm3，旋转钻进钻压60 kN，滑动钻进钻压30kN，起下钻速度10m/min，钻头扭矩7000N·m。
（2）215.9mm井眼，井深4080.00m，水平位移3452.18 m
① 钻具组合：215.9mm钻头+172.0 mm导向马达+203.0 mm欠尺寸扶正器+127.0mm非磁抗压缩钻杆1根+165.0mmMWD +139.7mm18。S135钻杆3050m+127.0mm加重钻杆21根+139.7 mm钻杆若干。②工况参数：钻井液密度1.15 g/cm3，旋转钻进钻压60kN，滑动钻进钻压30 kN，起下钻速度10m/min，钻头扭矩4000N？m。
（3）理论分析结果
215.9mm井眼在套管内摩擦系数为0.25、裸眼摩擦系数分别取0.25、0.35时，均未出现任何弯曲现象。311.1mm井眼在套管内摩擦系数0.25、裸眼摩擦系数0.35的情况下，钻至人窗前调整井段时，滑动钻进及滑动下钻均出现了正弦弯曲，说明必须采用旋转钻井方式才能顺利调整井眼轨迹，并顺利下钻到底;而在套管内摩擦系数0.20、裸眼摩擦系数0.25时，不会出现任何弯曲，说明要降低钻具摩阻扭矩，实现钻压的有效传递，只有通过降低摩擦系数才能实现。
2.2.2套管下入摩阻预测
根据井眼轨迹及井身结构确定过程中的分析研究认为，中间套管（244.5mm）的下入难度最大，如何保证套管的顺利下入，确保其下入预定深度对大位移井实施至关重要。中间套管将下入一定深度右，井斜角 79.0°-81.8°。根据已钻大位移井的经验，下放载荷应大于静载荷的30%，套管即可顺利下入。分析结果：244.5 mm下放载荷小于静载荷的30%，不能达到套管顺利下入的条件，尤其是在裸眼摩擦系数取0.45时，甚至无法下入。为了保证该层套管顺利下入，实施过程中应采用漂浮下套管技术，确保其顺利下到预定深度 。
2.3钻井液优选
大位移水平井由于井斜、位移大，井型复杂，裸眼段长且泥岩井段造浆严重，随着固相含量和搬土含量的提高，易造成下部井眼不清洁，摩阻增大。结合该地区地层物性分析，选用强抑制性、润滑性好的钻井液，确保井壁稳定，并满足井下工具 （MWD、LWD、动力马达等）、 携岩和储层保护要求。入窗前井段主要采用无固相钻井液体系，入窗后实施油层专打，采用优质无固相钻井液，能有效地保护储层，满足水平井段井眼净化及润滑的要求。
3.结论
（1）大位移水平井井眼轨迹采用拟悬链线剖面设计，有利于降低扭矩。
（2）选用MWD+导向马达成熟的定向钻具结构和适当的钻井参数，通过旋转钻进配合滑动钻进的钻井方式，能有效控制井眼轨迹，提高钻井速度，是实现安全、高效钻井的重要手段。
（3）摩阻、扭矩预测技术、漂浮下套管技术、具有良好润滑性和抑制性的水基钻井液体系、 ECD预测与实钻对比分析技术等先进技术的集成应用是大位移水平井钻井成功的关键 。
（4）准确预测并做好ECD实测分析对及时清理岩屑床、优化钻具结构和钻进参数、保证安全钻井有着重要的意义。
参考文献：
[1] 周守为，张钧.大位移井钻井技术及其在渤海油田的应用[M].北京：石油工业出版社，2002.
关键词：大位移井;轨迹控制;摩阻扭矩;漂浮下套管;大港油田
前言
大位移井是指所钻井的水平位移与垂深之比等于或大于2的定向井，大位移井技术在大港油田地面条件受到限制的地区应用比较广泛。通过对大位移定向钻井技术难点的分析和对关键技术进行研究和探索，取得了宝贵的经验。
1大位移井钻完井技术难点
通过轨迹优化、水力学与井眼净化、管柱力学分析与套管下入等前期研究和分析，大位移井的主要技术难点有以下几个方面。
1.1井眼轨迹优选
大位移井突出特点是水平位移大、井斜角大，导致钻柱和套管在井眼内摩阻和扭矩大，大位移井井眼轨迹优化是减少摩阻和扭矩的主要途径之一。
1.2 轨迹控制难度大
长稳斜段钻进，由于钻具组合和地层的原因会导致井斜角控制难度大，再加之钻头旋转的原因，容易产生方位飘移。同时，电潜泵采油下入段对“狗腿”度要求高，井眼轨迹要求平滑度高，使井眼轨迹控制难度大。
1.3摩阻和扭矩大
摩阻和扭矩是大位移井水平位移延伸程度的主要限制因素，由于稳斜段长、井斜角大，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难;钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难 。
1.4长裸眼段下套管作业难度大
大位移井套管需下入长裸眼段的大斜度井段，深度较大。在正常下入过程中由于摩阻较大， 下部套管段可能会产生屈曲变形，使套管下入难度大，甚至难以下到预定深度。
1.5井壁稳定难度大
部分地区油藏埋藏浅，造斜点浅，地层较软，所钻大位移水平井深，钻井周期长，在大斜度井段易发生井壁失稳，可能导致垮塌。
1.6 井眼净化要求高
大位移井水平位移大，井眼清洁、携砂困难，若井眼尺寸较大，钻井液返速低，造成岩屑沉积，易形成岩屑床，对钻井液性能及工程参数匹配要求高。
2 大位移水平井定向井钻井提速技术
2.1井眼轨迹及井身结构优化
大位移水平井的井眼轨迹、井身结构设计需要考虑地质要求、地层岩性、造斜工具的造斜率、完井方式等因素，井眼轨迹和井身结构是大位移井能否成功实施的关键。
2.1.1 井眼轨迹优化
目前全球范围所钻大位移井所用的剖面形状主要有常规曲率设计和变曲率设计2种，结合庄大港油田大位移水平井实际情况，同时考虑多点约束问题，采用三维拟悬链线剖面设计变曲率剖面设计的比较多。为尽量减少摩阻和扭矩，对不同的变曲率设计剖面进行优化，结合摩阻、扭矩分析結果（悬链线剖面摩阻和扭矩相对较低），确定了以初始曲率、曲率变化以及到最大曲率参数最优化的拟悬链线剖面。
2.1.3井身结构优化
主要考虑以下 3个方面 ：
（1）表层套管封过“狗腿”度较大的造斜段，防键槽卡钻，保证中间大段稳斜井段的安全钻进，同时封住上部疏松地层，减少井下复杂;
（2）中间套管封至入窗点，为实现储层专打创造条件，并为下部筛管完井做好准备;
（3）由层水平段采用筛管完井。
2.2摩阻分析
大港油田部分区块的大位移井水平位移大、水垂比高，且大部分井段为稳斜井段、井斜在 80°左右，这使得在钻进、起下钻和下套管等作业过程中摩阻、扭矩问题非常突出。摩阻、扭矩过大，轻则会增加施工难度，延长钻井作业时间;重则使钻井作业无法进行，导致井眼提前完钻或达不到预计的钻井深度。
2.2.1钻具摩阻、扭矩优化研究
（1）311.1mm井眼，井深3367.43m，水平位移2741.43m
①钻具组合：311.1mm钻头+245.0mm导向马达+298.0mm欠尺寸扶正器+127.0mm非磁抗 压缩钻杆1根+165.0mmMWD+139.7mml8°S135钻杆2600m+127.0mm加重钻杆21根+139.7 mm 钻杆若干。②工况参数：钻井液密度1.20 g/cm3，旋转钻进钻压60 kN，滑动钻进钻压30kN，起下钻速度10m/min，钻头扭矩7000N·m。
（2）215.9mm井眼，井深4080.00m，水平位移3452.18 m
① 钻具组合：215.9mm钻头+172.0 mm导向马达+203.0 mm欠尺寸扶正器+127.0mm非磁抗压缩钻杆1根+165.0mmMWD +139.7mm18。S135钻杆3050m+127.0mm加重钻杆21根+139.7 mm钻杆若干。②工况参数：钻井液密度1.15 g/cm3，旋转钻进钻压60kN，滑动钻进钻压30 kN，起下钻速度10m/min，钻头扭矩4000N？m。
（3）理论分析结果
215.9mm井眼在套管内摩擦系数为0.25、裸眼摩擦系数分别取0.25、0.35时，均未出现任何弯曲现象。311.1mm井眼在套管内摩擦系数0.25、裸眼摩擦系数0.35的情况下，钻至人窗前调整井段时，滑动钻进及滑动下钻均出现了正弦弯曲，说明必须采用旋转钻井方式才能顺利调整井眼轨迹，并顺利下钻到底;而在套管内摩擦系数0.20、裸眼摩擦系数0.25时，不会出现任何弯曲，说明要降低钻具摩阻扭矩，实现钻压的有效传递，只有通过降低摩擦系数才能实现。
2.2.2套管下入摩阻预测
根据井眼轨迹及井身结构确定过程中的分析研究认为，中间套管（244.5mm）的下入难度最大，如何保证套管的顺利下入，确保其下入预定深度对大位移井实施至关重要。中间套管将下入一定深度右，井斜角 79.0°-81.8°。根据已钻大位移井的经验，下放载荷应大于静载荷的30%，套管即可顺利下入。分析结果：244.5 mm下放载荷小于静载荷的30%，不能达到套管顺利下入的条件，尤其是在裸眼摩擦系数取0.45时，甚至无法下入。为了保证该层套管顺利下入，实施过程中应采用漂浮下套管技术，确保其顺利下到预定深度 。
2.3钻井液优选
大位移水平井由于井斜、位移大，井型复杂，裸眼段长且泥岩井段造浆严重，随着固相含量和搬土含量的提高，易造成下部井眼不清洁，摩阻增大。结合该地区地层物性分析，选用强抑制性、润滑性好的钻井液，确保井壁稳定，并满足井下工具 （MWD、LWD、动力马达等）、 携岩和储层保护要求。入窗前井段主要采用无固相钻井液体系，入窗后实施油层专打，采用优质无固相钻井液，能有效地保护储层，满足水平井段井眼净化及润滑的要求。
3.结论
（1）大位移水平井井眼轨迹采用拟悬链线剖面设计，有利于降低扭矩。
（2）选用MWD+导向马达成熟的定向钻具结构和适当的钻井参数，通过旋转钻进配合滑动钻进的钻井方式，能有效控制井眼轨迹，提高钻井速度，是实现安全、高效钻井的重要手段。
（3）摩阻、扭矩预测技术、漂浮下套管技术、具有良好润滑性和抑制性的水基钻井液体系、 ECD预测与实钻对比分析技术等先进技术的集成应用是大位移水平井钻井成功的关键 。
（4）准确预测并做好ECD实测分析对及时清理岩屑床、优化钻具结构和钻进参数、保证安全钻井有着重要的意义。
参考文献：
[1] 周守为，张钧.大位移井钻井技术及其在渤海油田的应用[M].北京：石油工业出版社，2002.