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摘要：AGCS-XXH井设计为一口先导试验水平井，开发第三纪Asmari油藏，钻遇地层自上而下包括Upper Fars，Lower Fars和Jeribe。该井是此区块的第一口实验水平井，目的层为垂深2929.5m至3000.5m的Jeribe油层。本井位于伊拉克米桑油田阿布格拉布地区，设计在12-1/4"井眼膏盐层内增斜至35度，考察岩层稳定性，并在8-1/4"井眼100米垂深范围内完成常规定向方法增斜能力的先导性试验。该井由渤钻第二钻井公司承钻、渤钻定向井公司提供轨迹控制技术服务。
关键词：伊拉克;先导试验井;水平井;高压盐膏层
1.前言
AGCS-XXH井设计为一口先导试验水平井，开发第三纪Asmari油藏，钻遇地层自上而下包括Upper Fars，Lower Fars和Jeribe。井眼轨迹设计如表1所示。该井设计在12.25"高压盐膏层井眼内增斜至35°并稳斜100m左右，在8.25"井眼内以9°/30m的造斜率完成从35°到81.73°的增斜段，水平段钻进100m。
2.施工过程介绍
2.1 12.25"井眼施工过程
自2017年10月25日2：00井深2470m下入12.25"井眼定向钻具组合至11月8日24：00钻至中完井深2939.2m，累计进尺469.2米，施工15天，起下造斜工具累计3次：
2.1.112.25"井眼（2470m～2475m）
钻具组合：
12-1/4"PDC+8"Mudmotor（1.50°）+8"F/V+8"SNMDC+8"NMDC+8"DC+8"Jar+8"DC+XO（4-1/2 IF BOX*6-5/8 REG PIN）+6-1/2 DC*2+5-1/2"DP
钻井参数：钻压6～10T;排量：2.2m3/min;泵压19-23MPa
过程描述：
顶驱转速：40RPM。复合钻进至2475m米，进尺慢，ROP：0.6m/h，怀疑泥包钻头，起钻检查、更换为DingXing DXS1954钻头。
2.1.212.25"井眼（2475m～2738m）
钻具组合：
12-1/4"PDC+8"Mudmotor（1.50°）+8"F/V+8"SNMDC+8"NMDC+8"DC+8"Jar+8"DC+XO（4-1/2 IF BOX*6-5/8 REG PIN）+6-1/2 DC*2+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压4-11T;排量：2.2-2.3m3/min;泵压19-23MPa
过程描述：
下钻到底后复合钻进至造斜点：2480m之前钻时没有明显加快，ROP：0.8m/h，开始造斜后，在测到造斜率之前，每根定向5m，进尺见快，定向ROP：1-2m/h，复合ROP：2-4m/h。最初造斜率仅为0.1°/m，定向改为每根定8m后，造斜率稳定在0.13°/m。
2.1.312.25"井眼（2738m～2871m）
钻具组合：
12-1/4"PDC+8"Mudmotor（1.50°）+8"F/V+8"SNMDC+8"NMDC+8"DC+8"Jar+8"DC+XO（4-1/2 IF BOX*6-5/8 REG PIN）+6-1/2 DC*2+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压3-6T;排量：2.2-2.3m3/min;泵压19-23MPa
过程描述：
复合增斜率0.07-0.1-0.12°/m逐渐增大，复合钻进控制钻压3-4T，每柱增斜2°左右。复合至2871m，进入纯盐地层，考虑井下可能复杂，起钻换常规钻具钻至中完井深2939.2m。12.25"井眼出套管后掃塞钻具钻进至井深2946m，起钻换定向钻具。
2.2 8.25"井眼施工过程
2.2.1 8.25"井眼（2946m～2947m）
钻具组合：
81/4"PDC+6.75"Mudmotor（1.50°）+6.5"F/V+6.75"LWD+5"NMDP+5"HWDP*2+5"DP*15+5"HWDP*24+6.5"Jar+ 5"HWDP*3 +XO（5-1/2 IF BOX*4-1/2 HF PIN）+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压3-5T;排量：1.34-1.41m3/min;泵压11-13.5Mpa
过程描述：
到底后磨合钻头、马达复合钻进至2947m，停泵测斜，准备开始定向时LWD没信号，起初井口测试LWD仍然没信号。
2.2.28.25"井眼（2947m～3260m完钻）
钻具组合：
81/4"PDC+6.75"Mudmotor（1.50°）+6.5"F/V+6.75"LWD+5"NMDP+5"HWDP*2+5"DP*15+5"HWDP*24+6.5"Jar+ 5"HWDP*3 +XO（5-1/2 IF BOX*4-1/2 HF PIN）+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压3-5T;排量：1.34-1.41m3/min;泵压11-13.5Mpa
过程描述：
本趟钻更换LWD仪器，继续下入原钻具组合，开始连续定向33m，增斜率0.22°/m，ROP：1-3m/h，2976m后每柱定向23m，增斜率0.33°/m，ROP：1-3m/h。井斜40°以后滑动增斜率涨至0.45°/m，复合增斜率0.1°/m，每柱定向20m即满足8°/30m的狗腿要求。后由于地层变化4次调整设计，终钻进至3260m甲方宣布完钻。 3.12.25"井眼施工中遇到的问题及技术认识
3.1工具准备
要保证井下工具工作正常，所有钻具要下井前要进行探伤，所下钻具以及定向井工具必须按照所需上扣扭矩紧扣。每趟钻要仔细检查定向工具的丝扣和台阶面，检查浮阀的使用情况，检查MWD和循环套的冲刷情况，保证定向工具安全正常运转。
3.2优化钻具组合及参数
钻具组合：
12-1/4"PDC +8"马达（1.5°）+8"浮阀 +8"MWD短节 +8"无磁钻铤（MWD）+8"钻铤×1根 + 8"震击器 +8"钻铤×1根 +X/O +6-1/2"钻铤×2根 +X/O +5-1/2"钻杆
钻井参数：
钻压：60～100KN 转速：30～40 rpm 排量：2000～2300 L/min下入单扶钻具组合，增加后期复合增斜率，减少滑动井段，提高机械钻速。
3.3优选MWD设置参数
考虑到高密度钻井液开泵速度，MWD仪器的设置较以往有所改变，软件里增大开泵延迟时间和缩小停泵延迟时间。这样可以缩短钻具静止时间，减小粘卡风险。优选限流环和主阀头的配比，保证仪器施工顺利。
4.12.25"井眼施工中防卡措施
a.快速接立柱，尽量缩短接立柱时间，接立柱前要做好井眼、设备及人员的充分准备。井队在钻进盐膏层期间要加强设备的检查保养，确保设备正常运转，发现设备隐患要立即整改，设备出现异常现象要立即查找原因，排除故障。当设备维修需要较长时间，必须将钻具起入套管鞋后再修理。
b.钻进中，每钻完一个立柱至少划眼两遍，消除台阶，确保井壁光滑、井眼通畅，扭矩正常再接立柱。根据实际钻井情况每钻进100-150m或48h短起一次，及时清除附着在井壁的钻屑，让盐膏层充分释放应力，防止盐膏层缩径和破坏岩屑床，确保井眼清洁。起下钻时，应控制起下钻速度，阻卡限制在规定的吨位内，否则应划眼通过，划眼时采用一冲、二通、三划的方法，必要时转正工具面下放划眼。
c.高压盐膏层钻进时，防粘卡工作是重中之重。测斜静止时间不得超过3分钟。测斜前要确保整柱钻具活动畅通，且测斜静止时钻具有上下有活动空间。每柱打完后划眼一遍，确保通畅，将钻具提至距井底5-6（以往井1-2m）处，停顶驱停泵，静止一分钟，开泵至指定排量，可以缓慢上提下放钻具或低转速划眼至测斜结束
5.经验总结和建议
AGCS-47H井设计在12-1/4"井眼高压层内增斜至35度左右，在8-1/4"井眼不到100m垂深的范围内完成水平井造斜能力的先导性实验。12 25in井眼.施工主要难及风险点如下：
a.设计造斜点在2480m，造斜段岩性为石膏为主，无水石膏层易吸水膨胀造成缩径，盐岩层易蠕变，钻具粘卡风险增大。
b.密度窗口窄，鉆井液密度稍低，则存在高压盐水侵的风险;钻井液密度稍高，则存在井下漏失的风险，上部高压盐层，下部mb2盐层、mb1交结层压力系数低，卡层失败会造成井漏及井漏失返。
c.盐膏层定向，井眼轨迹控制难度大。在121/4?大井眼盐膏层中进行定向钻进时，为保证井下安全，防止卡钻，需要频繁活动钻具，直接影响造斜率，工具面不稳定，井身轨迹控制效果较差，轨迹控制难度增大。
d.12.25"井眼造斜段长，滑动进尺多，存在托压，摩阻大，机速慢等问题，高密度定向施工，极易发生粘附卡钻和压差卡钻。
参考文献：
[1] 刘天科. 土库曼斯坦亚速尔地区盐膏层及高压盐水层钻井液技术措施[J].石油钻采工艺.2010（02）
[2] 李晓峰. 塔河油田S114超深井盐膏层钻井技术[J].石油钻探技术.2006（04）
[3] 吴应凯，石晓兵，陈平，聂荣国，李黔，杨国懿，吴晓明，滕国权. 深部盐膏层安全钻井技术的现状及发展方向研究[J].天然气工业.2004（02）
[4] 马德新，杨鸿波，罗庆时，刘军波，何世明. Missan油田F区块水平井复杂层段钻井实践与认识[J].钻采工艺.2016（04）
[5] 薛雷，杨海席，王长月，马小康，崔新森. 高压盐膏层固井技术研究及在伊拉克米桑油田的应用[J].内蒙古石油化工.2016（07）
关键词：伊拉克;先导试验井;水平井;高压盐膏层
1.前言
AGCS-XXH井设计为一口先导试验水平井，开发第三纪Asmari油藏，钻遇地层自上而下包括Upper Fars，Lower Fars和Jeribe。井眼轨迹设计如表1所示。该井设计在12.25"高压盐膏层井眼内增斜至35°并稳斜100m左右，在8.25"井眼内以9°/30m的造斜率完成从35°到81.73°的增斜段，水平段钻进100m。
2.施工过程介绍
2.1 12.25"井眼施工过程
自2017年10月25日2：00井深2470m下入12.25"井眼定向钻具组合至11月8日24：00钻至中完井深2939.2m，累计进尺469.2米，施工15天，起下造斜工具累计3次：
2.1.112.25"井眼（2470m～2475m）
钻具组合：
12-1/4"PDC+8"Mudmotor（1.50°）+8"F/V+8"SNMDC+8"NMDC+8"DC+8"Jar+8"DC+XO（4-1/2 IF BOX*6-5/8 REG PIN）+6-1/2 DC*2+5-1/2"DP
钻井参数：钻压6～10T;排量：2.2m3/min;泵压19-23MPa
过程描述：
顶驱转速：40RPM。复合钻进至2475m米，进尺慢，ROP：0.6m/h，怀疑泥包钻头，起钻检查、更换为DingXing DXS1954钻头。
2.1.212.25"井眼（2475m～2738m）
钻具组合：
12-1/4"PDC+8"Mudmotor（1.50°）+8"F/V+8"SNMDC+8"NMDC+8"DC+8"Jar+8"DC+XO（4-1/2 IF BOX*6-5/8 REG PIN）+6-1/2 DC*2+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压4-11T;排量：2.2-2.3m3/min;泵压19-23MPa
过程描述：
下钻到底后复合钻进至造斜点：2480m之前钻时没有明显加快，ROP：0.8m/h，开始造斜后，在测到造斜率之前，每根定向5m，进尺见快，定向ROP：1-2m/h，复合ROP：2-4m/h。最初造斜率仅为0.1°/m，定向改为每根定8m后，造斜率稳定在0.13°/m。
2.1.312.25"井眼（2738m～2871m）
钻具组合：
12-1/4"PDC+8"Mudmotor（1.50°）+8"F/V+8"SNMDC+8"NMDC+8"DC+8"Jar+8"DC+XO（4-1/2 IF BOX*6-5/8 REG PIN）+6-1/2 DC*2+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压3-6T;排量：2.2-2.3m3/min;泵压19-23MPa
过程描述：
复合增斜率0.07-0.1-0.12°/m逐渐增大，复合钻进控制钻压3-4T，每柱增斜2°左右。复合至2871m，进入纯盐地层，考虑井下可能复杂，起钻换常规钻具钻至中完井深2939.2m。12.25"井眼出套管后掃塞钻具钻进至井深2946m，起钻换定向钻具。
2.2 8.25"井眼施工过程
2.2.1 8.25"井眼（2946m～2947m）
钻具组合：
81/4"PDC+6.75"Mudmotor（1.50°）+6.5"F/V+6.75"LWD+5"NMDP+5"HWDP*2+5"DP*15+5"HWDP*24+6.5"Jar+ 5"HWDP*3 +XO（5-1/2 IF BOX*4-1/2 HF PIN）+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压3-5T;排量：1.34-1.41m3/min;泵压11-13.5Mpa
过程描述：
到底后磨合钻头、马达复合钻进至2947m，停泵测斜，准备开始定向时LWD没信号，起初井口测试LWD仍然没信号。
2.2.28.25"井眼（2947m～3260m完钻）
钻具组合：
81/4"PDC+6.75"Mudmotor（1.50°）+6.5"F/V+6.75"LWD+5"NMDP+5"HWDP*2+5"DP*15+5"HWDP*24+6.5"Jar+ 5"HWDP*3 +XO（5-1/2 IF BOX*4-1/2 HF PIN）+5-1/2"DP
钻井参数：
钻压3-5T;排量：1.34-1.41m3/min;泵压11-13.5Mpa
过程描述：
本趟钻更换LWD仪器，继续下入原钻具组合，开始连续定向33m，增斜率0.22°/m，ROP：1-3m/h，2976m后每柱定向23m，增斜率0.33°/m，ROP：1-3m/h。井斜40°以后滑动增斜率涨至0.45°/m，复合增斜率0.1°/m，每柱定向20m即满足8°/30m的狗腿要求。后由于地层变化4次调整设计，终钻进至3260m甲方宣布完钻。 3.12.25"井眼施工中遇到的问题及技术认识
3.1工具准备
要保证井下工具工作正常，所有钻具要下井前要进行探伤，所下钻具以及定向井工具必须按照所需上扣扭矩紧扣。每趟钻要仔细检查定向工具的丝扣和台阶面，检查浮阀的使用情况，检查MWD和循环套的冲刷情况，保证定向工具安全正常运转。
3.2优化钻具组合及参数
钻具组合：
12-1/4"PDC +8"马达（1.5°）+8"浮阀 +8"MWD短节 +8"无磁钻铤（MWD）+8"钻铤×1根 + 8"震击器 +8"钻铤×1根 +X/O +6-1/2"钻铤×2根 +X/O +5-1/2"钻杆
钻井参数：
钻压：60～100KN 转速：30～40 rpm 排量：2000～2300 L/min下入单扶钻具组合，增加后期复合增斜率，减少滑动井段，提高机械钻速。
3.3优选MWD设置参数
考虑到高密度钻井液开泵速度，MWD仪器的设置较以往有所改变，软件里增大开泵延迟时间和缩小停泵延迟时间。这样可以缩短钻具静止时间，减小粘卡风险。优选限流环和主阀头的配比，保证仪器施工顺利。
4.12.25"井眼施工中防卡措施
a.快速接立柱，尽量缩短接立柱时间，接立柱前要做好井眼、设备及人员的充分准备。井队在钻进盐膏层期间要加强设备的检查保养，确保设备正常运转，发现设备隐患要立即整改，设备出现异常现象要立即查找原因，排除故障。当设备维修需要较长时间，必须将钻具起入套管鞋后再修理。
b.钻进中，每钻完一个立柱至少划眼两遍，消除台阶，确保井壁光滑、井眼通畅，扭矩正常再接立柱。根据实际钻井情况每钻进100-150m或48h短起一次，及时清除附着在井壁的钻屑，让盐膏层充分释放应力，防止盐膏层缩径和破坏岩屑床，确保井眼清洁。起下钻时，应控制起下钻速度，阻卡限制在规定的吨位内，否则应划眼通过，划眼时采用一冲、二通、三划的方法，必要时转正工具面下放划眼。
c.高压盐膏层钻进时，防粘卡工作是重中之重。测斜静止时间不得超过3分钟。测斜前要确保整柱钻具活动畅通，且测斜静止时钻具有上下有活动空间。每柱打完后划眼一遍，确保通畅，将钻具提至距井底5-6（以往井1-2m）处，停顶驱停泵，静止一分钟，开泵至指定排量，可以缓慢上提下放钻具或低转速划眼至测斜结束
5.经验总结和建议
AGCS-47H井设计在12-1/4"井眼高压层内增斜至35度左右，在8-1/4"井眼不到100m垂深的范围内完成水平井造斜能力的先导性实验。12 25in井眼.施工主要难及风险点如下：
a.设计造斜点在2480m，造斜段岩性为石膏为主，无水石膏层易吸水膨胀造成缩径，盐岩层易蠕变，钻具粘卡风险增大。
b.密度窗口窄，鉆井液密度稍低，则存在高压盐水侵的风险;钻井液密度稍高，则存在井下漏失的风险，上部高压盐层，下部mb2盐层、mb1交结层压力系数低，卡层失败会造成井漏及井漏失返。
c.盐膏层定向，井眼轨迹控制难度大。在121/4?大井眼盐膏层中进行定向钻进时，为保证井下安全，防止卡钻，需要频繁活动钻具，直接影响造斜率，工具面不稳定，井身轨迹控制效果较差，轨迹控制难度增大。
d.12.25"井眼造斜段长，滑动进尺多，存在托压，摩阻大，机速慢等问题，高密度定向施工，极易发生粘附卡钻和压差卡钻。
参考文献：
[1] 刘天科. 土库曼斯坦亚速尔地区盐膏层及高压盐水层钻井液技术措施[J].石油钻采工艺.2010（02）
[2] 李晓峰. 塔河油田S114超深井盐膏层钻井技术[J].石油钻探技术.2006（04）
[3] 吴应凯，石晓兵，陈平，聂荣国，李黔，杨国懿，吴晓明，滕国权. 深部盐膏层安全钻井技术的现状及发展方向研究[J].天然气工业.2004（02）
[4] 马德新，杨鸿波，罗庆时，刘军波，何世明. Missan油田F区块水平井复杂层段钻井实践与认识[J].钻采工艺.2016（04）
[5] 薛雷，杨海席，王长月，马小康，崔新森. 高压盐膏层固井技术研究及在伊拉克米桑油田的应用[J].内蒙古石油化工.2016（07）