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摘要：渤页平1井是胜利油田第一口页岩油水平预探井。本文主要按直井段、增斜段、水平段施工顺序，分别提出了轨迹控制的施工难点，并进行分析，后给出施工方案，同时叙述了施工效果。
关键词：页岩油 水平井 摩阻扭矩 轨迹控制
近年来，长水平段水平井钻井技术被广泛应用于低压低渗等非常规油气藏，特别是在页岩油气、致密砂岩、煤层气等领域取得了较好的开发效果。渤页平1井是胜利油田第一口页岩油水平预探井，该井的顺利施工为胜利油田利用长水平段水平井技术开发非常规油气藏积累了宝贵经验。
1 基本情况
1.1地质概况
渤页平1井位于济阳坳陷沾化凹陷罗家鼻状构造带罗7井区。罗家鼻状构造带是一个近南北向的大型水下隆起，北临渤南洼陷，南靠陈家庄凸起，西邻四扣-邵家洼陷，东与垦西地垒及三合村洼陷相接，为沾化凹陷的南部缓坡带。罗家地区位于沾化凹陷中南部陈家庄凸起北部罗家鼻状构造带上，其西与四扣-邵家洼陷相连，北以斜坡过渡至四扣—渤南洼陷，东与垦西地垒及三合村洼陷相接，为沾化凹陷的南部缓坡带，断裂比较发育，主要发育北东、北西和近东西向三组断裂。罗家地区有24口井在泥页岩中见到显示，其中3口工业油流、3口低产油流，泥页岩油气测试井主要集中于罗家地区，埋深较浅一般在3500-2800m，该区成藏条件有利，具有较大勘探潜力。
1.2 轨道剖面
2 轨迹控制难点与技术措施
2.1直井段较长，防斜要求高
该井设计直井段2504m，施工过程中很容易产生较大位移漂移，严重影响后期轨迹控制，因此防斜打直便成为直井段施工的重中之重。
2.2定向段造斜率控制要求高
二开大井眼定向轨迹不易控制，为了保证压裂管柱顺利下入，降低后期施工中的摩阻扭矩，定向段需要严格控制造斜率。
在实钻过程中，为了定向段保证定向成功，提高钻井时效，采用牙轮钻头，这有利于定向过程中的工具面稳定。本着轨迹平滑的原则，采用1.25°单弯动力钻具，控制狗腿度小于6°/30m，在造斜率满足井眼轨迹的前提下，增大旋转钻进比例。为了消除钻铤和钻杆之间外径之间的落差，加入238扶正器，有利于修整井壁，确保井眼平滑。随时利用LANDMARK软件根据实钻情况优化剖面设计，降低该井的摩阻和扭矩。为了使井身轨迹尽量圆滑，每个单根都采取定向钻进与旋转钻进相结合的方法进行施工，根据造斜率的大小调整定向钻进的比例（定钻比）。在定向初期，井斜比较小，大井眼定向造斜率不高，此时定钻比比较大；随着井斜的增大，定向造斜率也在升高，开始减小定钻比；当井斜到30°之后，旋转钻进的自然增斜率也增至10°/100m左右，这时就充分利用复合钻进方式自然增斜的方式，进一步降低定钻比。通过对造斜率的严格控制，井身轨迹控制良好，进行起下钻作业无任何阻卡现场。
2.3水平段在泥页岩中钻进，地层不利因素多，轨迹控制难度大
目的层地层埋深较深，地层压实程度高，岩性以油页岩、油泥岩为主，还包括少量变质泥岩、碳质泥岩、灰质泥岩、白云质泥岩等其它泥质岩类以及泥质岩与其它岩性组成的薄互层；泥页岩储集空间类型主要为晶间孔、微孔隙、裂缝。在此地层中钻进存在钻时慢，易缩径，易产生掉块，易出现井涌、井喷或井漏等复杂情况，为了平衡地层压力，设计泥浆密度1.75g/cm3，致使提高钻进速度难度加大，给施工带来困难。在此泥页岩中施工，钻井周期越长，产生复杂情况的可能性就越大。
采用油基泥浆，可以有效地降低出现缩径、坍塌的风险，具有良好的护壁性，降低井眼扩大率，利于裸眼封隔器有效座封。但是油基钻井液流变性不易控制、抗污能力差，携岩效果差易下沉形成岩屑床，造成卡钻。
水平段施工，泥浆密度高，若选择使用单弯动力钻具的组合，虽然轨迹可以随时控制，但是压降大，在保证排量的前提下，泵压太高，对钻井设备要求苛刻，是严重的安全隐患，而且不利于提高机械钻速；利用单弯控制轨迹，井眼不够平滑，起伏较多，在长水平段中，容易增加摩阻扭矩。
基于以上考虑，在水平段施工中，打破水平段用单弯动力钻具的常规做法，采用常规钻具组合，也就是双扶正器加钻铤的结构，通过调整扶正器外径和钻铤长度达到调整井眼轨迹的目的。这样做的优点是：压降小，可以增大排量以提高携岩能力，钻出的井眼轨迹平滑，井眼扩大率也比动力钻具钻出的井眼小，有利于后期作业施工，也有利于提高机械钻速，缩短钻井周期。
施工中，根据第一趟钻具的稳斜效果，在后期的施工中，以第一趟钻的钻具为基础，通过调整两个扶正器的外径和第一个扶正器下面钻具的长度来控制增降斜，实现对井斜的控制。
根据该井的施工，得出以下经验，可为以后类似井型的施工提供参考。
（1）采用两个相同外径的扶正器，之间接6m左右的钻铤，即水平段第一趟钻的钻具组合，可以实现稳斜效果。
（2）因为水平状态下钻具的受力与斜井中区别较大，减小第一个扶正器的尺寸，并不一定能起到降斜的作用。若要降斜可以在减小第一个扶正器尺寸的同时，在第一个扶正器下面加入2-3m的短钻铤。
（3）增斜可以通过减小第二个扶正器的尺寸，或者增加两个扶正器中间的钻铤的长度来实现。
3总结
1、通过优化钻具组合，本井井身轨迹控制技术获得较大成功，本井在施工中获得较高的复合钻进比率，造斜段中复合钻井段与滑动定向井段比率高达5：2，有效的提高了钻井时效，降低了全井摩阻，提高了井下安全系数。
2、本井在水平段实践了常规钻具钻进泥页岩水平段，通过合理选择钻具组合，实现了对水平段轨迹的控制，为今后此类水平井的施工积累了经验。
3、本井使用油基钻井液有效地解决了水平段中的井壁润滑性、稳定性，有着较强的携屑能力，并对油基钻井液钻泥页岩水平井积累了宝贵经验。
参考文献
[1] “大位移井摩阻扭矩分析与应用研究”，贺志刚，西南石油学院 2001.05
[2] “大位移井钻井技术在渤海油田中的应用”，姜伟，西南石油学院 2002.06
关键词：页岩油 水平井 摩阻扭矩 轨迹控制
近年来，长水平段水平井钻井技术被广泛应用于低压低渗等非常规油气藏，特别是在页岩油气、致密砂岩、煤层气等领域取得了较好的开发效果。渤页平1井是胜利油田第一口页岩油水平预探井，该井的顺利施工为胜利油田利用长水平段水平井技术开发非常规油气藏积累了宝贵经验。
1 基本情况
1.1地质概况
渤页平1井位于济阳坳陷沾化凹陷罗家鼻状构造带罗7井区。罗家鼻状构造带是一个近南北向的大型水下隆起，北临渤南洼陷，南靠陈家庄凸起，西邻四扣-邵家洼陷，东与垦西地垒及三合村洼陷相接，为沾化凹陷的南部缓坡带。罗家地区位于沾化凹陷中南部陈家庄凸起北部罗家鼻状构造带上，其西与四扣-邵家洼陷相连，北以斜坡过渡至四扣—渤南洼陷，东与垦西地垒及三合村洼陷相接，为沾化凹陷的南部缓坡带，断裂比较发育，主要发育北东、北西和近东西向三组断裂。罗家地区有24口井在泥页岩中见到显示，其中3口工业油流、3口低产油流，泥页岩油气测试井主要集中于罗家地区，埋深较浅一般在3500-2800m，该区成藏条件有利，具有较大勘探潜力。
1.2 轨道剖面
2 轨迹控制难点与技术措施
2.1直井段较长，防斜要求高
该井设计直井段2504m，施工过程中很容易产生较大位移漂移，严重影响后期轨迹控制，因此防斜打直便成为直井段施工的重中之重。
2.2定向段造斜率控制要求高
二开大井眼定向轨迹不易控制，为了保证压裂管柱顺利下入，降低后期施工中的摩阻扭矩，定向段需要严格控制造斜率。
在实钻过程中，为了定向段保证定向成功，提高钻井时效，采用牙轮钻头，这有利于定向过程中的工具面稳定。本着轨迹平滑的原则，采用1.25°单弯动力钻具，控制狗腿度小于6°/30m，在造斜率满足井眼轨迹的前提下，增大旋转钻进比例。为了消除钻铤和钻杆之间外径之间的落差，加入238扶正器，有利于修整井壁，确保井眼平滑。随时利用LANDMARK软件根据实钻情况优化剖面设计，降低该井的摩阻和扭矩。为了使井身轨迹尽量圆滑，每个单根都采取定向钻进与旋转钻进相结合的方法进行施工，根据造斜率的大小调整定向钻进的比例（定钻比）。在定向初期，井斜比较小，大井眼定向造斜率不高，此时定钻比比较大；随着井斜的增大，定向造斜率也在升高，开始减小定钻比；当井斜到30°之后，旋转钻进的自然增斜率也增至10°/100m左右，这时就充分利用复合钻进方式自然增斜的方式，进一步降低定钻比。通过对造斜率的严格控制，井身轨迹控制良好，进行起下钻作业无任何阻卡现场。
2.3水平段在泥页岩中钻进，地层不利因素多，轨迹控制难度大
目的层地层埋深较深，地层压实程度高，岩性以油页岩、油泥岩为主，还包括少量变质泥岩、碳质泥岩、灰质泥岩、白云质泥岩等其它泥质岩类以及泥质岩与其它岩性组成的薄互层；泥页岩储集空间类型主要为晶间孔、微孔隙、裂缝。在此地层中钻进存在钻时慢，易缩径，易产生掉块，易出现井涌、井喷或井漏等复杂情况，为了平衡地层压力，设计泥浆密度1.75g/cm3，致使提高钻进速度难度加大，给施工带来困难。在此泥页岩中施工，钻井周期越长，产生复杂情况的可能性就越大。
采用油基泥浆，可以有效地降低出现缩径、坍塌的风险，具有良好的护壁性，降低井眼扩大率，利于裸眼封隔器有效座封。但是油基钻井液流变性不易控制、抗污能力差，携岩效果差易下沉形成岩屑床，造成卡钻。
水平段施工，泥浆密度高，若选择使用单弯动力钻具的组合，虽然轨迹可以随时控制，但是压降大，在保证排量的前提下，泵压太高，对钻井设备要求苛刻，是严重的安全隐患，而且不利于提高机械钻速；利用单弯控制轨迹，井眼不够平滑，起伏较多，在长水平段中，容易增加摩阻扭矩。
基于以上考虑，在水平段施工中，打破水平段用单弯动力钻具的常规做法，采用常规钻具组合，也就是双扶正器加钻铤的结构，通过调整扶正器外径和钻铤长度达到调整井眼轨迹的目的。这样做的优点是：压降小，可以增大排量以提高携岩能力，钻出的井眼轨迹平滑，井眼扩大率也比动力钻具钻出的井眼小，有利于后期作业施工，也有利于提高机械钻速，缩短钻井周期。
施工中，根据第一趟钻具的稳斜效果，在后期的施工中，以第一趟钻的钻具为基础，通过调整两个扶正器的外径和第一个扶正器下面钻具的长度来控制增降斜，实现对井斜的控制。
根据该井的施工，得出以下经验，可为以后类似井型的施工提供参考。
（1）采用两个相同外径的扶正器，之间接6m左右的钻铤，即水平段第一趟钻的钻具组合，可以实现稳斜效果。
（2）因为水平状态下钻具的受力与斜井中区别较大，减小第一个扶正器的尺寸，并不一定能起到降斜的作用。若要降斜可以在减小第一个扶正器尺寸的同时，在第一个扶正器下面加入2-3m的短钻铤。
（3）增斜可以通过减小第二个扶正器的尺寸，或者增加两个扶正器中间的钻铤的长度来实现。
3总结
1、通过优化钻具组合，本井井身轨迹控制技术获得较大成功，本井在施工中获得较高的复合钻进比率，造斜段中复合钻井段与滑动定向井段比率高达5：2，有效的提高了钻井时效，降低了全井摩阻，提高了井下安全系数。
2、本井在水平段实践了常规钻具钻进泥页岩水平段，通过合理选择钻具组合，实现了对水平段轨迹的控制，为今后此类水平井的施工积累了经验。
3、本井使用油基钻井液有效地解决了水平段中的井壁润滑性、稳定性，有着较强的携屑能力，并对油基钻井液钻泥页岩水平井积累了宝贵经验。
参考文献
[1] “大位移井摩阻扭矩分析与应用研究”，贺志刚，西南石油学院 2001.05
[2] “大位移井钻井技术在渤海油田中的应用”，姜伟，西南石油学院 2002.06